Меню

Запас устойчивости по мощности формула



Запас устойчивости энергосистем и распределительных систем по мощности и напряжению

Непосредственная и большая зависимость сетевого напряжения от объемов потребления реактивной мощности, а вернее от перетоков реактивной мощности по сегментам сетей/распределительным сетям электроснабжения сегодня не является откровением, однако несмотря на на ряд масштабных аварий в энергосистемах разных стран мира, в том числе России, по-прежнему игнорируется или во всяком случае не уделяется должное внимание факту обратной зависимости потерь реактивной мощности от колебаний сетевого напряжения.

Графическая зависимость статических характеристик активной и реактивной мощности (см. рис. ниже) демонстрирует, что, при снижении сетевого напряжения на 1% потери реактивной мощности, передаваемой по сети от генерирующего оборудования или по участку сети от источника реактивной мощности (регулируемые синхронные компенсаторы, нерегулируемые или регулируемые батареи статических компенсаторов — см. конденсаторные установки КРМ, УКРМ, УКЛ и т.д. здесь), возрастают на 2% (потери активной мощности — на 0.6%), причем в сетях более высокого напряжения рост потерь реактивной мощности при падении напряжения увеличивается.

Рис. Зависимость статических характеристик активной и реактивной мощности
от сетевого напряжения в сетях 6 (10) и 110 кВ.

Вместе с тем, вне зависимости от роста потерь реактивной мощности из-за снижения сетевого напряжения потребитель все равно выбирает из распределительной сети/участка сети необходимую ему реактивную мощность, что приводит к дальнейшему падению напряжения, новому этапу увеличения потерь реактивной мощности и т.д. В итоге уровень сетевого напряжения снижается до критического значения, после которого процесс становится лавинообразным, неуправляемым, очень быстрым («лавина напряжения»), а аварии на сегментах распределительной сети и/или трансформаторных подстанциях различного уровня становятся неизбежными.

По факту именно феномен «лавины напряжения» из-за взаимного влияния падения напряжения и роста потерь реактивной мощности в условиях резко возросшей потребности в реактивной мощности потребителями стал причиной потери пяти линий 230 кВ и двух понижающих трансформаторов230/69-kVв Фениксе штата Аризона (США, 1995 год), отключения электростанции и магистральной ЛЭП в Швеции и Дании (2003 год), а также каскадной аварии в московской, калужской и тульской энергосистемах в России в мае 2005 года, отчет о которой («Отчет по расследованию аварии в ЕЭС России», происшедшей 25.05.2006»)почему-то пропал с официального сайта ОАО РАО «ЕЭС России».

Так «стартом» аварии 2005 года стало отключение от московской энергосистемы подстанции «Чагино» по причине выхода из строя трансформаторов, системы воздуховодов, изоляции и т.д., однако масштабность проблема приобрела вследствие лавины напряжения, возникшей в южной части энергосистемы и обусловленной ростом дефицита реактивной мощности из-за увеличивающихся потерь и падения сетевого напряжения, а затем и лавины напряжения в сетях 110/220 кВ, негатив которой был усилен несоответствием проектных токовых нагрузок высоковольтных линий их действительной величине в условиях повышенной температуры и реального технического состояния проводов.

В этой связи ключевым критерием безаварийности энергосистемы в целом и отдельных сетей/участков сетей в частности становится запас устойчивости энергосистемы, сети/участка сети по активной/реактивной мощности и напряжению, как правило, закладываемый проектировщиками распределительных сетей и который должен корректироваться (демпфироваться) с использованием различных технических средств в зависимости от динамики потребительской нагрузки.

Коэффициенты запаса устойчивости энергосистем по мощности и напряжению в российских нормативно-правовых актах.

На текущий момент следует признать, что формализация и нормирование устойчивости энергосистем, распределительных сетей и их отдельных сегментов в нашей стране оставляет желать лучшего. По факту единственным и условно актуальным нормативно-правовым актом, регулирующим устойчивость энергосистем, пока остаются «Методические указания по устойчивости энергосистем», утвержденные приказом №277 министерства энергетики РФ от 30 июня 2003 года, а стандарт «Требования к регулированию напряжения и обеспечению баланса реактивной мощности» и «Методические указания по выбору и размещению устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях при проектировании развития и эксплуатации», включенные приказом №258 ОАО РАО «ЕЭС России» от 25.04.2005 «О реализации концепции обеспечения надежности в электроэнергетике» в список разрабатываемых регулирующих нормативно-правовых актов, так за почти десяток лет дальше проекта не продвинулись. В «Методических указаниях по устойчивости энергосистем»:

Читайте также:  Настройка горелок по мощности

-формализованы термины и расчетные формулы коэффициентов запаса мощности/напряжения. Коэффициент запаса устойчивости по активной мощности определяется по формуле Кр = [Рпр – (Р + ∆Рнк)]/Рпр, где Рпр – предельный по устойчивости переток активной мощности, Р – нормальный переток активной мощности в рассматриваемом режиме, ∆Рнк — амплитуда нерегулярных колебании активной мощности в этом сечении, а выражение [Рпр – (Р + ∆Рнк)] — это запас устойчивости системы по активной мощности.

Коэффициент устойчивости энергосистемы по напряжению Кu = (U – Uкр)/U, где Uкр – критическое напряжение для рассматриваемого узла нагрузки, которое при отсутствии данных принимается не менее для сетей 110 кВUкр= 0,7Uном, сетей выше 110 кВUкр = 0,75Uном. Максимально допустимые перетоки реактивной мощности в соответствии с требованиями «Методических указаний по устойчивости энергосистем» должны соответствовать коэффициенту запаса устойчивости по активной мощности Кр, не меньшему 20 %, а также коэффициенту запаса по напряжению, не меньшему 15 % во всех узлах нагрузки;

-определены три основных режима работы энергосистем по перетокам мощности – нормальный (для устойчивой по параметрам энергосистемы, сети), вынужденный (с аварийно-допустимым перетоком мощностидля предотвращения/уменьшения ограничений потребителей, в случае необходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов, а также неблагоприятном наложении плановых и аварийных ремонтов оборудования электростанций и/или сети) и утяжеленный (с перетоками в режиме максимальных нагрузок при ремонте основного оборудования электростанций/сети с продолжительностью не более 10% от режима эксплуатации в год).

Таблица. Коэффициенты запаса энергосистем по активной мощности и напряжению.

Минимальные
коэффициенты
запаса по активной
мощности

Минимальные
коэффициенты
запаса по напряжению

Группы возмущений, при которых должна обеспечиваться устойчивость
энергосистемы

Источник

Запас устойчивости электропередачи.

Электроэнергетическая система должна работать так, чтобы некоторые изменения (ухудшения) режима не приводили к нарушению устойчивости ее работы. Простейшая оценка ее запаса устойчивости основывается на сопоставлении показателей проверяемого (исходного) режима и показателей, характеризующих режим, предельный по устойчивости.

Статическая устойчивость. Запас статической устойчивости по напряжению ЭЭС в целом в нормальном режиме должен быть не менее 10 %. Запас по напряжению определяется для каждой из основных узловых точек ЭЭС по формуле, %: где Uн — длительно поддерживаемое напряжение в рассматриваемой узловой точке ЭЭС; Uкр — критическое напряжение в этой же точке, при котором нарушается статическая устойчивость работы ЭЭС.

Запас статической устойчивости ЭЭС в целом оценивается по наименьшему запасу, полученному для основных узловых точек (т.е. по наихудшей точке). Если наихудшая точка известна заранее, то достаточно рассчитать запас для этой точки.

Запас статической устойчивости электропередачи, связывающей электростанцию (или группу электростанций) с энергосистемой, должен быть не менее 20 % в нормальном режиме и 8 % в кратковременном послеаварийном режиме (до вмешательства персонала в регулирование режима).

Запас статической устойчивости по мощности определяется по формуле, %: где Р — передаваемая мощность; Рпр — предельная передаваемая мощность, определенная из условий устойчивости режима с учетом действия автоматических устройств.

Статическая устойчивость работы ЭЭС в послеаварийных режимах обеспечивается, как правило, за счет мероприятий, не требующих дополнительных капитальных вложений:

· кратковременного повышения напряжения на зажимах генераторов;

· быстрого снижения нагрузки электропередачи путем отключения части генераторов на электростанциях и т. п.

Читайте также:  Потребляемая мощность печи муфельной печи

Кроме того, существуют мероприятия, повышающие статическую устойчивость, но требующие некоторых капитальных вложений:

· применение быстродействующей системы возбуждения генераторов;

· использование синхронных компенсаторов на промежуточных подстанциях;

· использование статических тиристорных компенсаторов;

· продольная емкостная компенсация индуктивного сопротивления электропередачи с помощью статических конденсаторов и т. п.

Практически все эти мероприятия позволяют повысить и динамическую устойчивость.

В эксплуатации, в тех случаях, когда это необходимо для предотвращения ограничения потребителей или потери гидроресурсов, допускается длительная работа электропередачи в нормальном режиме с запасом статической устойчивости, уменьшенным до 5—10 % в зависимости от роли электропередачи в энергосистеме и последствий возможного нарушения устойчивости.

Динамическая устойчивость. Расчеты динамической устойчивости имеют своей целью выявление характера динамического перехода от одного режима энергосистемы к другому. Если при этом переходе ни одна мощная электростанция не выпадает из синхронной работы, то переход считается благополучным. Обычно проверка устойчивости энергосистемы производится при коротких замыканиях, происходящих в наиболее опасных (в смысле возможного нарушения устойчивости) точках энергосистемы при наибольшей возможной нагрузке электропередачи. Динамическая устойчивость должна обеспечиваться при наиболее характерных для данного элемента энергосистемы возмущениях и режимах, принятых за расчетные.

В качестве расчетных в соответствии со сказанным следует рассматривать режимы нормальной работы, отвечающие наиболее длительно передаваемым мощностям по данной электропередаче, или режимы нагрузки, когда по электропередаче передается максимально возможная мощность данной электростанции или энергосистемы, если обоснована возможная длительная работа в таком режиме. Режимы, вызванные ремонтом оборудования, не рассматриваются, если нагрузка может быть снижена до величины, требующейся по условиям пропускной способности и условиям статической и динамической устойчивости.

Даже если в качестве расчетного принимается однофазное или двухфазное короткое замыкание, необходимо принять меры, чтобы нарушение устойчивости при более тяжелых авариях (двухфазных на землю, трехфазных) было маловероятным. Однако применение всякого устройства для улучшения устойчивости должно быть оправдано как анализом его стоимости, так и выявлением убытка от данного вида аварии. Одновременно оценивается возможность и целесообразность пофазного повторного включения ЛЭП или ее работы без одной фазы.

Согласно действующим нормативам по расчетам динамической устойчивости, она должна обеспечиваться в наиболее тяжелых точках энергосистемы при следующих видах коротких замыканий: – для сетей 35 кВ — при трехфазном коротком замыкании; – для сетей 110—1150 кВ — при двухфазном коротком замыкании на землю

Источник

Определение запаса статической устойчивости по идеальному пределу передаваемой мощности при передаче от генератора в систему мощности , страница 2

Рисунок 3 – Векторная диаграмма явнополюсного генератора (гидрогенератор).

3. Расчет запаса статической устойчивости.

1) Без АРВ (ГГ) – ; расчет без учета явнополюсности:

2) Без АРВ (ГГ); ; с учетом явнополюсности.

3) Расчет с АРВ пропорционального действия: ;

4) При наличии АРВ сильного действия ;

Результаты расчетов коэффициента

запаса статической устойчивости по мощности

Генератор без АРВ (без учета явнополюсности)

Генератор без АРВ

(с учетом явнополюсности)

Генератор с АРВ ПД

Генератор с АРВ СД

Вывод: чем выше степень действия АРВ, тем выше коэффициент запаса статической устойчивости.

Расчёт динамической устойчивости.

4. Расчет угловых характеристик мощности

Нормальный (исходный) режим:

Рисунок 4 – Схема замещения исходного режима

Первый аварийный режим:

короткое замыкание в точке К2, вид КЗ – двухфазное.

Рисунок 5 – Схема замещения обратной последовательности

Подставляем в схему прямой последовательности:

Рисунок 6 – Схема замещения при

Второй аварийный режим.

Короткое замыкание в точке 2, вид КЗ – трёхфазное.

Индуктивное сопротивление шунта, включенное между схемой замещения и точкой КЗ равно нулю( ), тогда , и тогда .

Читайте также:  Нахождение мощности через эдс

Послеаварийный режим (отключение одной цепи).

Рисунок 7 – Схема замещения послеаварийного режима

Результаты расчетов угловых характеристик мощности

По данным табл.4 строятся угловые характеристики мощности режимов(рис. 8).

Рисунок 8 – Угловые характеристики мощности

5. Численный расчет динамического перехода.

Первый шаг численного расчета динамического перехода.

При скачкообразных изменениях режима в течение переходного процесса избыток мощности внезапно изменяется от до . В момент перехода от к :

В момент перехода от к послеаварийному режиму:

Результаты расчетов, согласно формулам, представленным выше, сведены в табл. 5 и построены зависимости – рис. 9 и – рис. 10.

Из результатов расчета и из графика рис. 9 видно, что устойчивость сохраняется, так как, начиная с t=0,45 c угол δ начинает уменьшаться.

Результаты расчета динамического перехода

  • АлтГТУ 419
  • АлтГУ 113
  • АмПГУ 296
  • АГТУ 267
  • БИТТУ 794
  • БГТУ «Военмех» 1191
  • БГМУ 172
  • БГТУ 603
  • БГУ 155
  • БГУИР 391
  • БелГУТ 4908
  • БГЭУ 963
  • БНТУ 1070
  • БТЭУ ПК 689
  • БрГУ 179
  • ВНТУ 120
  • ВГУЭС 426
  • ВлГУ 645
  • ВМедА 611
  • ВолгГТУ 235
  • ВНУ им. Даля 166
  • ВЗФЭИ 245
  • ВятГСХА 101
  • ВятГГУ 139
  • ВятГУ 559
  • ГГДСК 171
  • ГомГМК 501
  • ГГМУ 1966
  • ГГТУ им. Сухого 4467
  • ГГУ им. Скорины 1590
  • ГМА им. Макарова 299
  • ДГПУ 159
  • ДальГАУ 279
  • ДВГГУ 134
  • ДВГМУ 408
  • ДВГТУ 936
  • ДВГУПС 305
  • ДВФУ 949
  • ДонГТУ 498
  • ДИТМ МНТУ 109
  • ИвГМА 488
  • ИГХТУ 131
  • ИжГТУ 145
  • КемГППК 171
  • КемГУ 508
  • КГМТУ 270
  • КировАТ 147
  • КГКСЭП 407
  • КГТА им. Дегтярева 174
  • КнАГТУ 2910
  • КрасГАУ 345
  • КрасГМУ 629
  • КГПУ им. Астафьева 133
  • КГТУ (СФУ) 567
  • КГТЭИ (СФУ) 112
  • КПК №2 177
  • КубГТУ 138
  • КубГУ 109
  • КузГПА 182
  • КузГТУ 789
  • МГТУ им. Носова 369
  • МГЭУ им. Сахарова 232
  • МГЭК 249
  • МГПУ 165
  • МАИ 144
  • МАДИ 151
  • МГИУ 1179
  • МГОУ 121
  • МГСУ 331
  • МГУ 273
  • МГУКИ 101
  • МГУПИ 225
  • МГУПС (МИИТ) 637
  • МГУТУ 122
  • МТУСИ 179
  • ХАИ 656
  • ТПУ 455
  • НИУ МЭИ 640
  • НМСУ «Горный» 1701
  • ХПИ 1534
  • НТУУ «КПИ» 213
  • НУК им. Макарова 543
  • НВ 1001
  • НГАВТ 362
  • НГАУ 411
  • НГАСУ 817
  • НГМУ 665
  • НГПУ 214
  • НГТУ 4610
  • НГУ 1993
  • НГУЭУ 499
  • НИИ 201
  • ОмГТУ 302
  • ОмГУПС 230
  • СПбПК №4 115
  • ПГУПС 2489
  • ПГПУ им. Короленко 296
  • ПНТУ им. Кондратюка 120
  • РАНХиГС 190
  • РОАТ МИИТ 608
  • РТА 245
  • РГГМУ 117
  • РГПУ им. Герцена 123
  • РГППУ 142
  • РГСУ 162
  • «МАТИ» — РГТУ 121
  • РГУНиГ 260
  • РЭУ им. Плеханова 123
  • РГАТУ им. Соловьёва 219
  • РязГМУ 125
  • РГРТУ 666
  • СамГТУ 131
  • СПбГАСУ 315
  • ИНЖЭКОН 328
  • СПбГИПСР 136
  • СПбГЛТУ им. Кирова 227
  • СПбГМТУ 143
  • СПбГПМУ 146
  • СПбГПУ 1599
  • СПбГТИ (ТУ) 293
  • СПбГТУРП 236
  • СПбГУ 578
  • ГУАП 524
  • СПбГУНиПТ 291
  • СПбГУПТД 438
  • СПбГУСЭ 226
  • СПбГУТ 194
  • СПГУТД 151
  • СПбГУЭФ 145
  • СПбГЭТУ «ЛЭТИ» 379
  • ПИМаш 247
  • НИУ ИТМО 531
  • СГТУ им. Гагарина 114
  • СахГУ 278
  • СЗТУ 484
  • СибАГС 249
  • СибГАУ 462
  • СибГИУ 1654
  • СибГТУ 946
  • СГУПС 1473
  • СибГУТИ 2083
  • СибУПК 377
  • СФУ 2424
  • СНАУ 567
  • СумГУ 768
  • ТРТУ 149
  • ТОГУ 551
  • ТГЭУ 325
  • ТГУ (Томск) 276
  • ТГПУ 181
  • ТулГУ 553
  • УкрГАЖТ 234
  • УлГТУ 536
  • УИПКПРО 123
  • УрГПУ 195
  • УГТУ-УПИ 758
  • УГНТУ 570
  • УГТУ 134
  • ХГАЭП 138
  • ХГАФК 110
  • ХНАГХ 407
  • ХНУВД 512
  • ХНУ им. Каразина 305
  • ХНУРЭ 325
  • ХНЭУ 495
  • ЦПУ 157
  • ЧитГУ 220
  • ЮУрГУ 309

Полный список ВУЗов

  • О проекте
  • Реклама на сайте
  • Правообладателям
  • Правила
  • Обратная связь

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник