Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Эквивалентирование – упрощение электрической сети – используется для уменьшения размера сети. Основной принцип эквивалентирования: до и после эквивалентирования в ней должны быть одни и те же напряжения узлов и мощности ветвей[11].

Эквивалентирование требует предварительно сбалансированного режима. Если режим несбалансирован, автоматически выполняется предварительная балансировка. Все методы эквивалентирования являются приближенными, что приводит к погрешностям при расчетах режимов, отличных от того, для которого выполнен эквивалент.

Эквивалентирование в токах – основной способ. При его выполнении мощности эквивалентируемых узлов заменяются узловыми токами согласно формуле:

,

(2.31)

где комплексная мощность нагрузки в i-ом узле; комплексное напряжение в i-ом узле.

3 РАСЧЁТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА И ОЦЕНКА УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

Для определения МДП и АДП в контролируемом сечении потребуется произвести расчёты статической и динамической устойчивости энергосистемы.[12]

Максимально допустимый переток активной мощности - наибольший переток активной мощности в контролируемом сечении, обеспечивающий допустимые параметры электроэнергетического режима в нормальной (ремонтной) схеме и в послеаварийных режимах после нормальных возмущений.[12]

Аварийно допустимый переток активной мощности - наибольший переток активной мощности в контролируемом сечении, обеспечивающий допустимые параметры электроэнергетического режима в нормальной (ремонтной) схеме при вынужденных перетоках.[12]

Вынужденные перетоки допускаются для предотвращения или уменьшения ограничений потребителей, неблагоприятном наложении плановых и аварийных ремонтов основного оборудования электростанций и сети и в режимах минимума нагрузки при невозможности уменьшения перетока из-за недостаточной маневренности электростанций.[12]

Контролируемое сечение - совокупность линий электропередачи и других элементов сети, перетоки активной мощности по которым контролируются и/или регулируются в целях обеспечения устойчивости энергосистемы.[12]

Режимы энергосистем подразделяются на установившиеся и переходные.

К установившимся относятся те режимы, которые характеризуются неизменными параметрами. К ним относится: внутрисуточные изменения электропотребления и генерации, нерегулярные колебания мощностей, передаваемых по связям, работой устройств регулирования частоты и активной мощности.

К переходным относятся режимы от начального возмущения до окончания вызванных им электромеханических процессов.

Основные цели расчета установившихся режимов:[13]

• проверка работоспособности сети для рассматриваемого расчетного уровня электропотребления;

• проверка соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения;

• проверка выполнения требований к уровням напряжений и выбор средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности;

• разработка мероприятий по повышению пропускной способности.

Для расчета принята схема максимальных режимов работы сети на зимний период 2025 года.

Нормативные возмущения, учитывающиеся в требованиях к устойчивости энергосистем, являются наиболее тяжелыми возмущениями и подразделяются на три группы: I, II и III. В состав групп входят следующие возмущения: [13]

1. короткое замыкание (КЗ) с отключением элемента(ов) сети;

2. скачкообразный аварийный небаланс активной мощности по любым причинам: отключение генератора или блока генераторов с общим выключателем, крупной подстанции, вставки постоянного тока (ВПТ) или крупного потребителя и др.;

Таблица 3.1 – Распределение по группам возмущений

Окончание таблицы 3.1

Коэффициент запаса по напряжению (K_U) относятся к узлам нагрузки и вычисляется по формуле: [13]

где U ­– напряжение в узле в рассматриваемом режиме, В; – критическое напряжение в том же узле, В.

Амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности устанавливается для каждого сечения энергосистемы по данным измерений. При отсутствии таких данных расчетная амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности сечения определяется по выражению:[13]

где: Pн1 – величина нагрузки собственных нужд новой ТЭЦ в г. Артем; Pн2 – прогнозируемая величина нагрузки ОЭС Востока, K – коэффициент, характеризующий способ регулирования перетока активной мощности в контролируемом сечении. При оперативном регулировании принимается равным 1,5.

Максимально допустимым перетоком является максимальный переток P_M, при этом принимается, что имеется достаточный оперативный резерв активной мощности для перехода к нормальному режиму.

МДП должен соответствовать следующим условиям:[12]

• коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,20;

• коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,15;

• коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении в послеаварийных режимах при нормативных возмущениях – не менее 0,08;

• коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в послеаварийных режимах при нормативных возмущениях – не менее 0,10;

• токовые нагрузки электросетевого и генерирующего оборудования не превышают длительно допустимых значений в нормальной (ремонтной) схеме и аварийно допустимых (на время 20 минут) значений в послеаварийных режимах при нормативных возмущениях.

АДП должен соответствовать следующим условиям:[12]

• коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в контролируемом сечении в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,08;

• коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки в нормальной (ремонтной) схеме – не менее 0,10;

• токовые нагрузки электросетевого и генерирующего оборудования не превышают длительно допустимых значений в нормальной (ремонтной) схеме.

Допустимый переток активной мощности по критерию обеспечения нормативного коэффициента запаса статической апериодической устойчивости (20 %) по активной мощности в контролируемом сечении в нормальной схеме определяется по формуле:[13]

где – предельный по статической апериодической устойчивости переток активной мощности в контролируемом сечении, МВт.

Величина перетока активной мощности в контролируемом сечении в послеаварийном режиме после нормативного возмущения ( ) определяется по формуле: [13]

где нормативный (8%) коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности; – предельный по статической апериодической устойчивости переток активной мощности в контролируемом сечении в послеаварийном режиме после нормативного возмущения, МВт.

3.1 Расчет статической устойчивости

Расчёты статической устойчивости выполнялись в целях определения задач противоаварийного управления в рассматриваемом энергорайоне, включая:

• выявление опасных аварийных возмущений для нормальной схемы и ремонтных схем сети по условиям статической устойчивости энергосистемы;

• определение вида, объёма и места реализации управляющих воздействий с целью предотвращения нарушения устойчивости в послеаварийных режимах;

• определение опасности термической перегрузки элементов сети в послеаварийных режимах;

• определение опасности снижения напряжения для устойчивости нагрузки в послеаварийных режимах.

В составе расчётов выполнялись вычисления предельных и допустимых перетоков по статической устойчивости.

Нахождение предельного перетока по статической устойчивости осуществляется утяжелением режима (увеличением перетока).

Траекторию утяжеления следует задавать сбалансированными.

При задании траектории утяжеления рекомендуется применять следующий порядок утяжеления:

В части энергосистемы, принимающей мощность по контролируемому сечению:[13]

• разгрузку генерирующего оборудования электростанций до технологического минимума;

• отключение отдельных генераторов электростанций (при этом количество включенных единиц генерирующего оборудования не должно быть меньше минимального значения, определенного диспетчерской документацией ОАО «СО ЕЭС»);

• увеличение активной и реактивной мощности нагрузки в узлах до фактических максимальным нагрузкам;

В части энергосистемы, осуществляющей передачу мощности по контролируемому сечению:

• загрузку генерирующего оборудования электростанций до величины располагаемой мощности;

• снижение активной и реактивной мощности нагрузки в узлах фактических минимальным нагрузкам;

• изменение режима работы или состава генерирующего оборудования электростанций, не привлекаемых в нормальном режиме к оперативному управлению электроэнергетическим режимом.

Так как МДП должен соответствовать коэффициенту запаса по напряжению в нормальном и послеаварийном режиме, то минимальное напряжение в узле вычисляется из формулы (3.5) [13]:

Для напряжения 220 кВ в нормальном режиме:

Характеристики

Список файлов ВКР