Министерство образования Республики Беларусь БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра «Электрические системы» Калентионок Е.В. Филипчик Ю.Д. ИССЛЕДОВАНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ НА ЭВМ Методическое пособие к курсовой работе М и н с к 2 0 1 0 Министерство образования Республики Беларусь БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра «Электрические системы» Е.В. Калентионок Ю.Д. Филипчик ИССЛЕДОВАНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ НА ЭВМ Методическое пособие к курсовой работе по дисциплинам «Устойчивость электроэнергетических систем», «Переходные процессы в электроэнергетических системах» для студентов электроэнергетических специальностей Под редакцией Е.В. Калентионка М и н с к 2 0 1 0 УДК 621.311.0143 ББК 31.27904я73 К17 Р е ц е н з е н т ы: Т.А. Шиманская-Семенова, А.Л. Старжинский К 17 Калентионок, Е.В. Исследование устойчивости электроэнергетических систем на ЭВМ: методическое пособие к курсовой работе по дисциплинам «Устой- чивость электроэнергетических систем», «Переходные процессы в электроэнергетических системах» для студентов электроэнергетиче- ских специальностей / Е.В. Калентионок, Ю.Д. Филипчик; под ред. Е.В. Калентионка. – Минск: БНТУ, 20010 - 60с. ISBN 978-985-525-164-5. Приведены краткие теоретические положения и даны практические рекоменда- ции по расчету устойчивости электроэнергетических систем на ЭВМ. Рассматри- ваются вопросы статической и динамической устойчивости, а также устойчивости нагрузки при сложной связи генераторов электростанций с приемной системой. Предназначено для студентов очного и заочного отделений специальностей 1-43 01 01 «Электрические станции», 1-43 01 02 «Электроэнергетические системы и сети», 1.43 01 03 «Электроснабжение», 1-53 01 04 «Автоматизация производ- ственных процессов в энергетике», а также для инженеров, чья деятельность связа- на с оценкой и обеспечением устойчивости электроэнергетических систем. УДК 621.311.0143 ББК 31.27904я73 ISBN 978-985-525-164-5. © Калентионок Е.В., Филипчик Ю.Д., 2010 © БНТУ, 2010 3 ПРЕДИСЛОВИЕ Успешная работа энергосистем в значительной степени за- висит от их способности обеспечить устойчивое и надежное электроснабжение потребителей. Нарушение устойчивости электроэнергетических систем может привести к обесточива- нию большого числа потребителей электроэнергии, повре- ждению оборудования и остановке электростанций. Поэтому расчеты режимов и устойчивости выполняются всегда: – при выборе основной схемы энергосистемы и мест раз- мещения 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 энер- госистемы; – определении параметров настройки средств противоава- рийной автоматики (ПА), систем регулирования и управления, релейной защиты, автоматического поворотного включения (АПВ) и т.д. Исследования устойчивости электроэнергетических систем выполняются в основном на ЭВМ по специально разработанным программам. Это позволяет повысить точность схемных реше- ний, достичь более высокой надежности и экономичности функ- ционирования энергосистем, приблизить определение областей устойчивости в максимальной степени к действительным. В данном пособии авторы ориентировались на применение сту- дентами учебной программы DIS и промышленной Мустанг-95. 2-й, 3-й, и 4-й разделы пособия содержат краткие теорети- ческие сведения, описание основных решаемых задач и мето- дические рекомендации. В приложениях приведены описания инструкции рекомен- дуемых программ. При этом не исключается возможность ис- пользования студентом и других вычислительных средств: 4 MATLAB, Evrostag, Electronics Workbench и т.д. Следует от- метить, что методические вопросы исследования устойчиво- сти электроэнергетических систем на ЭВМ рассмотрены настолько подробно, насколько это позволил объем пособия и накопленный практический опыт авторов. Последние выра- жают искреннюю благодарность доценту Т.А. Шиманской- Семеновой и старшему преподавателю А.Л. Старжинскому за редактирование рукописи, сделанные замечания и данные со- веты, способствовавшие улучшению издания, а также Е.А. За- борской и Е.Л. Ковенской, которые кропотливо трудились, подготавливая рукопись к изданию. 5 1. ПОДГОТОВКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ РАСЧЕТОВ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ И УСТОЙЧИВОСТИ НА ПЭВМ 1.1. Формирование задания В качестве объекта исследования принимается одна из схем, представленных на рис. 1.1, паспортные данные ее электрообо- рудования приведены в табл. 1.1–1.8. Варианты задания форми- руются на основе табл. 1.9. Студенту задается значение парамет- ров i и j (например, для варианта 12 i=1 – номер строки, j=2 – номер столбца). На пересечении строки и столбца выбирается семизначное число. Первая цифра этого числа указывает на но- мер варианта в табл. 1.1, вторая в табл. 1.2, и т.д. посредством выбора параметров электрооборудования по таблицам 1.1–1.8 формируется индивидуальный вариант задания. ~ Т1 Г Ст Эс Т2 Л4 Л2 Л3 S3 3 ~ ~ Л5 4 S1 S2 Т4 Т3 6 1 2 8 7 a Л1 5 Т1 Г Ст Т4 Л1 Л4 Л3 S3 3 ~ ~ Л2 4 S1 S2 Т2 Т3 6 8 7 1 2 б 5 ~ Эс U U Т1 Ст Эс Т2 Л4 Л2 Л3 S3 3 ~ ~ Л5 4 S1 S2 Т4 Т3 6 1 2 8 7 Л1 5 U в Г ~ Рисунок 1.1. Принципиальные схемы электроэнергетических систем 6 ~ Т1 Г Ст Эс Т3 Л4 Л2 Л3 S3 7 ~ Л5 8 S1 S2 Т2 Т4 6 4 3 1 г Л1 5 Т1 Г Ст Т3 Л4 Л2 Л3 S3 2 ~ Л1 1 S1 S2 Т2 Т2 6 4 3 8 7 д 5 ~ ЭС U U Т1 Ст ЭС Т4 Л4 Л2 Л3 S3 3 ~ Л5 4 S2 Т2 Т3 6 8 7 1 2 Л1 5 U e Г ~ 2 ~ ~ ~ S1 Окончание рис. 1.1. В качестве генератора Г необходимо принять генератор ти- па ТГВ-300, трансформатора Т4 – ТДЦ-400000/330. Таблица 1.1 Параметры генераторов станции Ст Вариант Pнг, МВт cosφн Uнг, кВ Tj, с nг, шт Xd, % X ’ d, % X2, % 0 100 0,80 10,50 6,5 4 192,0 27,8 23,4 1 160 0,85 18,00 5,0 3 230,0 32,9 26,9 2 200 0,85 15,75 6,8 2 186,2 31,0 24,9 3 300 0,85 20,00 7,0 2 219,5 30,0 23,8 4 500 0,85 20,00 6,3 1 241,3 37,3 29,6 5 200 0,85 15,75 7,0 2 210,6 27,2 22,0 6 500 0,85 20,00 6,9 1 215,8 39,8 32,7 7 220 0,85 15,75 6,4 2 197,0 29,0 24,0 8 320 0,85 20,00 5,9 2 169,8 25,8 21,1 9 500 0,85 20,00 6,6 1 231,0 31,8 27,4 7 Таблица 1.2 Параметры генераторов приемной энергосистемы ЭС Вариант Pнг, МВт cosφ Uн, кВ Tj, с X ’ d, % 0 6000 0,80 110 8,5 26 1 6500 0,80 110 8,7 27 2 7000 0,85 110 9,0 28 3 7500 0,85 110 9,5 29 4 8000 0,85 110 9,7 31 5 8500 0,85 110 9,3 32 6 9000 0,85 110 8,9 34 7 9500 0,85 110 8,4 30 8 10000 0,90 100 7,9 27 9 10500 0,90 110 7,5 25 Таблица 1.3 Параметры трансформаторов Т1 Вариант Sн, МВ .А Uнв, кВ Uнн, кВ nт1, шт. ΔPк, кВт ΔPх.х, кВт Uk, % Iхх, % 0 250 347 равно номинальному напряжению генераторов 3 605 240 11,0 0,45 1 200 347 4 560 220 11,0 0,45 2 400 347 3 810 365 11,0 0,40 3 630 347 2 1300 405 11,0 0,35 4 250 347 3 610 245 11,0 0,45 5 200 347 4 570 235 11,0 0,45 6 400 347 3 800 335 11,0 0,40 7 630 347 2 1350 415 11,0 0,35 8 250 347 3 615 250 11,0 0,45 9 400 347 3 795 350 11,0 0,40 Таблица 1.4 Параметры трансформаторов Т2 Вариант Sн, МВ .А Uнв, кВ Uнн, кВ nТ2, шт. ΔPк, кВт ΔPх.х, кВт Uk, % Iх.х, % 0 200 347 115 4 570 235 11,0 0,45 1 400 347 115 3 800 335 11,0 0,40 2 630 347 115 2 1350 415 11,0 0,35 3 250 347 115 3 615 250 11,0 0,45 4 630 347 115 3 1300 405 11,0 0,35 5 250 347 115 4 595 240 11,0 0,45 6 400 347 115 3 810 365 11,0 0,40 7 250 347 115 4 605 240 11,0 0,45 8 630 347 115 2 1250 410 11,0 0,35 9 250 347 115 4 560 220 11,0 0,45 8 Таблица 1.5 Параметры трансформаторов Т3 Вариант Sн, МВ .А Uнв, кВ Uнн, кВ nТ3, шт ΔPк, кВт ΔPх.х, кВт Uk, % Iх.х, % 0 125 347 10,5 2 350 140 11,0 0,05 1 63 330 10,5 3 265 120 11,0 0,70 2 40 330 10,5 4 175 85 11,0 1,40 3 125 347 10,5 2 360 145 11,0 0,05 4 40 330 10,5 4 170 75 11,0 1,40 5 63 330 10,5 3 250 130 11,0 0,70 6 125 347 10,5 2 355 135 11,0 0,05 7 63 330 10,5 3 270 115 11,0 0,70 8 40 330 10,5 4 180 80 11,0 1,40 9 125 347 10,5 2 365 140 11,0 0,05 Таблица 1.6 Параметры нагрузок Вариант Мощность нагрузок S = Pнагр + jQнагр, МВ*A S1 S2 S3 0 80 + j60 100 + j70 100 + j80 1 90 + j70 95 + j75 105 + j85 2 100+ j80 95 + j85 120 + j60 3 120 + j90 95 + j75 85 + j50 4 140 + j60 85 + j60 90 + j65 5 95 + j75 110 + j85 125+ j65 6 95 + j70 120 + j90 90 + j70 7 135 + j55 90 + j70 125 + j50 8 115 + j95 100 + j85 115 + j75 9 150 + j70 115 + j95 95 + j65 Таблица 1.7 Параметры линий Вариант Номер линии Номер маркипровода Длина линии, км 1 2 3 4 0 1 2 3 4 5 1 2 3 4 2 150 90 120 90 120 1 1 2 3 4 5 4 1 2 3 4 135 110 95 110 95 9 Окончание таблицы 1.7 1 2 3 4 2 1 2 3 4 5 3 4 2 1 3 140 80 120 80 120 3 1 2 3 4 5 1 3 2 4 1 135 105 85 105 85 4 1 2 3 4 5 2 1 4 2 3 125 115 100 115 100 5 1 2 3 4 5 2 3 1 4 1 145 95 115 95 115 6 1 2 3 4 5 4 1 2 3 2 130 125 80 125 80 7 1 2 3 4 5 2 3 4 1 3 150 80 125 80 125 8 1 2 3 4 5 3 2 1 4 1 140 100 95 100 95 9 1 2 3 4 5 4 2 1 3 4 145 100 85 100 85 10 Таблица 1.8 Параметры проводов воздушных линий Номер провода Марка провода R0, Ом/км Х0, Ом/км G0*10 4, См/км В0 *10 -6, См/км 1 2 АС-240/32 0,060 0,331 0,0345 3,38 2 2АС-300/39 0,048 0,328 0,0271 3,41 3 2 АС-400/51 0,038 0,323 0,0202 3,46 4 2 АС-500/64 0,030 0,320 0,0152 3,50 Таблица1.9 Варианты задания При i, равном При j равном 0 1 2 3 4 0 0000000 1020102 1030103 1040104 1050105 1 2949055 1111111 2435415 1824854 7435415 2 7413574 5453412 2222222 2121212 1525345 3 1231234 3456765 2312514 3333333 1122112 4 5432123 2418524 1213453 2312516 4444444 5 5563262 1234551 6234556 5842615 1521324 6 1221354 2244569 2154451 5321231 1234321 7 2212445 2343155 3481718 3355222 3214321 8 5432123 5326236 2244553 2514532 2123454 9 5543212 3432414 2485415 2345442 5347615 При i, равном При j равном 5 6 7 8 9 0 1060106 1070107 1080108 1090109 1000100 1 1525365 5459402 7514537 3451715 2555420 2 4154321 1333245 1624353 8321231 4321123 3 2162663 2514582 5626543 2123455 8121843 4 2142243 5121543 1324354 4321234 2211221 5 5555555 8863212 3355622 4411552 1234881 6 1234543 6666666 3212345 1212121 3524154 7 5342315 2134213 7777777 4532241 3632616 8 2413354 5432123 1374354 8888888 2555421 9 1231234 4400552 2125542 2413524 9999999 11 1.2. Последовательность определения параметров электроэнергетической системы Для определения параметров электроэнергетической си- стемы необходимо сделать следующее. 1. Вычертить принципиальную однолинейную схему элек- троэнергетической системы в соответствии с заданным коли- чеством генераторов и трансформаторов и номером схемы (см. рис. 1.1, а–е). Генераторам трансформаторам и нагрузкам присваиваются номера в виде цифр натурального ряда. К схе- ме прилагаются расчетные данные ее элементов в виде табл. 1.10–1.13. 2. При подготовке исходных данных для расчета по про- грамме DIS выбираются базисные условия. Принимается еди- ная для всей сети базисная мощность, в которой мощности рекомендуется принимать число, кратное 10. В этом случае упрощается пересчет мощностей в относительные единицы и обратно. Принимаются индивидуальные для сетей каждого номинального напряжения базисные напряжения. В качестве базисного напряжения рекомендуется принять на каждой сту- пени трансформации номинальные напряжения средних от- ветвлений трансформаторов: 10,5; 38,5; 115; 230; 330; 500; 750; 1150 кВ. Вычисляются базисные сопротивления и проводимости на каждом номинальном напряжении сети: 2 бi бi б U Z = S б бi 2 бi S Y = U 3. По данным таблиц выбранных элементов вычисляются в именованных единицах сопротивления и проводимости гене- 12 раторов, трансформаторов, линий электропередач. Генерато- ры в расчетах представляются синхронным сопротивлением (при отсутствии автоматического регулятора возбужде- ния(АРВ) Хг = Хd ), переходным сопротивлением – при АРВ пропорционального действия ( 'dг XХ ), нулевым сопротив- лением – при АРВ сильного действия (Хг = 0). Индуктивные сопротивления генератора в именованных единицах вычисляется по формулам 2 d НГ Н d НГ X % U cos X = ; 100 P ' 2 ' d НГ Н d НГ X % U cos X = ; 100 P 2 2 НГ Н 2 НГ X % U cos X = , 100 P где Uнг – номинальное напряжение генератора, кВ; Рнг – номинальная активная мощность генератора, МВт; cosφн – номинальный коэффициент мощности генератора. 4. Трансформаторы вводятся в расчетную схему Г-образной схемой замещения. В таблицах исходных данных сопротивле- ния обмоток трансформаторов даются приведенными к номи- нальному напряжению высшей обмотки. Параметры Г-образной схемы следующие: 2 Н Т К Н U R =ΔР ; S 13 2 К Н Т Н U U X = ; 100 S ХХ Т 2 Н ΔP g = ; U ХХ Н Т 2 Н I S b = , 100 U где ΔРк – потери мощности короткого замыкания, кВт; Uк – напряжение короткого замыкания, %; ΔРх.х – потери мощности холостого хода, кВт; Iх.х – ток холостого хода, %. Линия электропередачи представляется П-образной схемой замещения. Сопротивления и проводимости линии вычисля- ются по их удельным параметрам по формулам ллл jXRZ ; ллл jbgY ; LRR л0л ; LXX л0л ; Lgg л0л ; Lbb л0л , где R0л, Х0л – активное и индуктивное сопротивления линии, Ом/км; g0л, b0л – активная (потери на корону) и емкостная (заряд- ная мощность) проводимости линии, См/км; L – длина линии, км. 14 5. Для программы DIS все параметры расчетной схемы: напряжения, мощности, сопротивления и проводимости – пе- реводятся в относительные единицы по формулам: * i i бi U U = U ; * i i б S S = S ; * i i бi Z Z = Z ; * i i бi Y Y = Y . Необходимо отметить, что для силовых трансформаторов выбранное базисное напряжение может не соответствовать номинальному напряжению высшей обмотки. Параметры рас- четной схемы замещения трансформаторов в этом случае в относительные единицы переводится по формулам 2 * бТi Тi бi НВ UZ Z = Z U ; 2 * бТi Тi бi НВ UY Y = . Y U 6. Постоянная механической инерции генератора (станции, системы) в программе Мустанг-95 определяется по выражению j j НГT (T [c] Р [МВт]) 15 При расчете по программе DIS постоянная механической инерции генератора приводится к базовым условиям по выра- жению j НГ* j б T [c] P [МВт] T = S [МВ А] . 7. По заданному числу генераторов nг или трансформаторов nТi определяются эквивалентные сопротивления и проводимости. Контрольный пример Рассмотрим методику подготовки информации электро- энергетической системы для расчетов ее режимов работы на ЭВМ по программам DIS, Мустанг-95 на конкретном примере по варианту задания 00 (i = 0, j = 0), и принципиальной схеме электроэнергетической системы – (см. рис. 1.1, а). В соответствии с этим вариантов задания сформируем ис- ходные данные для энергосистемы в виде табл. 1.10–1.13, принципиальной и расчетной схемы с нанесенными на нее па- раметрами (рис. 1.2). Таблица 1.10 Параметры генераторов станции Ст, приемной системы ЭС, генератора Г Наименование показателя Обозначение Единицы измерения Величина показателя Ст ЭС Г Номинальная мощность Рнг МВт 100 6000 300 Номинальный коэффициент мощности cos н --- 0,8 0,8 0,85 Номинальное напряжение Uнг кВ 10,5 110 20 Постоянная инерции Tj с 6,5 8,5 7 Синхронное сопротивление Xd % 192 - - Переходное сопротивление X d % 27,8 26 30 Сопротивление обратной последовательности X2 % 23,4 - 23,8 Количество nг шт. 4 - 1 16 Таблица 1.11 Параметры трансформаторов Наименование показателя Обозначение Единицы измерения Величина показателя Т1 Т2 Т3 Т4 Номинальная мощность Sн МВА 250 200 125 400 Номинальное напряжение высшее низшее Uнв кВ 347 10,5 347 115 347 10,5 347 20 Потери мощно- сти к.з ΔPк кВт 605 570 350 810 Напряжение к.з Uк % 11 11 11 11 Потери мощно- сти х.х ΔPх.х кВт 240 235 140 365 Ток х.х Iх.х % 0,45 0,45 0,5 0,4 Количество nТi шт. 3 4 2 1 Таблица 1.12 Величины нагрузок Наименование показателя Обозначение Единицы измерения Величина показателя S1 S2 S3 Нагрузка Pнагр активная МВт 80 100 100 Qнагр реактивная Мвар 60 70 80 Таблица 1.13 Параметры линий электропередач Наименование показателя Единицы измерения Обозначение Величина показателя Л1 Л2 Л3 Л4 Л5 Марка прово- да --- --- 2 АС – 240/32 2 АС – 300/39 2 АС – 400/51 2 АС – 500/64 2 АС – 300/39 Длина км L 150 90 120 90 120 Активное сопротивле- ние Ом/км Ro 0,060 0,048 0,038 0,030 0,048 Реактивное сопротивление Ом/км Xo 0,331 0,328 0,323 0,320 0,328 Активная проводимость 10-6 См/км go 0,0345 0,0271 0,0202 0,0152 0,0271 Реактивная проводимость 10-6 См/км bo 3,38 3,41 3,46 3,50 3,41 17 ~ 7 5 2 8 ~ 6 T1.1 T4.1 Л4 Л5 Л2 Л3 1 3 4 T3.1 T3.2 T2.1 Л1 ~ ~ ~ ~ T2.2 T2.3 T2.4 T1.2 T1.3 S3 S1 S2 Г Ст ЭС Рисунок 1.2 – Принципиальную схему исследуемой электроэнергетической системы 1. Вычерчиваем заданную принципиальную схему исследу- емой электроэнергетической системы. Далее вычерчиваем схему замещения исследуемой электроэнергетической систе- мы с учетом эквивалентируемых ветвей. Вычисляем парамет- ры элементов схемы замещения электроэнергетической си- стемы в именованных единицах. а) генератор Ст: 2 2 d НГ Н dСт НГ Г x U соs 192 10,5 0,8 x = = =0,42(Ом); 100 Р n 100 100 4 2 2 d НГ Н dСт НГ Г x U соs 27,8 10,5 0,8 x 0,061(Ом); 100 Р n 100 100 4 2 2 2 НГ Н 2Ст НГ Г x U соs 23,4 10,5 0,8 x 0,051(Ом); 100 Р n 100 100 4 18 б) генераторы ЭС: 2 2 dЭС НГ Н dЭС НГ x U соs 26 110 0,8 x 0,419(Ом); 100 Р 100 6000 в) генератор Г 2 2 d НГ Н dГ НГ Г x U соs 30 20 0,85 x 0,34(Ом); 100 Р n 100 300 1 2 2 2 НГ Н 2Г НГ Г x U соs 23,8 20 0,85 x 0,27(Ом); 100 Р n 100 300 1 г) трансформаторы Т1: 2 23 КТ1 НТ1 Т1 Т1 НТ1 ΔР U 605 10 347 R 0,388(Ом); n S 3 250 2 2 КТ1 НТ1 Т1 НТ1 Т1 U U 11 347 X 13,245(Ом); 100 S n 100 250 3 3 6ХХТ1 Т1 Т1 2 2 НТ1 ΔР n 240 10 3 g 5,979 10 (См); U 347 6ХХТ1 НТ1 Т1 Т1 2 2 НТ1 I S n 0,45 250 3 b 28,029 10 (См); 100 U 100 347 д) трансформаторы Т2: 2 23 КТ2 НТ2 Т2 Т2 НТ2 ΔР U 570 10 347 R 0,429(Ом); n S 4 200 19 2 2 КТ2 НТ2 Т2 НТ2 Т2 U U 11 347 X 16,556(Ом); 100 S n 100 200 4 3 6ХХТ2 Т2 Т2 2 2 НТ2 ΔР n 235 10 4 g 7,808 10 (См); U 347 6ХХТ2 НТ12 Т2 Т2 2 2 НТ2 I S n 0,45 200 4 b 29,9 10 (См); 100 U 100 347 е) трансформаторы Т3: 2 23 КТ3 НТ3 Т3 Т3 НТ3 ΔР U 350 10 347 R 2,697(Ом); n S 2 125 2 2 КТ3 НТ3 Т3 НТ3 Т3 U U 11 347 X 52,98(Ом); 100 S n 100 125 2 3 6ХХТ3 Т3 Т3 2 2 НТ3 ΔР n 140 10 2 g 2,326 10 (См); U 347 6ХХТ3 НТ3 Т3 Т3 2 2 НТ3 I S n 0,5 125 2 b 10,382 10 (См); 100 U 100 347 ж) трансформаторы Т4: 2 23 КТ4 НТ4 Т4 Т4 НТ4 ΔР U 810 10 347 R 0,609(Ом); n S 1 400 2 2 КТ4 НТ4 Т4 НТ4 Т4 U U 11 347 X 33,112(Ом); 100 S n 100 400 1 20 3 6ХХТ4 Т3 Т4 2 2 НТ4 ΔР n 365 10 1 g 3,03 10 (См); U 347 6ХХТ4 НТ4 Т4 Т4 2 2 НТ4 I S n 0,4 400 1 b 13,288 10 (См); 100 U 100 347 з) линия электропередачи Л1: Л1 0Л1 Л1R =R L =0,06 150=9 (Ом); Л1 0Л1 Л1X =Х L =0,331 150=51,967(Ом); -6 -6 Л1 0Л1 Л1g =g L =0,0345 10 150=5,175 10 (См); 6 6 Л1 0Л1 Л1b b L =3,38 10 150 507 10 (См); и) линия электропередачи Л2: Л2 0Л2 Л2R R L 0,048 90 4,32(Ом); Л2 0Л2 Л2X =Х L =0,328 90=29,52(Ом); 6 6 Л2 0Л2 Л2g g L =0,0271 10 90 2,439 10 (См); 6 6 Л2 0Л2 Л2b b L =3,41 10 90 306,9 10 (См); к) линия электропередачи Л3: Л3 0Л3 Л3R =R L =0,038 120=4,56(Ом); Л3 0Л3 Л3X =Х L =0,323 120=38,76(Ом); 21 6 6 Л3 0Л3 Л3g g L =0,0202 10 120 2,424 10 (См); 6 6 Л3 0Л3 Л3b b L =3,46 10 120 415,2 10 (См); л) линия электропередачи Л4: Л4 0Л4 Л4R =R L =0,03 90=2,7(Ом); Л4 0Л4 Л4X =Х L =0,32 90=28,8(Ом); 6 6 Л4 0Л4 Л4g g L =0,0152 10 90 1,368 10 (См); 6 6 Л4 0Л4 Л4b b L =3,5 10 90 315 10 (См); м) линия электропередачи Л5: Л5 0Л5 Л5R =R L =0,048 120=5,76(Ом); Л5 0Л5 Л5X =Х L =0,328 120=39,36(Ом); 6 6 Л5 0Л5 Л5g g L =0,0271 10 120 3,252 10 (См); -6 -6 Л5 0Л5 Л5b =b L =3,41 10 120=409,2 10 (См); н) исходная активная нагрузка: станции Ст 0Ст НГ ГР (Р n ) (100 4) 400(МВт); генератора Г: 0Г НГ ГР (Р n ) (300 1) 300(МВт); 22 о) постоянная механической инерции: станции Ст jСт j НГ ГT (T Р n ) (6,5 100 4) 2600(МВт с); генератора Г jГ j НГ ГT (T Р n ) (7 300 1) 2100(МВт с). 2. Для выполнения расчетов по программе DIS необходимо рассчитанные значения параметров схемы замещения в име- нованных единицах привести к базисным условиям и выра- зить в относительных единицах. В качестве базисных пара- метров примем напряжение и мощность. Базисное напряже- ние на каждом номинальном напряжении примем свое: для генераторов станций Ст Uб = 10,5 кВ, а для линий Л1 - Л5 и для трансформаторов Uб = 330 кВ, для приемной системы Uб = 110 кВ. За базисную мощность примем величину Sб = 100 МВ.А. При этих условиях базисные сопротивления будут равны: При напряжении 10,5 кВ: 2 б 10,5 Z = =1,1025(Ом). 100 При напряжении 20 кВ: 2 б 20 Z = =4(Ом). 100 При напряжении 110 кВ: 2 б 110 Z = =121(Ом). 100 23 При напряжении 330 кВ: 2 б 330 Z = =1089(Ом). 100 Приведем сопротивления и проводимости системы к базис- ным условиям. а) генератор Ст, ЭС и Г: dСт* dСт б x 0,42 x 0,38; Z 1,1025 dСт* dСт б x' 0,061 x 0,055; Z 1,1025 * 2Cт 2Cт б x 0,051 x 0,046; Z 1,1025 * dЭС dЭС б x 0,419 x 0,0035; Z 121 * dГ dГ б x' 0,34 x 0,085; Z 4 * 2Г 2Г б x 0,27 x 0,068; Z 4 б) трансформатор Т1: 2 2 * бТ1 Т1 б Н UR 0,388 330 R 0,0003; Z U 1089 347 24 2 2 * бТ1 Т1 б НВ UХ 13,245 330 X 0,011; Z U 1089 347 2 2 * 6б Т1 Т1 б НВ U 330 g g Z 5,979 10 1089 0,0058; U 347 2 2 * 6б Т1 Т1 б НВ U 330 b b Z 28,029 10 1089 0,0276; U 347 в) трансформатор Т2: 2 2 * бТ2 Т2 б НВ UR 0,429 330 R 0,0003; Z U 1089 347 2 2 * бТ2 Т2 б НВ UХ 16,556 330 X 0,0137; Z U 1089 347 2 2 * 6б Т2 Т2 б НВ U 330 g g Z 7,808 10 1089 0,0077; U 347 2 2 * 6б Т2 Т2 б НВ U 330 b b Z 29,9 10 1089 0,0294; U 347 г) трансформатор Т3: 2 2 * Т3 б Т3 б НВ R U 1,348 330 R 0,0011; Z U 1089 347 25 2 2 * Т3 б Т3 б НВ Х U 52,98 330 X 0,044; Z U 1089 347 2 2 * 6б Т3 Т3 б НВ U 330 g g Z 2,326 10 1089 0,0022; U 347 2 2 * 6б Т3 Т3 б НВ U 330 b b Z 10,328 10 1089 0,0102; U 347 д) трансформатор Т4: 2 2 * бТ4 Т4 б НВ UR 0,609 330 R 0,0005; Z U 1089 347 2 2 * бТ4 Т4 б НВ UХ 33,112 330 X 0,0275; Z U 1089 347 2 2 * 6б Т4 Т4 б НВ U 330 g g Z 3,03 10 1089 0,0033; U 347 2 2 * 6б Т4 Т4 б НВ U 330 b b Z 13,288 10 1089 0,0131; U 347 е) линия электропередачи Л1: * Л1 Л1 б R 9 R 0,0083; Z 1089 26 * Л1 Л1 б Х 51,967 X 0,0477; Z 1089 * 6 Л1 Л1 бg g Z 5,175 10 1089 0,0056; * 6 Л1 Л1 бb b Z 507 10 1089 0,5521; ж) линия электропередачи Л2: * Л2 Л2 б R 4,32 R 0,0039; Z 1089 * Л2 Л2 б Х 29,52 X 0,0271; Z 1089 * 6 Л2 Л2 бg g Z 2,439 10 1089 0,0027; * 6 Л2 Л2 бb b Z 306,9 10 1089 0,3342; з) линия электропередачи Л3: * Л3 Л3 б R 4,56 R 0,0042; Z 1089 * Л3 Л3 б Х 38,76 Х 0,0356; Z 1089 * 6 Л3 Л3 бg g Z 2,424 10 1089 0,0026; * 6 Л3 Л3 бb b Z 415,2 10 1089 0,4522; 27 и) линия электропередачи Л4: * Л4 Л4 б R 2,7 R 0,0025; Z 1089 * Л4 Л4 б Х 28,8 X 0,0264; Z 1089 * 6 Л4 Л4 бg g Z 1,368 10 1089 0,0015; * 6 Л4 Л4 бb b Z 315 10 1089 0,3431; к) линия электропередачи Л5: * Л5 Л5 б R 5,76 R 0,0053; Z 1089 * Л5 Л5 б Х 39,36 Х 0,0361; Z 1089 * 6 Л5 Л5 бg g Z 3,252 10 1089 0,0035; * 6 Л5 Л5 бb b Z 409,2 10 1089 0,4456; л) исходная активная нагрузка: станции Ст * 0Ст 0Ст б Р 400 Р 4; S 100 28 генератора Г: * 0Г 0Г б Р 300 Р 3; S 100 м) постоянная механической инерции генератора: станции Ст: j НГ jСт б T Р 6,5 400 T = 26(с); S 100 генератора Г: j НГ jГ б T Р 7 300 T = 21(с). S 100 энергосистемы ЭС: j НГ jЭС б T Р 8,5 6000 T = 510(с); S 100 н) нагрузки в узлах приведем к базисным значениям по вы- ражению (1.17): * НАГР1 НАГР1 б P 80 P 0,8; S 100 * НАГР1 НАГР1 б Q 60 Q = 0,6; S 100 * НАГР2 НАГР2 б P 100 P = 1; S 100 29 * НАГР2 НАГР2 б Q 70 Q = 0,7; S 100 * НАГР3 НАГР3 б P 100 P = 1; S 100 * НАГР3 НАГР3 б Q 80 Q = 0,8. S 100 Рассчитанные значения в именованных (при расчете оп программе Мустанг-95) или относительных (при расчете по программе DIS) заносим в программу расчета (рис. 1.3). 30 гX XТ4 RТ4 XТ1 RТ1 ХТ3 gТ2 bТ2 bТ4 8 gТ4 X4 R4 g4/2 b4/2 g4/2 b4/2 g5/2 b5/2 g5/2 b5/2 X2 R2 g2/2 b2/2 g2/2 b2/2 g3/2 b3/2 g3/2 b3/2 bТ3 gТ3 7 X5 R5 6 5 2 1 X1 R1 Ст X gТ1 bТ1 g1/2 b1/2 g1/2 b1/2 X3 R3 ЕСт S2 RТ3 3 4 S3 X2 R2 ' dэсX S1 Рис. 1.3. Комплексная схема замещения энергосистемы 2. ИССЛЕДОВАНИЕ СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ 2.1. Краткие теоретические сведения Под статической устойчивостью электроэнергетической системы понимается ее способность самостоятельно восста- навливать исходный установившийся режим при малых воз- мущениях или режим весьма близкий к исходному, если воз- мущение не снято. Определение предельного по статической устойчивости режима энергосистемы может осуществляться: 1) с использованием методов анализа характеристического уравнения, описывающего рассматриваемую систему; 2) по практическим критериям устойчивости; 3) по сходимости итерационного процесса расчета режима работы энергосистемы. При этом часто предполагается, что устройства автоматиче- ского регулирования обеспечивают отсутствие самораскачива- ния и самовозбуждения в электроэнергетической системе. То- гда исследование статической устойчивости сводится к анализу апериодической устойчивости указанными выше методами. Определение коэффициентов характеристического уравне- ния сложной системы является весьма сложным и трудоемким процессом [1–3]. При этом исследования статической устой- чивости усложняют громоздкие математические выражения, которыми приходится оперировать и которые не могут рас- крыть физическую сущность происходящих процессов. По- этому многие задачи, преследующие практические и учебные цели, могут быть решены с использованием практического критерия статической устойчивости: 0 δij i d dP где Рi – активная мощность исследуемой i-й станции (генера- тора); 32 δij – угол сдвига векторов ЭДС i-й и j-й станции (генератора). Известно, что мощность i-й станции (генератора) можно записать в виде n ij j ijijijjiiiiiii yEEyEP 1 2 )αδ(sinsinα где Ei, Ej – ЭДС i-й и j-й станций; yii – собственная проводимость i-й станции; yij – взаимная проводимость i-й станции относительной j-й станции; ii, ij – углы собственной и взаимной проводимостей i-й станции; n – количество станций рассматриваемой системы. На рис. 2.1 представлена характеристика активной мощно- сти электростанции, работающей в сложной системе. Из этого рисунка и уравнения (2.1) видно, что при угле ij = 0 мощ- ность станции, как правило, не равна нулю. Максимум харак- теристики Рм достигается при углах δм, больших или меньших 90о, в зависимости от знаков углов ij. Р Рм 0 δм δ Рис. 2.1. Характеристика мощности электростанции электроэнергетической системы Для построения данной угловой характеристики мощности необходимо произвести серию расчетов установившихся ре- жимов. При этом расчеты следует начинать с заведомо устой- 33 чивого режима и лишь затем производить его утяжеление. Вопрос о том, какой должен быть путь утяжеления режима сложной энергосистемы, решается в каждом конкретном слу- чае, исходя из требований [4] и инженерных соображений. Чаще всего это увеличение активной мощности электростан- ции и одновременно разгрузка балансирующего узла. При утяжелении режима электроэнергетической системы предельным считается такой режим, в котором нарушается по крайней мере одно из следующих условий. 1. Критерии статической устойчивости. 2. Условия существования режима, т.е. сходимость итера- ционного процесса. 3. Дополнительные условия: U > Uпр, I > Iдоп и пр. Следует отметить, что понятие о пределе существования режима и о пределе по апериодической устойчивости близки, но не идентичны, так как эти пределы не обязательно совпа- дают [3, 5]. При этом полезно знать, что сам предельный ре- жим не может быть рассчитан (итерационный процесс не схо- дится, т.к. якобиан решаемой системы равен нулю), но при- близиться к нему с точностью до единиц мегаватт возможно. Надежная и устойчивая работа электроэнергетической си- стемы в режимах, близких к границе области устойчивости, невозможна. В этих режимах любые, даже малые возмущения или незначительные утяжеления режима будут приводить к нарушению устойчивости. Коэффициент запаса Kр вычисляет- ся по формуле 0 0пр Р РP K p , где Рпр – предельная передаваемая мощность в системе по условию статической устойчивости, в рассматриваемом слу- чае такой величиной является Рм = Рпр; Р0 – действительная передаваемая мощность в систему. 34 Коэффициент Кр в нормальных режимах должен быть больше нормативного Крн, значение которого составляет 0,2 в послеаварийном режиме – не менее 0,08 [4]. При определении запасов устойчивости в большинстве случаев допускается отказаться от учета АРВ в явном виде, выполняя расчет при постоянстве ЭДС, значения и расчетные точки их приложения зависят от типа АРВ. 2.2. Методические рекомендации к построению угловых характеристик мощности и определению коэффициентов запаса статической устойчивости по активной мощности Составляется комплексная схема замещения рассматривае- мой системы с учетом электростанций, трансформаторов, ли- ний электропередачи и нагрузок. При этом генераторы без АРВ представляются ЭДС Eq, приложенной за сопротивлени- ем Xd; генераторы с АРВ пропорционального действия – ЭДС 'E и 'dX ; генераторы с АРВ сильного действия – Uг (сопро- тивления генераторов не учитываются, Хг = 0). Рассчитывается исходный режим рассматриваемой систе- мы при номинальной активной мощности станции. Особенно- стью такого расчета является заранее не определенное значе- ние ЭДС генераторов, которое необходимо, чтобы обеспечить требуемые по условиям эксплуатации напряжения на шинах генератора, станции и нагрузок (Uг ≈ (1,1…1,0)Uнг). Поэтому на первом этапе произвольно, с учетом инженерной интуиции, задается какое-либо фиксированное значение ЭДС и выполня- ется расчет режима. Следует обратить внимание, что активная нагрузка задается за сопротивлениями генератора, а ЭДС генератора фиксирует- ся как напряжение в узле (например, узел 9 на рис. 2.2) при задании реактивной мощности в определенном диапазоне (Qmin–Qmax). 35 E = const Р0 Хг Rг 9 6 Uг Рис. 2.2. Упрощенная схема замещения генераторов станции Если в результате расчета получили напряжения в узлах, не- допустимые по условиям эксплуатации, то расчет режима следу- ет повторить с измененным значением ЭДС. При низких значе- ниях напряжения ЭДС станции необходимо увеличить, при больших напряжениях, наоборот, уменьшить. Регулирование напряжения в узлах нагрузки можно осуществлять также изме- нением коэффициентов трансформации трансформаторов (Кт). Изменение значений ЭДС и Кт необходимо продолжать до тех пор, пока напряжения не окажутся в допустимых пределах. При расчете исходного режима следует учитывать, что ите- рационный процесс расчета не всегда сходится. Это может быть из-за неправильного задания значения ЭДС или в случае, если заданная исходная мощность Р0 больше максимальной, т.е. Р0 > Рм. В последнем случае следует уменьшить исходную величину передаваемой активной мощности. Далее необходимо провести серию расчетов режимов при изменении мощности станции в сторону ее увеличения и уменьшения при постоянной ЭДС. Для более точного опреде- ления максимальной мощности при приближении к предель- ному значению (о чем свидетельствует значение угла) ее ве- личину следует увеличивать ненамного. Ориентировочно зна- чение максимальной мощности для нерегулируемой системы можно оценить по данным исходного режима: 0 0 м sinδ Р P 36 Если при увеличении передаваемой мощности итерацион- ный процесс расчета не сходится, то в большинстве случаев это свидетельствует о том, что заданная мощность больше предела системы и режима не существует. При отсутствии АРВ в результате расчета режима на ЭВМ получаем модуль ЭДС Eq и угол δ (на распечатке это напря- жение узла и его угол относительно балансирующего узла). Здесь уместно еще раз заметить, что при отсутствии АРВ мо- жет оказаться, что система не обладает статической устойчи- востью при номинальной нагрузке (итерационный процесс расчета режима не сходится). В таких случаях при определе- нии предела системы необходимо делать нагрузку генератора ниже заданной (номинальной). При АРВ пропорционального действия фиксируется пере- ходная ЭДС 'E за сопротивлением 'dX . Поэтому в результате расчета в этом узле получаем угол δ΄, а не угол δ. Фактический угол '' , где ' - угол сдвига вектора ЭДС 'E относительно вектора напряжения системы U, а дополняющий угол )()( )(( arctgδ '' г 2' ' г' dd dd XXQE XXP . Здесь Рг и 'Q - мощности станции, замеренные в узле 'E . Эту коррекцию угла δ, к сожалению, приходится вычислять с помощью калькулятора или просто пренебречь величиной угла ' . В остальном процедура расчетов идентична рас- смотренной. 37 В случае АРВ сильного действия в расчетах поддерживает- ся постоянным напряжение на шинах генератора, а угол δ корректируется по формулам гc ; d d XQU XP г 2 г г г arctgΔδ где Uг – напряжение на выводах генераторов станции. 5. По результатам вычислений строятся угловые характери- стики мощности по типу рис. 2.1, по которым определяются максимальные мощности Рм, углы δм и коэффициенты запаса статической устойчивости, которые сравниваются с норма- тивными. 3. РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ГЕНЕРАТОРОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ 3.1. Краткие теоретические сведения Для оценки динамической устойчивости электроэнергети- ческой системы необходимо рассчитать изменение углов δ ге- нераторов от времени переходного процесса. Признаком нарушения динамической устойчивости является увеличение разности между углами δij (взаимный угол) любых двух син- хронных машин на 360о и более. В простой схеме, содержа- щей только один эквивалентный генератор, имеется только один взаимный угол ротора относительно шин бесконечной мощности. В сложной электроэнергетической системе, где много генераторов и соответственно будет много взаимных углов. В этом и состоит основная трудность расчетов динами- ческой устойчивости. Поэтому качественная и количественная оценка динамической устойчивости современных энергоси- стем выполняется по специальным программам на ЭВМ. Для 38 этого вначале, как правило, рассчитывается исходный устано- вившийся режим. Методы, алгоритмы и программы таких расчетов изложены, например, в [5, 8] и освоены студентами в предыдущем разделе. Задача исследования динамической устойчивости системы формулируется в одном из следующих вариантов. Определить: – предельное время отключения КЗ по условиям динамиче- ской устойчивости; – динамическую устойчивость системы при заданной дли- тельности отключения КЗ; – динамическую устойчивость системы при отключении какого-либо элемента. В зависимости от поставленной перед исследователем за- дачи для расчета электромеханического переходного процесса элементы энергосистемы могут представляться различными математическими моделями [1, 3, 7]. В качестве расчетных моделей синхронных машин могут использоваться: – уравнения Парка–Горева; – Лебедева–Жданова; – упрощенная модель в виде постоянной переходной ЭДС, приложенной за переходным сопротивлением. Следует отметить, что упрощенное моделирование син- хронных машин в виде неизменной ЭДС 'E за сопротивлени- ем Õ d допустимо в учебных и ориентировочных расчетах, а также в тех случаях, когда они значительно удалены от места возмущения. Система возбуждения при расчетах динамической устойчи- вости моделируется всегда, кроме случаев, когда синхронная машина представляется постоянной ЭДС 'E . При этом модель системы возбуждения, включая АРВ, должна быть такой, что- бы в ней были представлены основные каналы регулирования, 39 характерные для различных существующих систем возбужде- ния [1, 3, 7]. Нагрузку при расчетах динамической устойчивости можно учитывать: – статическими характеристиками по напряжению и частоте; – динамической моделью в виде уравнений асинхронных и синхронных двигателей. Модель автоматики и защиты, как правило, состоит : – из условий работы, например, I > Imax, t = tвозн.КЗ и т.д.; – модели действий, например, отключение линии электро- передачи генератора и т.п. Правильность расчетов динамической устойчивости во многом зависит не только от используемых моделей, но и от эффективного метода, которым осуществляется в программе интегрирование дифференциальных уравнений. Это прежде всего методы Эйлера, Рунге–Кутта, Адамса и др. Однако при любом методе численного интегрирования дифференциаль- ных уравнений точность решения зависит от шага интегриро- вания ( t). С уменьшением t точность на шаге возрастает, но одновременно увеличивается погрешность округления и вре- мя расчета. Выбор шага интегрирования зависит от метода интегрирования и от самого решения уравнений: чем быстрее изменяются во времени интегрируемые переменные, тем меньшим приходится выбрать шаг интегрирования. Длительность расчета переходного процесса выбирается ис- ходя из условий достоверности оценки устойчивости или не- устойчивости системы. Расчет переходного процесса без нару- шения устойчивости будет достоверным только тогда, когда его результаты ясно указывают, что амплитуда колебаний углов синхронных машин уменьшается, а их средние значения не воз- растают, скольжение асинхронных двигателей с течением вре- мени уменьшается, напряжение во всех узлах не выходит за до- пустимые значения. Длительность переходного процесса для оценки динамической устойчивости обычно составляет 2–4 с. Она может быть и больше, однако при этом значительно возрас- 40 тает погрешность расчетов в основном из-за неточности моде- лирования систем регулирования возбуждения и скорости. 3.2. Методические рекомендации по расчетам динамической устойчивости 1. Выполнить расчет установившегося режима рассматри- ваемой схемы. При этом мощности электростанции или гене- ратора присоединяются к шинам низкого напряжения транс- форматора (шины генераторного напряжения Uг). Таким обра- зом, в программах DIS-1 и Мустанг-95 исключается генера- торная ветвь, а узлам генераторного напряжения придается статус узлов с фиксацией напряжения, задается значение ак- тивной мощности и диапазон реактивной мощности (Qmin, Qmax). По результатам расчета судят о правильности задания исходных данных. 2. Переходят к расчету динамической устойчивости [про- грамма DIS-2 или Мустанг-95 – ввода данных для расчета (Дина – данные)]. Прежде всего генерирующие узлы, в том числе и балансирующий, представляются генераторами, каж- дый в виде значений переходного сопротивления Õ d и посто- янной механической инерции Tj (в программе Мустанг-95 до- полнительно Uн, Рн и cosφн). 3. Изучается постановка задачи расчета динамической устойчивости и формируется задание для расчета по програм- ме на ЭВМ. Правила формирования заданий приведены в ин- струкциях (см. прил. 2 или 3). Как правило, рекомендуется моделировать возмущение на шинах высокого напряжения в виде трехфазного КЗ с последующим отключением одной из линий электропередачи. 4. Подготавливается информация для вывода результатов расчета. Прежде всего это активная мощность исследуемого генерирующего узла, собственные и взаимные углы генерато- ров, необходимые для оценки устойчивости, напряжения на шинах станции и в узлах нагрузки и т.д. 41 5. Выполняется расчет переходного электромеханического процесса. Определяется изменение взаимных углов ЭДС всех генераторов δij в функции времени, и по динамике этого угла судят о динамической устойчивости. Методика определения предельного времени отключения КЗ заключается в следую- щем: вначале задаются каким-то одним временем отключения КЗ (1)откt и для его длительности рассчитывается зависимость )(δ )1( tf . Следующим шагом расчета является выбор друго- го времени отключения КЗ (2)откt . Если на основе предыдущего расчета переходного режима установлено, что устойчивость сохраняется, то время )2(откt берется больше )1( откt . Если же рас- чет показал, что устойчивость при )1(откt не сохраняется (рис. 3.1), то принимается (1)отк (2) отк tt . Далее опять рассчитыва- ется зависимость )()2( tf для принятого )2(откt . Расчеты пе- реходных процессов выполняются до тех пор, пока не удается найти с достаточной (заданной преподавателем) точностью два близких значения величины отключения КЗ )(отк it и )1(отк it , для которых устойчивость сохраняется и нарушается. На ос- новании этих расчетов с определенной достоверностью можно принять, что )(отк )пр( отк itt . 0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 t, c 100 200 300 400 500 δ,о )1( откt )1i(откt )i( откt )2( откt Рис. 3.1. К определению предельного времени отключения КЗ 42 Для двух исследуемых режимов с близкими значениями времени отключения КЗ, для которых устойчивость сохраня- ется и нарушается, строятся графические зависимости измене- ния характерных параметров режима: изменения взаимных уг- лов генераторов, активной мощности исследуемой электро- станции, напряжения на ее шинах, в узлах нагрузки и т.д. Вы- полняется анализ построенных зависимостей. 4. ИССЛЕДОВАНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ УЗЛОВ НАГРУЗКИ 4.1. Краткие теоретические сведения Расчеты и анализ устойчивости и переходных процессов в узлах нагрузки весьма важны как для обеспечения беспере- бойной работы предприятий, так и для оценки влияния пере- ходных процессов в нагрузке на режимы энергосистемы. В системах электроснабжения потребителей возникают как большие возмущения, вызывающие существенные и резкие изменения режима работы, так и малые. К большим возмуще- ниям относятся отключения отдельных элементов электриче- ской сети, возникновение коротких замыканий, резкое изме- нение механического момента на валу двигателя. Исследова- ние переходных процессов в этих случаях сводится к оценке динамической устойчивости двигателей. При малых возмущениях возникает необходимость провер- ки статической устойчивости как отдельных, так и группы синхронных и асинхронных двигателей или узла нагрузки в целом. Неустойчивость узла нагрузки проявляется в виде спе- цифического явления, называемого лавиной напряжения, ко- гда напряжение становятся ниже допустимых критических значений. Для оценки статической устойчивости узлов, наиболее ча- сто используются практические критерии устойчивости нагрузки [1]: 43 0/dUdE и 0/dUQd , где ΔQ – небаланс мощностей в узле нагрузки. Для их применения необходимо располагать статическими характеристиками активной и реактивной мощностей по напряжению, а также схемой замещения системы электро- снабжения и ее параметрами. При отсутствии реальных статических характеристик узла можно воспользоваться типовыми [8]. Для активной мощности )47,03,083,0( 2**н*н UUРP . Для реактивной мощности: узлов 110–220 кВ )3,477,3( 2**н*н UUQQ , узлов 6–10 кВ )2,61,109,4( 2**н*н UUQQ , где Рн, Qн – активная и реактивная нагрузка в исходном режи- ме при U = Uн; нUUU /* . Для проверки устойчивости комплексной нагрузки по крите- рию систему электроснабжения необходимо представить схемой замещения, показанной на рис. 4.1, а. При этом генераторы без АРВ замещаются ЭДС Еq, а генераторы с АРВ – в зависи- мости от типа регулятора (см. параграф 2). Для данной схемы эквивалентная ЭДС определяется из уравнения 2 энэ*н 2 энэ*н U RQXP U ХQRP UE , где Rэ, Хэ – эквивалентные сопротивления питающей сети и генераторов. 44 E Rэ Xэ U Pн = f1(U) Pн = f1(U) E E0 E1 Eкр 0 Uкр U1 U0 U a б с Рис. 4.1. Оценка устойчивости нагрузки по критерию dE/dU > 0: а – схема замещения; б – зависимость ЭДС системы от напряжения на нагрузке Для оценки устойчивости нагрузки по критерию (dE/dU > 0) необходимо построить зависимость Еэ = f(U), которая приве- дена на рис. 4.1, б. Предельный режим определяется критиче- скими значениями ЭДС Екр и напряжения Uкр в точке с, где dE/dU = 0. При расчетах устойчивости нагрузки, получающей питание от нескольких электростанций, удобно пользоваться практиче- ским критерием dΔQ/dU < 0. В данном случае ΔQ = Qг – Qн – небаланс мощностей, а Qг – суммарная генерируемая в узел реактивная мощность. Для оценки устойчивости по данному критерию необходи- мо построить зависимость ΔQ = f(U), которая приведена на рис. 4.2. Предельный режим определяется критическим напряжением Uкр в точке с, где dΔQ/dU = 0. ΔQ 0 Uкр U0 U 0 dU Qd с Рис. 4.2. Оценка устойчивости нагрузки по критерию dΔQ/dU < 0 45 Уровень статической устойчивости узлов нагрузки оцени- вают путем расчета коэффициента запаса по напряжению: 0 кр0 U UU KU . (4.2) Для обеспечения устойчивости нагрузки коэффициент за- паса по напряжению должен быть не менее 0,15 в нормальных и 0,1 в аварийных режимах электроэнергетических систем [4]. 4.2. Методические рекомендации к определению критического напряжения и запаса устойчивости узла нагрузки по напряжению 1. Для построения зависимости Е = f(U) необходимо за- даться рядом значений напряжения U, например, сначала при- нимая U = U0. Затем, исходя из этой величины напряжения, по зависимостям Р = f(U) и Q = f(U) определяют значения нагрузки, например Р0, Q0. Полученные значения U, P, Q под- ставляются в формулу (4.1), по которой рассчитываются Е (в данном случае первую величину Е0 (см. рис. 4.1, б). Затем за- даются новым значением U, например, U1 < U0, по статическим характеристикам опять определяют значения Р1, Q1 при этом напряжении и рассчитывают Е1 и т.д. Зависимость E = f(U) строится до тех пор, пока при снижении напряжения U начи- нает снижаться Е. Предельный режим с точки зрения устой- чивости достигается тем, что производная dE/dU равна нулю, что соответствует критическим значениям ЭДС и напряжения (Екр и Uкр). Масштаб построения зависимости E = f(U) необхо- димо выбирать таким, чтобы был явно виден ее экстремум, а значения Uкр определялось с точностью не менее 1 %. По- дробнее о расчетах по определению критического напряжения с использованием критерия dE/dU > 0 смотри в [6]. 46 2. Для построения зависимости ΔQ = f(U) могут быть ис- пользованы любые программы расчета установившегося ре- жима (например, RASTR, Мустанг-95), в которых нагрузка может быть представлена статическими характеристиками. Поскольку программа DIS не учитывает статические характе- ристики, то ее нельзя использовать для исследования устой- чивости нагрузки. Вначале необходимо подготовить расчетную схему иссле- дуемой системы (нормальную или ремонтную) с представле- нием генераторов электростанций в соответствии с типом АРВ (см. раздел 2). Все нагрузки представляются статическими характеристи- ками. Выполняется расчет исходного режима с вводом его в допустимую область. Для данной схемы выбирается узел нагрузки (самостоя- тельно или в соответствии с заданием), для которого необхо- димо провести исследование. Далее следует выбрать один из двух путей расчетного построения ΔQ = f(U). П у т ь 1. В выбранном узле нагрузки утяжеление режима, т.е. снижение напряжения, осуществляется пошагово путем увеличения потребления реактивной мощности фиктивным ге- нерирующим источником (условно, – Qген в узле). Таким обра- зом, на каждом i-м шаге утяжеления получим значение напря- жения в исследуемом узле Ui соответствующее – Qiген. По сво- ему физическому смыслу Qiген в узле и есть искомая разность реактивных мощностей ΔQi = Qiген, которая вызвала посадку напряжения от исходного значения до уровня Ui. По получен- ным значениям ΔQi и Ui строится зависимость ΔQ = f(U). Уве- личение потребления реактивной мощности генерирующим источником Qген осуществляется до тех пор, пока итерацион- ный процесс сходится или кривая ΔQ = f(U) будет иметь яв- ный экстремум. Предельный режим с точки зрения устойчи- вости достигается там, где производная dΔQ/dU равна нулю, что соответствует критическому напряжению Uкр. 47 П у т ь 2. В выбранном узле нагрузки пошагово фиксиру- ется напряжение Ui с заданием диапазона генерирующей ре- активной мощности (Qiген min – 0). С данными фиксированны- ми напряжениями Ui рассчитываются установившиеся режи- мы, в результате которых получаем ряд значений Qiген в ис- следуемом узле, по которым строится зависимость ΔQ = f(U). Напряжение с его фиксацией задается до тех пор, пока режим системы осуществим или кривая ΔQ = f(U) будет иметь явный экстремум. Предельный режим по устойчивости определяется аналогично пути 1. 3. По формуле (4.2) рассчитываются коэффициенты запаса по напряжению. Полученные значения сравниваются с норма- тивными, затем делаются выводы о степени устойчивости ис- следуемого узла нагрузки. 5. МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОДГОТОВКЕ К ЗАЩИТЕ КУРСОВОЙ РАБОТЫ Для успешной защиты курсовой работы студент должен знать: – терминологию по устойчивости электроэнергетических систем; – схемы замещения элементов электроэнергетической систе- мы для оценки устойчивости; – методы расчета и оценки устойчивости электроэнергетиче- ских систем; – основные математические выражения, описывающие харак- теристики и параметры электроэнергетической системы для оценки устойчивости; – назначение и принцип действия различных типов автомати- ческих регуляторов возбуждения; – критерии и виды устойчивости электроэнергетических систем; – основные нормативы в области устойчивости; – мероприятия по повышению устойчивости рассматриваемой системы. Кроме того студент должен уметь: 48 – правильно выбирать математические модели элементов электроэнергетической системы для расчета устойчивости; – рассчитывать параметры элементов электроэнергетических систем; – выполнять расчеты установившихся и переходных режимов электроэнергетических систем; – анализировать полученные в результате расчетов установив- шиеся и переходные режимы электроэнергетических систем; – использовать программные средства для оценки устойчивости; – оценивать полученные результаты расчетов устойчивости электроэнергетической системы; – определять коэффициенты запаса устойчивости электро- энергетической системы; – давать физическую оценку процессам, происходящим в пе- реходных режимах электроэнергетических систем; – выбирать мероприятия по повышению устойчивости рас- сматриваемой электроэнергетической системы. 49 ЛИТЕРАТУРА 1. Калентионок, Е.В. Устойчивость электроэнергетических систем /Е.В. Калентионок. – Минск: Техноперспектива, 2008. – 375 с. 2. Веников, В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах / В.А. Веников. – М.: Высшая школа, 1985. – 536 с. 3. Гуревич, Ю.Е. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах / Ю.Е. Гуревич, Л.Е. Либова, А.А. Окин. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 390 с. 4. Руководящие указания по устойчивости энергосистем. – Минск.: Белэнерго, 2005. – 19 с. 5. Идельчик, В.И. Расчеты установившихся режимов элек- троэнергетических систем / В.И. Идельчик. – М.: Энергия, 1977. – 192 с. 6. Устойчивость электроэнергетических систем: сборник задач и примеры их решения / Е.В. Калентионок [и др.] – Минск: БНТУ, 2007. – 131 с. 7. Совершенствование средств анализа переходных процес- сов для повышения эффективности противоаварийного управ- ления режимами энергосистем / Ю.П. Первушин [и др.] – Ри- га: ЛатвНИИНТИ, 1985. – 56 с. 8. Герасименко, А.А. Передеча и распределение электриче- ской энергии / А.А. Герасименко, В.Т. Федин. – Ростов на До- ну: Феникс, 2006. – 720 с. 9. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энерго- атомиздат, 1985. – 380 с. 50 ПРИЛОЖЕНИЯ ПРОГРАММА DIS-1. ОПИСАНИЕ И ИНСТРУКЦИЯ ПОЛЬЗОВАТЕЛЮ Назначение программы DIS-1 – это многопрофильная учебная программа, призван- ная решить следующие задачи: – расчет установившихся режимов электрических систем и сетей; – контроль допустимости режима по потокам мощности и уровням напряжения; – выбор регулировочных ответвлений трансформаторов. Характеристика программы Максимальный объем исследуемой сети: узлов – 100, линий электропередачи – 100, трансформаторов – 100. При этом объем оперативной памяти ЭВМ должен составлять не менее 1 мега- байта. Электрическая схема с 30 узлами может быть рассчитана на компьютере с объемом оперативной памяти 256 килобайт. Входная информация включает данные об узлах и транс- форматорах и может храниться в одном из трех независимых друг от друга массивов памяти. Следовательно, в программе можно одновременно хранить и использовать три схемы или варианта. При большем количество схем сформированные входные и выходные массивы данных можно переписать и хранить на переносных носителях информации. Входные файлы 1-го массива названы в программе соответственно: для узлов – PFB1.DAT, для линий – PFL1.DAT и трансформаторов – PFT1.DAT. Входные данные 2-го и 3-го массивов имеют аналогичные названия, только они сопровождаются цифрами 2 и 3 соответственно (PFB2.DAT, PFB3.DAT и т.д.). 51 Входные данные об узлах включают: – номер узла; – тип узла (0 – для балансирующего, 1 – для нагрузочного, 2 – для контролируемого по напряжению, в котором имеется регулируемая генерируемая реактивная мощность, 3 - для контролируемого по напряжению с регулируемыми ответвле- ниями трансформаторов); – величину напряжения (в отн. ед.) для балансирующего и контролируемых по напряжению узлов; – фазовый угол (в град.) для балансирующего узла, если он нам известен (в противном случае эту информацию игнорируем); – генерируемую активную мощность (в отн. ед ); – генерируемую реактивную мощность (в отн. ед); – активную нагрузку (в отн. ед.); – реактивную нагрузку (в отн. ед.); – ограничения по генерируемой максимальной и мини- мальной реактивной мощности (в отн. ед.) для контролируе- мых по напряжению узлов типа 2. Балансирующему узлу в обязательном порядке присваивается номер 1. Входные данные линии включают: – номер линии; – номера двух узлов, к которым линия присоединена; – активное сопротивление, отн. ед.; – реактивное сопротивление, отн. ед.; – активную проводимость, отн. ед.; – реактивную проводимость, отн. ед; – допустимую нагрузку линии (допустимую мощность), отн. ед. Входные данные трансформатора содержат: – номер трансформатора; – номера двух узлов, между которыми трансформатор при- соединен; – активное сопротивление обмотки, отн. ед.; – реактивное сопротивление рассеивания, отн. ед.; – активную проводимость от потерь в сердечнике, отн. ед., 52 – реактивную проводимость от потерь на перемагничива- ние, отн.ед.; – максимальную нагрузку трансформатора (допустимую мощность), отн. ед. – максимальный диапазон регулирования ответвлениями, отн. ед. (от 1 до 1,25). Пользователь имеет следующие опции для каждого файла входных данных: – обновлять (вытирать) файл, когда пересматриваются все хранимые данные; – вводить или изменять данные для выбранных узлов, ли- ний электропередачи или трансформаторов; – удалять узел, линию или трансформатор; – выводить данные одного узла, линии или трансформатора; – выводить данные всех узлов, линий или трансформаторов, следующих за указанным узлом, линией или трансформатором. Разъясняем, что узлы типа 3 – это узлы с контролем напря- жения, куда присоединяются генераторы или трансформаторы с регулируемыми ответвлениями. Если пользователь присвоил узлу тип 3 во входной информации об узлах, к которым присо- единен трансформатор с РПН, то в массиве входных данных о трансформаторах к этому узлу должен быть присоединен трансформатор. При этом узел типа 3 (узел с контролем напря- жения) должен стоять на втором месте. Программа будет пре- дупреждать пользователя, когда имеется тип 3 и нет транс- форматора, чей второй номер узла имеет тип 3. Программа также предполагает, что регулировочное ответвление нахо- дится на противоположной стороне трансформатора от узла 3. Программа изменяет ответвления каждого регулировочно- го трансформатора, присоединенного к узлу 3, до тех пор, по- ка не выполнится одно из условий: 1) вычисленное напряжение узла отличается на 0,4 % от желаемого, заданного в исходных данных; 2) достигнуто минимальное или максимальное регулиро- вочное ответвление. Пользователь вводит величину этого 53 максимального ответвления из паспортных данных РПН в диапазоне от 1 до 1,25 (такой диапазон предусмотрен про- граммой) для каждого трансформатора во входном файле дан- ных о трансформаторах. Программа принимает минимальное регулировочное ответвление MINTAP = (2,0 – MAXTAP). Пользователь также может задавать регулировочному от- ветвлению регулируемых трансформаторов фиксированную величину. Программа спрашивает пользователя, имеются ли некоторые трансформаторы с фиксированными ответвления- ми. Если ответвление задается, отвечаем Y (да). Тогда пользо- ватель задает желаемые ответвления (величины от 0,75 до 1,25) трансформаторов через опции программы. Программа предполагает, что РПН находится на стороне трансформатора, противоположной узлу, которому мы присвоили тип 3. Примечание. При отсутствии в вашей схеме линий или трансформаторов не забудьте почистить эти массивы, т.к. там может находиться информация от предыдущих расчетов, ко- торая автоматически подключится к вашей схеме. Программа использует итерационный метод Ньютона– Рафсона для расчета потокораспределения. Пользователь мо- жет выбрать максимальное число итераций (не более 20) и точность расчета (необходимая величина есть 0,0001 отн. ед). Ввод данных, выполнение расчетов и вывод результатов производится через дисплей согласно опроснику (опциям). Выбирается соответствующий вопрос и дается требуемый от- вет по заданию. Опции составлены грамотно и не вызывают двоемыслия. Достаточно один раз их просмотреть и можно свободно овладеть правилами пользования программой. Порядок выполнения расчетов следующий. Пользователь имеет возможность выбора стартовых (начальных) условий в первой итерации): 1 – прямой старт; 2 – использование в каче- стве стартовых величин для первой итерации выходных дан- ных с предыдущего расчета. Если пользователь выбирает оп- цию 1, то начальные величины напряжений и их фазовых уг- лов в узлах типа 1 принимаются равными данным балансиру- 54 ющего узла. Начальные ответвления варьируемых ответвле- ний трансформаторов также выбираются равными 1,0. Если же пользователь выбирает опцию 2, то начальные значения напряжений и их фазовых углов в узлах, так же как и началь- ные регулировочные ответвления трансформаторов, выбира- ются равными этим величинам из выходных данных преды- дущего расчета (этого или подобного ему режима). Когда го- товится базовый вариант на первом этапе расчета и не имеется еще никаких промежуточных результатов, тогда выбирается опция 1 – прямой старт. После выполнения расчета по про- грамме для базового варианта с успешно завершенным пото- кораспрседелением и формированием файлов выходных дан- ных может выбираться уже опция 2. Программа обычно рабо- тает быстрее, когда вы стартуете с начальными величинами, взятыми из предыдущего (успешного) расчета. Выходные данные включают информацию об узлах, линиях и трансформаторах, которые сохраняются (формируются) в трех обособленных файлах. Для массива 1 файлы выходных данных называются PFBO1.DAT, PFLO1.DAT и PFTO1.DAT. Аналогичные имена используются для массивов 2 и 3, заменяя соответственно индексы. Программа выдает пользователю опцию для вывода данных на дисплей или принтер. Выходные данные об узлах включают: – номер узла; – величину напряжения, отн. ед.; – угол фазы напряжения (в град.); – генерируемую активную мощность, отн. ед.; – генерируемую реактивную мощность, отн. ед.; – активную нагрузку, отн. ед.; – реактивную нагрузку, отн. ед. Те узлы, для которых величины напряжений на 5 % выше или ниже напряжения балансирующего узла, программой рас- познаются и выделяются. Выходные данные линий включают: – номер линии; 55 – номера двух узлов, которые линия соединяет; – активную, реактивную и полную мощности, подтекаю- щие к концу линии (в отн. ед.). Те линии, нагрузка которых превышает их максимально допустимые нагрузки, программой идентифицируется (выде- ляются на дисплее и на печати звездочками). Выходные данные о трансформаторах включают: – номер трансформатора; – номера двух узлов, к которым трансформатор подсоединен; – активную, реактивную и полную мощности, протекаю- щие по обмотке, отн. ед.; – регулировочные ответвления, отн. ед. Те трансформаторы, нагрузка которых превышает допу- стимую максимальную (полную мощность), также распозна- ются программой и идентифицируются. Подготовка исходной информации для расчета 1. Вычерчивается принципиальная однолинейная схема за- данной электроэнергетической системы к каждому генерато- ру, линии присваивается свой номер. 2. Составляется расчетная схема замещения. Параметры элементов схемы замещения определяются в соответствии с методическими рекомендациями подраздела 1.2. 3. На схеме выбирается балансирующий узел, этому узлу присваивается номер 1 (обязательно). Остальные узлы нуме- руются произвольно цифрами натурального ряда чисел. Не допускается пропуск или повторение цифр натурального ряда в процессе нумерации узлов. Все узлы, кроме балансирующе- го, подразделяются на три типа: 1 – нагрузочный (этот тип уз- ла присваивается всем узлам, где не фиксируется напряже- ние), 2 – генераторный (к этому типу относятся узлы подсо- единения электростанций, где фиксируется напряжение), 3 – трансформаторный (тип узлов подсоединения обмотки сред- него или низшего напряжения трансформатора, где фиксиру- 56 ется желаемое напряжение с целью выбора коэффициента трансформации). Таким образом, узел типа 1 – это узел без контроля напряжения; узел типа 2 – узел с фиксированным (заданным напряжением, это напряжение обеспечивается за счет заданного) диапазона генерируемой реактивной мощно- сти. Узел типа 3 – узел, с фиксированным напряжением, кото- рое обеспечивается за счет РПН трансформаторов. Если в процессе электрического расчета режима не требу- ется фиксировать напряжения на шинах генераторов и не тре- буется выбирать ответвления трансформаторов, то всем узлам схемы, кроме балансирующего, присваивается тип 1. 4. Входная информация (параметры элементов системы) представляется в относительных единицах (значения взять из расчета в первом разделе). Руководство пользователю Запуск программы осуществляется файлом DIS-1.EXE. По- сле двух представленных советов необходимо нажать ВВОД, для продолжения вам предложат выбрать один из трех масси- вов ввода/вывода данных. Какой массив выбираете (введите его номер: 1, 2 или 3)? Укажите номер массива и нажмите ВВОД, после этого вве- дите имя массива (любое), нажмите ВВОД. На экране появится основное меню программы: 1) ФОРМИРОВАНИЕ ФАЙЛА ДАННЫХ; 2) ЗАПУСК ПРОГРАММЫ; 3) ВЫВОД ДАННЫХ; 4 CTOП (выход из программы). Для работы с программой необходимо создать файл дан- ных. Для этого нажмите 1 и ВВОД, появится подменю: 1)УЗЛЫ; 2)ЛИНИИ; 3) ТРАНСФОРМАТОРЫ; 4) ВОЗВРАТ (выход в основное меню). 57 В зависимости от того, какие данные вы хотите ввести, вы- берите нужный вам номер (не забывайте про ВВОД). Затем вам будет предложено следующее 1. СОЗДАТЬ ФАЙЛ – обновить (очистить) файл, когда пе- ресматриваются все хранимые данные. 2. ДОБАВЛЕНИЕ НОВОГО ИЛИ ИЗМЕНИТЬ ДАННЫЕ – ввод и изменение данных для выбранных узлов, линий и трансформаторов. 3. УДАЛЕНИЕ – удалить узел, линию или трансформатор. 4. ВЫВОД ОДНОГО... – вывести данные одного узла, од- ной линии или одного трансформатора. 5. ВЫВОД ВСЕХ (узлов, линий, трансформаторов)ПОСЛЕ УКАЗАННОГО НОМЕРА. 6. ВОЗВРАТ – выход в предыдущее меню. Итак, вы ввели или изменили необходимые вам данные, те- перь вернитесь в основное меню с помощью опций ВОЗВРАТ. Для запуска программы на исполнение выберите пункт 2 основного меню и нажмите ВВОД. Ответьте на предложенные вам вопросы (не забывайте для подтверждения нажимать ВВОД). Вы можете выбрать: 1) НАЧ.СТАРТ – прямой старт; 2) ВЫБОР НАЧ. УСЛ. ИЗ ПРЕДЫДУЩЕГО РАСЧЕТА – использование входных данных из предыдущего расчета. 58 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 ПРОГРАММА DIS-2. ОПИСАНИЕ И ИНСТРУКЦИЯ ПОЛЬЗОВАТЕЛЮ Назначение программы Данная программа предназначена для решения задач по оценке динамической устойчивости электроэнергетических систем. Программа вычисляет углы электрических машин, их частоты вращения, угловые ускорения, генерируемую мощ- ность станций и величины напряжений в узлах электрической системы при больших конечных возмущениях. Характеристика программы Перед запуском программы необходимо вначале запустить программу DIS-1 «Электрический расчет режимов» для рас- сматриваемой энергосистемы. DIS-2 открывает и затем читает данные из массивов ввода/вывода DIS-1. Входные данные для DIS-2 также дополняются данными о синхронных машинах, которые формируются в специальном файле. Пользователь имеет возможность создавать три от- дельных массива входной информации. Массив 11 файла дан- ных синхронных машин называется TSMI. DATI Файлы дан- ных в массивах 2(3) имеют то же имя, для различия исполь- зуются соответствующие индексы (2, 3). Максимальное число синхронных машин – 25. Исходные данные синхронных машин (электростанций) включают: – порядковый номер; – номер узла системы, к которому подсоединена машина; – переходное реактивное сопротивление 'dX отн. ед.; 59 – постоянную инерции (Tj*) турбогенератора, приведенную к относительным единицам, с. Пользователь имеет в своем распоряжении следующие оп- ции при работе с программой: 1 – ввод исходных данных параметров синхронной маши- ны; 2 – задание возмущения и запуск программы; 3 – стоп. Когда пользователь вводит входные данные синхронной машины, он имеет в своем распоряжении следующие опции: 1 – организация файла данных (чистка соответствующего поля под вводимые данные); 2 – добавление данных новой машины или изменение дан- ных у существующей; 3 – удаление данных о машине; 4 – ввод данных одной машины; 5 – ввод данных всех машин; 6 – стоп. Когда пользователь задает возмущение и запускает про- грамму, необходимо прежде всего задать интервал интегриро- вания Δt (с) и конечное время расчета tкон (с). Величина Δt должна быть на порядок меньше точности получаемого ре- зультата. Типичной величиной является Δt = 0,01 с. Затем пользователь выбирает количество возмущений (1, 2, 3 или 4) и моменты их приложения. Например, пользователь при выборе 3 имеет возможность задать следующие виды возмущений: в интервале действия 1 – без возмущения (ис- ходный режим); 2 – трехфазное КЗ в узле; 3 – отключение од- ного или более поврежденных элементов (синхронных машин, линий или трансформаторов). При выборе 4 возмущений пользователь имеет следующие опции видов возмущения: 1 – трехфазное КЗ в узле; 2 – отклю- чение существующего КЗ, заданного в интервале действия 1-го возмущения; 3 – отключение одной или более поврежденных синхронных машин, линий электропередачи или трансформа- 60 торов; 4 – включение одной или более поврежденных синхрон- ных машин, линий электропередачи или трансформаторов. Программа поочередно, шаг за шагом решает алгебраиче- ские уравнения потокораспределения представленных элек- трических сетей и дифференциальные уравнения исследуемых синхронных машин. Для решения уравнений потокораспреде- ления используется итерационный метод Гаусса–Зейделя, а для решения дифференциальных уравнений – модифициро- ванный метод Эйлера. Пользователь может выбрать следующие выходные дан- ные: 1) углы электрических машин; 2) частоты вращения электрических машин (относительные скорости); 3) выдавае- мые электрическими машинами активные мощности; 4) напряжения в узлах. До пяти выходных параметров может быть выведено за один заход. Пользователь также формирует шаг выдачи информации на дисплей числом К (целое число). При этом выходная информация будет выдаваться с интерва- лом К Δt (с). Выходная информация может выдаваться в экс- поненциальной форме (научная система записи) или форма- там с фиксируемой точкой (числа с десятичной точкой). Балансирующий узел должен представляться генератором с большой постоянной инерции (400–800 с) и малым переход- ным сопротивлением (около 0,01). Вывод об устойчивости можно сделать по изменению от- носительного угла: jiij , где δi – угол исследуемого генератора (или станции); δj – угол шин бесконечной мощности (балансирующего узла) или другой станции. Суждения об устойчивости по абсолютным значениям этих углов могут оказаться ошибочными. 61 Инструкции пользователю Запуск программы осуществляется файлом DIS-2.EXE. По- сле появления на экране заставки последует предложение нажать «ВВОД», затем на экране появится краткий коммента- рий по назначению программы и поступит еще одно предло- жение нажать «ВВОД» для продолжения работы. Далее по- следуют запросы ЭВМ. 1. Назовите номер используемого массива данных (1,2 или 3). -Указать номер массива. 2. Введите имя массива. -Указать имя массива. 3. На экране высвечивается следующее меню. Что вы желаете? 1. Ввести параметры синхронного генератора. 2. Задать возмущение и запустить программу. 3. Выход. Выбрать номер нужной опции и «ВВОД». При выборе опции № 3 работа по программе DIS-2 пре- кращается и происходит выход из программы. О п ц и я № 1 (Ввести параметры синхронных генераторов (СГ)). При выборе этой опции на экране высвечивается меню: 1. Очистка файла. 2. Ввод нового или изменение данных существующего ге- нератора. 3. Удаление генератора. 4. Вывод одного генератора. 5. Вывод всех генераторов после указанного. 6. Выход. Действия пользователя в рамках этого меню аналогичны действиям при формировании файлов данных по узлам, лини- ям и трансформаторам при работе по программе DIS-1. Сле- дует учесть, что балансирующий узел в расчетах по програм- ме DIS-2 представляется как генератор бесконечной мощно- 62 сти с достаточно большой постоянной инерции и малым пере- ходным сопротивлением. О п ц и я № 2 (Задать возмущение и запустить программу). При выборе данной опции по экрану пробегают исходные данные по узлам, линиям и трансформаторам, набранные в DIS-1, и по синхронным генераторам, далее следуют запросы ЭВМ: а) введите интервал времени интегрирования (с); - ввести необходимый интервал (обычно 0,01 с); б) введите конечное время (с); - ввести конечное время расчета переходного процесса; в) введите число интервалов времени возмущений (1–4), - указать число интервалов; г) 1-е возмущение. Введите интервал действия 1-го возмущения (с); - ввести время начала действия 1-го возмущения. Далее ЭВМ задает пользователю ряд вопросов, касающихся каждого из заданного числа возмущений, на которые пользо- ватель должен дать ответ. Задаваемые вопросы конкретны, и на них несложно ответить. Рассмотрим несколько примеров задания возмущения. З а д а н и е 1. Необходимо найти предельное время от- ключения КЗ на линии. При этом можно ограничиться и вы- брать 3 интервала времени возмущения: 1) t1 = tн – 0 – нормальный режим; 2) t2 = tоткл – tн – время действия возмущения (КЗ); 3) t3 = tкон – tот – переходный послеаварийный режим после отключения линии с КЗ. Значения переменных следующие: tн – время существования нормального доаварийного ре- жима, с, с момента его окончания начинает действовать воз- мущение (КЗ); tоткл – время отключения КЗ, с, это наша искомая величина, задается в пределах t = 0,1 + tоткл; tкон – конечное время расчета (tкон ≈ 1–4 с). 63 Диаграмма времени наблюдения переходного процесса бу- дет выглядеть следующим образом: t1 t=0 tн = 0,1 tоткл = ? tкон = 1,2 с t2 t3 З а д а н и е ё 2. Необходимо оценить динамическую устой- чивость при возникновении КЗ на линии, которое через 0,15 с отключается. Устройство АПВ линию через 0,3 с включает. АПВ –неуспешное, и линия опять отключается через 0,15 с. Диаграмма времени наблюдения за переходным процессом будет следующей: t=0 tоткл1 = 0,15 tАПВ = 0,55 tоткл2 = 0,7 … tкон = 1,8 с д) по окончании ввода данных по возмущениям последует запрос о выводимых параметрах и их количестве Вы можете напечатать от 1 до 5 параметров. Введите число параметров (1–5); - ввести желаемое число выводимых параметров. Предлагаемые параметры 1. Угол генератора. 2 Частота вращения генератора. 3. Активная мощность генератора. 4. Напряжение в узле. е) по окончании выбора желаемых выводимых параметров следуют запросы. Результаты выводятся на печать с интервалом времени К. Введите действительное число К (через сколько интервалов расчета результаты выдавать на печать); 64 - ввести К. Вы желаете результаты в экспоненциальном формате (Y или N)? - указать Y или N. Продолжить (Y) или прервать возмущение (N)?; - указать Y или N. При ответе пользователя N на последний поставленный во- прос происходит возврат к пункту а). При ответе Y произво- дятся расчеты по введенным исходным данным, результаты выводятся на печать в табличной форме. На основе разности углов δij исследуемого генератора и системы (балансирующе- го узла) можно судить о динамической устойчивости при за- данном возмущении. 65 ПРИЛОЖЕНИЕ 3 ПРОГРАММА МУСТАНГ-95. ИНСТРУКЦИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОЙ РАБОТЫ Введение Комплекс MUSTANG-95 предназначен для оперативного выполнения на ЭВМ расчетов установившихся и переходных электромеханических режимов энергосистем. Вывод всех результатов расчета осуществляется в таблич- ном виде на экран, в файл либо принтер. В комплекс Му- станг-95 включены также программные средства для вывода результатов расчета динамической устойчивости в виде гра- фиков на экран, в файл либо принтер. Расчет установившегося режима. Общая информация Расчет установившихся режимов с различными электриче- скими схемами и не связанных друг с другом можно осуще- ствить при помощи директивы ДИСК–ЧТЕНИЕ РЕЖИМА из библиотеки уже сохраненных режимов в оперативную память ЭВМ вызывается требуемый установившийся режим, в него также могут вносится изменения. Если же параметры элек- трической схемы вводятся непосредственно с экрана дисплея по директивам УЗЛЫ – ВЕТВИ, то перед этим необходимо сначала ввести директиву НОВАЯ СХЕМА и затем сделать расчет установившегося режима (УР). При желании результа- ты расчета нового установившегося режима можно записать в библиотеку режимов (или в режим с тем же названием, тем самым удаляя предыдущую информацию, хранящуюся там [ДИСК–СОХРАНЕНИЕ РЕЖИМА]). Затем снова или вызыва- ется другой режим из библиотеки режимов, или вводится но- вая схема с экрана дисплея (после обязательной в этом случае директивы НОВАЯ СХЕМА) и т.д. Изменение параметров схемы сети осуществляется при по- мощи директивы УЗЛЫ–ВЕТВИ (рис. П 3.1). 66 Рис. П 3.1. Внешний вид окна программы Мустанг-95 Общая информация Рис. П 3.2. – Внешний вид окна задания общей информации Директория ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ (рис. П 3.2) предна- значена для внесения информации (комментария) по режиму схемы, а также задания первоначальных условий расчета установившегося режима (УР). Название режима – окно для ввода поясняющей режим информации. Количество строк неограниченно. При последу- ющем сохранении режима в каталоге режимов и наборов ин- формация рассматриваемого окна сохраняется вместе с режи- мом. Для первоначального ввода информации (отсутствие 67 строк с поясняющей информацией – окно пустое) следует нажать клавишу , вследствие чего появится первый пу- стой элемент редактирования, в поле которого следует ввести вручную требуемую текстовую информацию. Константы – окно для задания ограничений для расчета установившегося режима. В данном окне задаются следующие константы. Точн – точность расчета установившегося режима [МВт] в сети напряжением 110 кВ и выше. По умолчанию принимает- ся Точн = 1 МВт. Точ1 – точность расчета сети ниже 110 КВ, [МВт]. Эта точ- ность используется во всех узлах сети с напряжением этих классов, за исключением станции. По умолчанию принимает- ся Точ1 = 0,01 МВт. Каппа – коэффициент, влияющий на сходимость итераци- онного процесса. По умолчанию принимается Каппа = 2. Если задать Каппа = 0, то деформация уравнений по методу Матве- ева блокируется, и расчет УР ведется по методу Ньютона. Точн U – точность отработки модулей напряжений в узлах со свободными источниками реактивной мощности по отно- шению к Uисх [%]. Китер – целое число, представляющее собой номер итера- ции по методу Ньтона–Рафсона, после которого требуется остановить расчет УР. Если значение параметра Китер мень- ше числа итераций, необходимых для завершения расчета УР, то на экране выдается сообщение «Режим не балансируется». Управление процессом УР – > окно позволяющее задать начальные условия старта УР в соответствующем поле ([X] или [ ]). Данные поля являются логической информацией ( [X] со- ответствует «ДА», [ ] соответствует «НЕТ»), поэтому коррек- тировать данные можно нажатием левой клавиши манипуля- тора «мышь» на соответствующий логический символ. Возможность определения начальных условий старта УР: [Х] – перед началом расчета УР производится перенос Uисх -> Uрас и обнуляется вектор фазовых углов напряжений, 68 таким образом производится восстановление исходных напряжений. Замечание: вносить изменения (в случае необхо- димости) в вектор напряжения Uисх;. [ ] – расчет УР производится без восстановления исходных напряжений (от предыдущего режима, вносить изменения в вектор напряжений Uисх). Использование стартового алгоритма методом Гаусса– Зейделя: [X] – использовать; [ ] – не использовать. Учет ограничений на старте УР: [X] – учитывать; [ ] – не учитывать. Описание параметров узлов После выполнения директивы «Новая схема» для начала ввода данных необходимо нажать клавишу , после чего появится активная строка для ввода информации (рис. П3.3). Рис. П 3.3. Внешний вид окна для ввода параметров узлов схемы Название – название узла (до 8 символов), N – номер данного узла, где N – любое целое число. Каждая сотня номеров условно относится к своей энергосистеме, например: номера узлов с 1 по 99 – к 1-й энергосистеме, но- мера узлов с 100 по 199 – ко 2-й и так далее; Код – признаки фиксации напряжения, угла напряжения, ак- тивной и реактивной генерируемой мощности в узле. Задается одним числом, в котором «1» означает фиксацию данного па- раметра, «0» – данный параметр «свободен» (он определяется при решении уравнений стационарного режима. Например: 69 1100 – в узле зафиксированы модуль и угол напряжения, а величины Рнг и Qнг определяются в результате решения урав- нений установившегося режима. Таким образом, задается па- раметр КОД для «балансирующего» узла; 1010 – в узле зафиксированы модуль напряжения и Рг. Это наиболее типичное представление генераторного узла, при- чем, если во время расчета Qг выйдет за заданные пределы Qг- мин или Qгмакс, то модуль напряжения в узле будет изменен та- ким образом, чтобы Qг осталось на ближайшем пределе; 0 – таким образом, задается параметр КОД для «чисто» нагрузочного узла; 11 – признаки фиксации Рг и Qг в данном узле. Примечание: параметр КОД может принимать и другие, тре- буемые для конкретного расчета значения, но необходимо отме- тить, что количество единиц в нем не должно превышать двух. Примечание: в ходе расчета в генераторных узлах при нарушении пределов генерации реактивной мощности значе- ние параметра КОД меняется автоматически следующим об- разом: 22 – значение Qнг фиксировано на Qгmin; 44 – значение Qнг фиксировано на Qгмах. Uисх – модуль исходного напряжения в узле [кВ]; Uрас – модуль расчетного напряжения в узле [кВ]; D – угол напряжения [град.]; Pно и Qно – активная и реактивная нагрузки узла [MBт и Mвар, соответственно]; Uнорм – модуль нормального напряжения в узле [кB]; Nсхн – номера статических характеристик активной и реак- тивной нагрузки в узле, задаются одним числом, например: 1526 – означает характеристику номер 15 по Рнаг и номер 26 по Qнаг; Pг и Qг – активная и реактивная мощности генерации в узле [МВт и Mвар, соответственно]; Qгmin и Qгмаx – ограничения на реактивную мощность, гене- рируемую в узле [Mвар]. 70 Описание параметров связей Переход от параметров узлов к параметрам ветвей и обрат- но осуществляется при помощи клавиши < F3> (рис. П3.4). Рис. П 3.4.– Внешний вид окна для ввода параметров ветвей схемы I и J – номера узлов, ограничивающих ветвь. Если ветвь содержит трансформатор, то его параметры должны быть при- ведены к напряжению узла I, а коэффициент трансформации задается отношением Ui/Uj; Nп – номер параллельности для линий: если в схеме имеются параллельные линии, то им следует задавать номер, например: < I > < J > < Nп > 1 2 1 1 2 2 Иначе значение Nп должно равняться 0; R и X – продольные активное и реактивное сопротивления связи [Oм]; B и G – полные поперечные емкостная и активная прово- димости связи [мкCм]; Kта и Kтр – продольная и поперечная составляющие ком- плексного коэффициента трансформации: K = Kта + jKтр. Необходимо отметить, что трансформаторную ветвь необхо- димо записывать таким образом, чтобы К<0. Ввод вышеописанной информации об узле и связи осу- ществляется построчно при занесении необходимой числовой информации в соответствующие поля. Описание параметров коэффициентов статических харак- теристик нагрузки (СХН) представлено на рис. П 3.5. 71 Рис. П 3.5. Внешний вид окна для ввода параметров СХН При помощи данной директивы осуществляется ввод ко- эффициентов СХН для установившегося режима (УР). Описание параметров: N – номер статической характеристики изменения активной или реактивной мощности нагрузки, N = 1,2,3,...,30; а0,а1,а2,а3, в0,в1,в2,в3 – коэффициенты, используемые в выражениях Pнаг = Pнорм [а0 + а1(U/Uнорм) + а2(U/Uнорм) ]; (П 3.1) Qнаг = Qнорм[в0 + в1(U/Uнорм) + в2(U/Uнорм)]. (П 3.2) Примечание: параметры а3 и в3 не используются. Ввод вышеописанной информации о СХН осуществляется построчно соответственно по активной и реактивной мощно- стям нагрузки при занесении необходимой числовой инфор- мации в соответствующие поля. ВНИМАНИЕ! Следует иметь в виду, что номер СХН узла в таблице узлов задается одним числом, но состоящим из двух частей – для Рн и для Qн. Алгоритм составления номера СХН узла следующий: НОМЕР_СХН_УЗЛА = НОМЕР_СХН_Рн * 100 + +НОМЕР_СХН_Qн. Пример: возможные комбинации представления номера СХН узла для заданных характеристик СХН исходя из данных рис. П 3.4: 202, 211, 1111, 1102. 72 Для добавления новых элементов следует также использо- вать клавишу . При этом если маркер находится на по- следнем элементе, то после нажатия клавиши новый элемент ввода добавляется в конец списка. Расчет установившегося режима Расчет установившегося режима производится после ввода исходных данных по узлам и ветвям схемы сети. Данная ди- ректория размещена в окне УР-данные и УР-рез. После окон- чания расчета УР появляется информационное окно, в кото- ром показано количество проведенных итераций, максималь- ный небаланс в узлах, напряжения в узлах, угол между векто- рами напряжения базисного и расчетного узла. Отображение результатов расчета УР представлено на рис П 3.6, П 3.7 Рис. П 3.6 Внешний вид окна для вывода результатов расчета УР Просмотр результатов расчета УР осуществляется при по- мощи директивы «Узлы–Ветви» или «Узлы», Рис. П 3.7 Внешний вид окна вывода результатов расчета «Узлы–Ветви» где I – номер рассматриваемого узла; 73 J – номер узла, ограничивающего ветвь; Uрасчi – напряжение в рассматриваемом узле; Uрасчj – напряжение в j м узле ограничивающем ветвь; Рн – активная нагрузка рассматриваемого узла; Рij – активная нагрузка протекаемая по ветви; QН – реактивная нагрузка рассматриваемого узла; Qij – реактивная нагрузка протекаемая по ветви; Рг – генерируемая активная мощность рассматриваемого узла; dРij – потери активной мощности в ветви; Рг – генерируемая реактивная мощность рассматриваемого узла; dРij – потери реактивной мощности в ветви; Ток – ток, протекаемый по ветви. Расчет динамической устойчивости Расчет динамической устойчивости проводят после расчета УР (рис. П 3.8). Рис. П 3.8. Внешний вид окна ввода данных для расчета динамической устойчивости 74 Рис. П 3.9. Внешний вид окна ввода управляющей информации В окне директории УПРАВЛЯЮЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ предоставляется возможность редактировать некоторые пара- метры управлением процесса расчета переходных процессов, а также получить информацию о наборах исходных данных, участвующих в расчетах. Трас – время расчета переходного процесса [с]; Тпеч – интервал времени, представляющий собой частоту выдачи результатов расчета переходных процессов [с]; h – шаг интегрирования [с]. Минимальный шаг интегриро- вания 0,001 с, максимальный – 0,1 с. Оптимальный шаг инте- грирования – 0,01 с. Автоматика Данная директива служит для ввода, коррекции и просмот- ра информации об автоматике для расчета переходных про- цессов. Предлагаемая модель автоматики служит для моделирова- ния требуемых возмущений в схеме во время расчета пере- ходного процесса, а также для моделирования работы ком- плектов устройств противоаварийной автоматики. Вся информация об автоматиках представляет из себя набор отдельных конкретных автоматик, каждая из которых содержит собственный номер, последовательно записанный набор факторов запуска, блокировки и контроля предшеству- ющего режима (КПР) с логическими связями между ними, а 75 также последовательно записанный набор действий данной автоматики. Ограничений на количество автоматик, а также на количество факторов и действий в них нет, но в каждой конкретной автоматике должен присутствовать минимум один фактор запуска и одно действие. Для ввода, коррекции и просмотра информации об автома- тике предлагается универсальный табличный редактор. Ввод информации о каждой конкретной автоматике осуществляется построчно. Каждая строка информации представляет собой либо фактор запуска, блокировки или КПР, либо действие и поэтому содержит как минимум соответствующее ключевое слово (фактора или действия). Вызова меню «факторы» осуществляется при помощи кла- виши , а переход от «Факторов» к «Действию» при по- мощи клавиши . На рис. П 3.10 рассмотрен алгоритм действия автоматики при возникновении и отключении короткого замыкания. Так в момент времени Т2 = 0,2 с на линии 2–5 со стороны узла 5 происходит возмущение в виде короткого замыкания (появля- ется сопротивление шунта Zш = 0,001 кОм). Для рассматрива- емого трехфазного короткого замыкания (КЗ) сопротивление шунта незначительно. При исследовании других видов КЗ необходимо производить предварительный расчет сопротив- ления шунта. Рис. П 3.10. Внешний вид окна ввода информации по действию автоматики 76 В момент времени Т2 = 0,4 с поврежденная линия отключа- ется, и в узле 5 включается шунт с отрицательным сопротив- лением Zш = –0,001 кОм, тем самым моделируется отключение КЗ. На рис. П 3.11 рассмотрен алгоритм действия автоматики при возникновении и отключении короткого замыкания с успешным автоматическим повторным включением (АПВ). После отключения линии электропередач большая часть ко- ротких замыканий самоустраняется. Спустя выдержку време- ни 0,25 с (в момент времени 0,65 с после начала расчета пере- ходного процесса) АПВ включает линию. Рис. П 3.11. Внешний вид окна ввода информации по действию автоматики с успешным АПВ Для моделирования неуспешного АПВ необходимо в авто- матику приведенную на рис. П 3.11 добавить действие «отклю- чение связи» (в момент включения линии действием АПВ, ли- бо спустя интервал времени отключения короткого замыкания). Генераторы Данная директива служит для ввода, коррекции и просмот- ра информации о генераторах для расчета переходных про- цессов (рис. П3.12). Рис. П 3.12. Внешний вид окна ввода информации о генераторах схемы 77 Nг – номер генератора. Nг – любое целое число от – 1000000000 до 1000000000 (кроме нуля). Примечание: для логического отключения информации о генераторе с номером Nг необходимо установить курсор (ли- бо «мышкой», либо клавишами управления курсором) в любое поле строки требуемого генератора и нажать одновременно клавиши Ctrl и букву D. При этом вся строка будет выделена другим цветом. Для обратного включения генератора N снова нажать указанные выше клавиши. Для физического удаления информации о генераторе с но- мером Nг необходимо установить курсор в любое поле строки требуемого генератора и нажать клавишу Delete. При этом вся строка будет выделена другим цветом. Для обратного включения генератора N снова нажать клавишу Delete. Блок – количество работающих блоков (для блочных стан- ций). Блок -любое целое положительное число, включая ноль. Вся последующая информация (Pном, Mj и все сопротивления генератора) задается для одного блока. Примечание: блок = 0 – означает то же самое, что блок = 1. Uгном – номинальное напряжение генератора [кВ]; Pном – номинальная мощность генератора (или одного бло- ка, если блок > 1) [MBт]. В случае синхронного двигателя необходимо задавать Pном < 0. В случае синхронного компен- сатора (СК) на месте Pгном ставится Sном = Qном, здесь необхо- димо в качестве признака (СК) задать параметр cosφ = 0 (т.е. номинальный коэффициент мощности равный нулю); cosφ – номинальный коэффициент мощности; D – коэффициент демпфирования [о.е.], принимается в пределах от 2 до 18; Mj – механическая постоянная инерции генератора вместе с турбиной [MBтс]. Mj = Tj [с] Pгном[MBт]. В случае синхронно- го компенсатора – Mj [MBAс]; X'd – переходное реактивное сопротивление по продольной оси [Oм]; 78 Xd –синхронное реактивное сопротивление по продольной оси [Oм]; Xq –синхронное реактивное сопротивление по поперечной оси [Oм]; X"d –сверхпереходное реактивное сопротивление по про- дольной оси [Oм]. В комплексе «Мустанг-95» реализованы две модели син- хронной машины: 1) синхронная машина моделируется постоянством ЭДС E за сопротивлением X (в случае, если X = X'd, то E = E'); 2) синхронная машина моделируется по упрощенным урав- нениям Парка–Горева. В первом случае необходимый набор параметров реализу- ется следующей записью: Nг Pном cosφ D Mj X'd. Во втором случае (уравнения Парка–Горева) используется весь набор параметров генератора. Запись с минимумом ин- формации в этом случае выглядит следующим образом: Nг Pном cosφ 0 Mj X'd Xd Xq X"d 0 T'd0, т.е. все остальные параметры заданы нулями. В этом случае программно будут приняты следующие значения незаданных параметров: если X"q = 0, то принимается X"q = X"d; если T"d0 = 0, то принимается T"d0 = 0,2 [с]; если T"q0 = 0, то принимается T"q0 = 0,5 [с]; принимается T'd = T'd0 X'd /Xd; принимается T"d = T"d0 X"d /X'd. Отметим, что в данном случае значение коэффициента демп- фирования D не играет никакой роли, т.к. этот параметр не ис- пользуется в упрощенной системе уравнений Парка–Горева. Для задания шин бесконечной мощности необходимо за- дать следующую информацию: Nг X'd. 79 Отображение результатов расчета динамической устойчи- вости представлено на рис. П 3.13. Рис. П 3.13 Внешний вид окна вывода результатов расчета динамики Набор директив меню позволяет настроить необходимое пользователю количество выводимой информации на экран в виде таблиц или графиков. Контролируемые параметры Данное окно (панель диалога) служит для формирования информации о контролируемых параметрах для последующе- го формирования в табличном виде результатов расчета дина- мики, а также для отображения результатов расчета динамики в окне «Динамика–расчет» (рис. П 3.14). Рис. П 3.14. Внешний вид окна формирования таблицы контролируемых параметров 80 Количество параметров не лимитировано, но рекомендует- ся формировать не более 10 – 12 параметров (при выводе таб- лицы на принтер удобно иметь отдельную таблицу на листе). Данное окно состоит из следующих частей: 1) в левой ча- сти находится многостраничный табличный редактор, имею- щий 4 закладки: узлы (исходные данные), ветви (исходные данные), генераторы, ВПТ; 2) в правой верхней части окна находится табличный редактор, в котором формируются кон- тролируемые параметры; 3) справа внизу имеется окно, в ко- тором перечислены возможные типы контролируемых пара- метров, в зависимости от того, какая закладка (1) многостра- ничного табличного редактора активна: узлы (исходные дан- ные), ветви (исходные данные), генераторы. Один из способов формирования таблицы контролируемых параметров следующий 1. Из меню «Переключатель» выбирается необходимый элемент (генератор, узел, ветвь). При этом слева отображают- ся доступные контролируемые параметры. 2. После выбора нужного параметра необходимо перейти в область «ген/узлы/ветви» и выбрать номер интересующего элемента. 3. При переходе в область формируемой таблицы контро- лируемых параметров и нажатии клавиши новый кон- тролируемый параметр автоматически добавится в список. Ниже приводится перечень ключевых слов контролируемых параметров по группам – для генераторов, для узлов, для ветвей ГЕНЕРАТОРЫ – номера узлов, для которых выводится информа- ция; Рг –активная мощность генератора [МВт]; Qг –реактивная мощность генератора [Мвар] ; Рас г –асинхронная мощность генератора [МВт]. Pас=D(Sг - Su); Рт г –механическая мощность на валу генератора [МВт]; 81 Угол рот –угол ротора генератора [град]; Eq –ЭДС Eq генератора [кB]; E'q рас –расчетная ЭДС генератора [кB]; E"d –ЭДС E"d генератора [кB]; E"q –ЭДС E"q генератора [кB]; Eг –модуль ЭДС E' или E" [кB] (Е' для генераторов, у которых принято Е'=const; Е" для генераторов, у которых учи- тываются электромагнитные переходные процессы); Uр –напряжение на выходе регулятора возбуждения генератора [кB]; Iг –модуль тока статора генератора [кA]; Sг –скольжения ротора генератора [%]; Eqe –напряжение на выходе возбудителя генератора Eqe [кB]; Угол Ег –угол ЭДС Е' или Е" [град.] (в зависимости от способа задания генератора); Угол Iг –угол тока статора генератора [град.]; Wк рот –кинетическая энергия относительного дви- жения ротора [МВтс1000]; Uрв –напряжение на входе регулятора возбуждения ге- нератора [кB]; Id –составляющая тока статора генератора [кA]; Iq –составляющая тока статора генератора Iq [кA]; Арот –ускорение ротора генератора [Гц/с]; Отн угол рот –относительный угол ротора ге- нератора [град.]; Fрв –Частота в канале частоты регулятора возбуждения [Гц]. УЗЛЫ Рн–активная мощность нагрузки [МВт]; Qн –реактивная мощность нагрузки [Мвар]; Рш –активная мощность шунта [МВт]; Qш –реактивная мощность шунта [Мвар]; Угол U –угол напряжения [град.]; 82 Отн угол U –относительный угол напряжения [град.], т.е. разность между углом напряжения в узле и уг- лом ротора генератора ; Разн углов U –разность углов напряжений уз- лах [град.]; U –модуль напряжения в узле [кB]; Частота –расчетная частота в узле [Гц] ; Sр ад –скольжение ротора асинхронного двигателя отно- сительно синхронно вращающейся оси [%]; Sдв –скольжение ротора асинхронного двигателя отно- сительно вектора напряжения своего узла [%]; Su –скольжение вектора напряжения [%]; Мтор а.д –тормозной момент (момент сопротивления) асинхронного двигателя [о.е.]; Мэл а.д –электромагнитный момент асинхронного двигателя [о.е.] Примечание: в отн. ед. в номинальном режиме АД момент равен cosφном; Iша –активная составляющая тока шунта [KA]; Iшr –реактивная составляющая тока шунта [KA]. ВЕТВИ Pij –переток активной мощности [МВт]; Qij –переток реактивной мощности [Мвар]; Iлин –модуль токов по связи [кA]; Угол Iлин угол тока по связи [град.]; Zлин модуль расчетного полного сопротивле- ния от узла I в направлении связи I–J [Oм]; Угол Z угол сопротивления на связи I–J [град.]; Угол реле –угол реле [град.]; Rлин –активное сопротивление линии [Ом]; Xлин –реактивное сопротивление линии [Ом]; 83 –минимальное и максимальное сопротивления реле. Таблицы текущих контролируемых параметров После формирования таблицы контролируемых параметров и расчета динамики на экране отображаются результаты рас- чета в виде таблиц. Для вывода результатов в файл «Сolist.txt», который размещен в папке «WRK». К примеру, для добавление исходной информации по узлам схемы в тек- стовый файл необходимо находясь в директиве Узлы-ветви нажать клавишу . Для построения графиков после «Расчета динамики» и формирования списка контролируемых параметров выбирают директиву «Диапазон графиков» (рис. П 3.15). После выбора интересующего типа параметра и задании его диапазона изменения выбирают функциональную клави- шу сохранить. Графическая зависимость изменения выбран- ного параметра от времени выводится на экран. Рис. П 3.15 Внешний вид окна построения графиков 84 СОДЕРЖАНИЕ ПРЕДИСЛОВИЕ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 1. ПОДГОТОВКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕС-КОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ РАСЧЕТОВ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ И УСТОЙЧИВОСТИ НА ПЭВМ. . . . . . 5 1.1. Формирование задания. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 1.2. Последовательность определения параметров электроэнер- гетической системы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 2. ИССЛЕДОВАНИЕ СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. . . . . . . . . . . 31 2.1. Краткие теоретические сведения. . . . . . . . . . . . . . . . 31 2.2. Методические рекомендации к построению угловых харак- теристик мощности и определению коэффициентов запаса ста- тической устойчивости по активной мощности. . . . . . . . . . . . . . . 34 3. РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 3.1. Краткие теоретические сведения. . . . . . . . . . . . . . . . 37 3.2. Методические рекомендации по расчетам динамической устойчивости. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 4. ИССЛЕДОВАНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ УЗЛОВ НАГРУЗКИ. . . 42 4.1. Краткие теоретические сведения. . . . . . . . . . . . . . . . 42 4.2. Методические рекомендации к определению критического напряжения и запаса устойчивости узла нагрузки по напряже- нию. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 5. МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОДГОТОВКЕ К ЗАЩИТЕ КУРСОВОЙ РАБОТЫ. . . 47 ЛИТЕРАТУРА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 ПРИЛОЖЕНИЯ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 Приложение 1. ПРОГРАММА DIS-1. ОПИСАНИЕ И ИНСТРУКЦИЯ ПОЛЬЗОВАТЕЛЮ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 Приложение 2. ПРОГРАММА DIS-2. ОПИСАНИЕ И ИНСТРУКЦИЯ ПОЛЬЗОВАТЕЛЮ. . . . . . . . . . . . . . . . .58 Приложение 3. ПРОГРАММА Мустанг-95. ИНСТРУКЦИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОЙ РАБОТЫ. . . . . .. 65 Учебное издание КАЛЕНТИОНОК Евгений Васильевич ФИЛИПЧИК Юрий Дмитриевич ИССЛЕДОВАНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ НА ЭВМ Методическое пособие к курсовой работе по дисциплинам «Устойчивость электроэнергетических систем» «Переходные процессы в электроэнергетических системах» для студентов электроэнергетических специальностей Редактор И.Ю. Никитенко Компьютерная верстка С.В. Бондаренко Подписано в печать 29.03.2010. Формат 60 841/16. Бумага офсетная. Отпечатано на ризографе. Гарнитура Таймс. Усл. печ. л. 2,2. Уч.-изд. л. 1,7. Тираж 300. Заказ 622. Издатель и полиграфическое исполнение: Белорусский национальный технический университет. ЛИ № 02330/0494349 от 16.03.2009. Проспект Независимости, 65. 220013, Минск