Оценка динамической устойчивости ЭЭС

Исходные данные

1. Расчет и анализ установившихся режимов ЭЭС

1.1 Расчет нормального установившегося режима ЭЭС

1.2 Расчет послеаварийного установившегося режима ЭЭС

1.3 Расчет послеаварийного установившегося режима ЭЭС после разгрузки ВЛ 220 кВ

2. Оценка статической устойчивости ЭЭС

2.1 Определение запаса статической устойчивости нормального установившего режима

2.2 Определение запаса статической устойчивости послеаварийного режима

3. Выбор места установки АОПО. Разработка схемы размещения устройств ПА и структурно-функциональных схем ПА

4. Оценка динамической устойчивости ЭЭС

4.1. Отключение сетевого элемента при КЗ с успешным АПВ

4.2. Отключение сетевого элемента при КЗ с неуспешным АПВ

4.3. Отключение СШ с однофазным КЗ

4.4. Отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателя

4.5. Отключение сетевого элемента действием УРОВ при трехфазном КЗ с отказом одного выключателя

5. Выбор места установки АЛАР. Разработка схемы размещения устройств ПА и структурно-функциональных схем ПА

Заключение

Цель данного курсового проекта заключается в приобретении навыков выбора устройств противоаварийной автоматики, а также мест установки этих устройств в соответствии с действующими стандартами на примере учебной схемы электроэнергетической системы (ЭЭС).

В данной работе решаются следующие задачи:

· Расчёт нормального установившегося и послеаварийного режима работы в соответствие с заданием. Определение коэффициентов запаса статической устойчивости ЭЭС.

· Расчет переходных режимов при нормативных возмущениях группы II, в соответствие с методическими указаниями по устойчивости ЭЭС.

· Выбор устройств противоаварийной автоматики, рекомендации по местам их установки.

· Разработка схем размещения устройств ПА и структурно-функциональных схем системы ПА.

Курсовая работа оформляется в виде расчетно-пояснительной записки, содержащей графическую часть. Графическая часть работы выполняется на отдельных листах и включает в себя: принципиальную схему ЭЭС, расчетные схемы, структурную схему размещения устройств ПА, структурно-функциональные схемы системы противоаварийной автоматики.

Список сокращений

АЛАР — автоматика ликвидации асинхронного режима;

АОПО — автоматическое ограничение перегрузки оборудования;

АПВ — автоматическое повторное включение;

ВЛ — воздушная линия электропередачи;

ГРЭС — государственная районная электростанция;

ДЗШ — дифференциальная защита шин;

КЗ — короткое замыкание;

ОГ — отключение генераторов;

ОРУ — открытое распределительное устройство;

ПА — противоаварийная автоматика;

ПК — программный комплекс;

ПС — подстанция;

РЗ — релейная защита;

РУ — распределительное устройство;

СШ — секция шин;

ТЭС — теплоэлектростанция;

ТЭЦ — теплоэлектроцентраль;

УРОВ — устройство резервирования отказа выключателя;

ЭЭС — электроэнергетическая система.

Исходные данные

Для выполнения курсовой работы в качестве исходных данных задаются:

· Принципиальная схема электрической сети ЭЭС, с указанием мощности нагрузок потребителей и установленной мощности турбоагрегатов электростанций.

· Параметры турбогенераторов и турбин. Характеристики регуляторов скорости, возбуждения и возбудителей.

· Расчетные условия для выбора противоаварийной автоматики: схема послеаварийного режима, вид и параметры возмущающего воздействия, выдержки времени на срабатывание релейной защиты и автоматики.

Принципиальная схема ЭЭС представлена на чертеже ПС2200−017-ИОС5.3 лист 18, стр. 21.

1. Расчет и анализ установившихся режимов ЭЭС

1.1 Расчет нормального установившегося режима ЭЭС

Для выполнения расчета нормального установившегося режима ЭЭС, в программном комплексе Mustang подготавливаем цифровую расчетную модель ЭЭС. Цифровая расчетная модель ЭЭС формируется на основании исходных данных и представляет собой базу данных, отражающую параметры узлов и ветвей входящих в схему замещения рассматриваемой ЭЭС.

На расчетной схеме приведены уровни напряжения в узлах и перетоки активной и реактивной мощностей по ветвям схемы после расчета нормального установившегося режима. Расчетная схема ЭЭС представлена на чертеже ПС2200−017-ИОС5.3 лист 19, стр. 22. После расчета нормального установившегося режима можно сделать вывод о том, что уровни напряжения во всех узлах, загрузка трансформаторов и автотрансформаторов входят в область допустимых значений, токи по ВЛ 110−220 кВ не превышают длительно допустимые (таблица 1.1).

Таблица 1.1 Токи по ВЛ 110−220 кВ в нормальном режиме

1.2 Расчет послеаварийного установившегося режима ЭЭС

схема электроэнергетический система устойчивость

Авария происходит на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200. Для выявления опасного сечения необходимо проанализировать потокораспределение в нормальном режиме работы ЭЭС, сравнить схему нормального режима со схемой послеаварийного режима, выяснить, на какие оставшиеся в работе связи произойдет наброс мощности после аварийного отключения одного из элементов электрической сети входящих в контролируемое сечение.

По результатам расчета послеаварийного режима, которые представлены на чертеже ПС2200−017-ИОС5.3 лист 20, стр. 23., можно сделать вывод, что наброс мощности происходит на оставшуюся в работе ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200, все напряжения находятся в пределах допустимых значений, ток в этой линии превышает длительно допустимое значение 945 А и составляет 1810 А.

1.3 Расчет послеаварийного установившегося режима ЭЭС после разгрузки ВЛ 220 кВ

По результатам расчета послеаварийного режима в пункте 1.2 было выяснено, что ток в линии ТЭС-1 — ПС-200 превышает длительно допустимое значение. Для уменьшения тока необходимо провести разгрузку ВЛ 220 кВ.

Определим объем разгрузки контролируемого сечения, в послеаварийном режиме, по условию обеспечения длительно-допустимого тока. Определение величины разгрузки, в этом случае сводится к определению разницы между и. Разгружать ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 необходимо примерно до .

Нагрузка на ПС-200 и ток ВЛ ТЭС-1 — ПС-200 до разгрузки:

Нагрузка на ПС-200 и ток ВЛ ТЭС-1 — ПС-200 после разгрузки:

После выявления сечения, по которому возможно нарушение статической устойчивости в послеаварийном режиме, определяем предел передаваемой мощности по контролируемому сечению и коэффициент запаса статической устойчивости нормального режима.

Результаты расчета послеаварийного режима после разгрузки ВЛ 220 кВ представлены на чертеже ПС2200−017-ИОС5.3 лист 21, стр. 24.

2. Оценка статической устойчивости ЭЭС

2.1 Определение запаса статической устойчивости нормального установившего режима

Опасным с точки зрения нарушения статической устойчивости сечением является ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200, так как в нормальном режиме работы линия загружена по току почти на 90%, и очевидно, что при отключении одной из параллельных ветвей вторая значительно перегрузится.

Для того, чтобы в этом удостовериться смоделирован послеаварийный режим — отключена одна из цепей ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200. Расчет показал, что при отключении одной цепи ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200, ток по второй почти в два раза превышает длительно допустимый (1,81>0,945 кА), что недопустимо.

Для нахождения предела статической устойчивости связи используем метод последовательного утяжеления режима, суть которого заключается в последовательном увеличении загрузки контролируемого сечения до момента, когда итерационный процесс перестанет сходиться. Воспользовавшись специальной функцией ПК Мустанг «Утяжеление», рассчитаем коэффициент запаса статической устойчивости нормального режима.

Для загрузки контролируемого сечения с учетом направления перетоков мощности произведено последовательное увеличение нагрузки на ПС-200 с шагом 5 МВт. Итерационный расчет был прекращен при Рн=1591,6 МВт, при этом переток по ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 составил 967,94*2=1 935,9 МВт. Траектория утяжеления приведена на рисунке 1, где по оси абсцисс показаны номера расчета, а по оси ординат мощность по одной цепи ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 в МВт.

Коэффициент запаса статической устойчивости в нормальном режиме составил:

Нормативное значение этого коэффициента для нормальных режимов должно быть не менее 20%. Следовательно, рассматриваемая энергосистема статически устойчива в нормальном режиме.

2.2 Определение запаса статической устойчивости послеаварийного режима

Предел передаваемой мощности по условию обеспечения статической устойчивости для контролируемого сечения в послеаварийном режиме определяется таким же образом, что и для нормального установившегося режима.

Итерационный расчет был прекращен при Рн=742,4 МВт, при этом переток по ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 составил 1053,4 МВт. Траектория утяжеления приведена на рисунке 4, где по оси абсцисс показаны номера расчета, а по оси ординат мощность по оставшейся в работе цепи ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 в МВт.

Коэффициент запаса статической устойчивости в послеаварийном режиме составил:

Нормативное значение этого коэффициента для нормальных режимов должно быть не менее 8%. Следовательно, рассматриваемая энергосистема статически устойчива в послеаварийном режиме.

3. Выбор места установки АОПО. Разработка схемы размещения устройств ПА и структурно-функциональных схем ПА

Необходимо произвести выбор управляющих воздействий, типа и места установки устройств ПА для обеспечения разгрузки ВЛ в послеаварийном режиме.

Устройства АОПО предназначены для предотвращения недопустимой по величине и длительности токовой нагрузки электрооборудования и ВЛ.

В устройствах АОПО предусматривается не менее двух ступеней с контролем величины и длительности токовой перегрузки электрооборудования и ВЛ. Первая ступень действует на сигнал, последняя — на отключение перегружаемого элемента сети, промежуточные ступени действуют на разгрузку перегружаемого элемента сети. Число промежуточных ступеней АОПО определяется проектом.

По результатам расчетов в послеаварийном режиме при отключении ВЛ ТЭС-1 — ПС-200, оставшаяся в работе ВЛ перегружается по току (рабочий ток больше длительно допустимого. В таком режиме определяющим является условие обеспечения длительно-допустимого тока по контролируемому сечению.

· При превышении током уставки срабатывает 1 ступень АОПО и подается сигнал диспетчеру.

Ток уставки

Время срабатывания принимаем из диапазона от 0 до 20 с

· 2 ступень АОПО.

Ток уставки

Время срабатывания принимаем из диапазона от 30 до 60 с

Если в течение 30 с ток будет превышать, сработает 2 ступень АОПО и подаст сигнал на устройства ДРТ, что должно позволить разгрузить ВЛ по току. При этом рекомендуется разгружать ВЛ входящие в контролируемое сечение не до, а примерно до

· В ПК Мустанг для моделирования разгрузки снизили нагрузку на ПС-200 на 307,8 МВт. Тогда ток по ВЛ ТЭС-1 — ПС-200 составил 0,89 кА, что удовлетворяет поставленным условиям.

Предусматривается 3 ступень АОПО, управляющее воздействие которой направлено на отключение перегружаемого объекта.

Ток уставки

Время срабатывания принимаем из диапазона от 0 до 20 с

Таким образом, наибольшее значение тока по ВЛ ТЭС-1 — ПС-200 будет у шин ТЭС-1, поэтому измерительный орган АОПО, как и сам терминал АОПО необходимо установить на ТЭС-1 (чертеж ПС2200−017-ИО5.3 лист 55, стр. 58.). Для оценки тока в ВЛ будет производиться контроль тока через линейные выключатели с помощью трансформаторов тока ТА1 и ТА2. При фиксировании превышения уставки по току комплекты АОПО подадут сигнал в схему автоматики разгрузки станции (на чертеже ПС2200−017-ИО5.3 лист 56, стр. 59).

Так как необходимо предусмотрение основного и резервного комплектов АОПО, то в рассматриваемой ЭЭС оба комплекта АОПО будут установлены на ТЭС-1. Структурно-функциональная схема устройства АОПО приведена на чертеже ПС2200−017-ИО5.3 лист 57, стр. 60.

4. Оценка динамической устойчивости ЭЭС

Оценка динамической устойчивости выполнялась с помощью ПК Мустанг на основе контроля мощности, углов роторов и частоты генераторов, рассматриваемой ЭЭС. На основании методических указаний принято проводить расчеты возмущающих воздействий группы II.

В графической части для каждого вида возмущающих воздействий приведены графики изменения мощности генераторов, их частоты и углов ротора генераторов. Контроль динамической устойчивости осуществлялся по всем генераторам, а именно:

генераторы ТЭС-1 6*200 МВт;

генераторы ТЭЦ-1 2*100 МВт и 1*50 МВт;

генераторы ГРЭС-2 3*200 МВт, 2*110 МВт, 2*100 МВт;

генератор ТЭС-2 1*165 МВт.

Результаты расчета представлены в графической части на листах 22−54, стр. 25−57.

В таблице 2 сведены результаты расчета динамической устойчивости.

Таблица 2 — Анализ результатов расчета динамической устойчивости

4.1 Отключение сетевого элемента при КЗ с успешным АПВ

При однофазном и при трехфазном КЗ у шин ТЭС-1 в 1-ю с происходит КЗ на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200, через 0,12 с действием основного комплекта РЗ отключается поврежденная линия. За время бестоковой паузы КЗ устраняется. Спустя 3,0 с срабатывает АПВ, включая отключенную ранее ВЛ.

В течение 0,12 с, с момента возникновения КЗ и до момента его отключения, напряжения на ТЭС-1 рядом с местом КЗ сильно снижаются, в это время вырабатываемая генераторами мощность снижается.

После срабатывания РЗ и отключения ВЛ ТЭС-1 — ПС-200 со стороны ТЭС-1 в энергосистеме возникает недостаток нагрузки, поэтому генераторы начинают разгоняться и, увеличив мощность до номинальной не останавливаются, а продолжают движение по инерции (частота и углы роторов возрастают). Затем момент генератора оказывается больше момента турбины, и генераторы начитают тормозиться: падает генерируемая мощность, частота, углы роторов.

После включения действием АПВ отключенной ВЛ восстанавливается баланс активной мощности в ЭЭС, и как следствие, восстанавливаются уровни напряжения, генерируемая мощность генераторов, частота и углы роторов, о чем свидетельствует затухающий характер графиков изменения этих параметров.

Такое же изменение параметров наблюдается и при однофазном КЗ с действием резервного комплекта РЗ через 0,88 с после возникновения КЗ. Спустя 3 с срабатывает АПВ, включая отключенную ранее ВЛ. За время бестоковой паузы КЗ устраняется, поэтому АПВ считаем успешным.

4.2 Отключение сетевого элемента при КЗ с неуспешным АПВ

При однофазном и при трехфазном КЗ у шин ТЭС-1 в 1-ю с происходит КЗ на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200, через 0,12 с действием основного комплекта РЗ отключается поврежденная цепь, спустя 3 с срабатывает АПВ. За время бестоковой паузы КЗ не устраняется, ВЛ снова попадает под действие КЗ, поэтому через 0,12 с ВЛ снова отключается.

Аналогично предыдущему случаю, в течение 0,12 с, с момента возникновения КЗ и до момента его отключения, напряжения на ПС рядом с местом КЗ сильно снижаются, в это время вырабатываемая генераторами мощность снижается.

После срабатывания РЗ и отключения ВЛ ТЭС-1 — ПС-200 со стороны ТЭС-1 в энергосистеме возникает недостаток нагрузки, поэтому генераторы начинают разгоняться и, увеличив мощность до номинальной не останавливаются, а продолжают движение по инерции (частота и углы роторов возрастают). Затем момент генератора оказывается больше момента турбины, и генераторы начитают тормозиться: падает генерируемая мощность, частота, углы роторов.

В отличие от первого случая, после действия АПВ линия снова включается на КЗ, а затем снова отключается до устранения причины КЗ.

Такое же изменение параметров наблюдается и при однофазном КЗ с действием резервного комплекта РЗ через 0,88 с после возникновения КЗ. Спустя 3,0 с срабатывает АПВ, включая отключенную ранее ВЛ. За время бестоковой паузы КЗ не устраняется, ВЛ снова попадает под действие КЗ, поэтому через 0,88 с ВЛ снова отключается. АПВ считаем неуспешным.

4.3 Отключение СШ с однофазным КЗ

В 1-ю с происходит однофазное КЗ на СШ 220 кВ ТЭС-1, через 0,3 с действием ДЗШ отключается первая секция шин. Так как схема ОРУ представляет 3/2 выключателя на присоединение при КЗ на СШ отключается одна сборная шина, при этом все присоединения остаются в работе.

4.4 Отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателя

В первом случае в 1-ю с происходит КЗ на ВЛ ТЭС-1 — ПС-200, через 0,04 с основной комплект РЗ подает сигнал на отключение поврежденной цепи, спустя 0,1 с срабатывает выключатель на ПС-200 и отключает ВЛ с одной стороны, на ТЭС-1 произошел отказ линейного выключателя Q1.1 и ВЛ не отключилась.

Спустя 0,58 с с появления КЗ срабатывает УРОВ и отделяет место КЗ, отключая соответствующую секцию шин на ТЭС-1, при этом все присоединения остаются в работе.

Во втором случае, после отказа линейного выключателя Q1.2, происходит отключение генератора мощностью 200 МВт на ТЭС-1 (узел 64).

После срабатывания УРОВ генераторы начинают разгоняться и, увеличив мощность до номинальной не останавливаются, а продолжают движение по инерции (частота и углы роторов возрастают). Затем момент генератора оказывается больше момента турбины, и генераторы начитают тормозиться: снижается генерируемая мощность, частота, углы роторов. Восстанавливается нормальная работа ЭЭС.

Так как во втором случае одновременно с отключением нагрузки от шин ТЭС-1 был отключен генератор 64, восстанавливается баланс активной мощности, и как следствие, восстанавливаются генерируемая мощность генераторов, частота и углы роторов, о чем свидетельствует затухающий характер графиков изменения этих параметров.

4.5 Отключение сетевого элемента действием УРОВ при трехфазном КЗ с отказом одного выключателя

В 1 с происходит КЗ на ВЛ ТЭС-1 — ПС-200, через 0,04 с основной комплект РЗ подает сигнал на отключение поврежденной цепи, спустя 0,1 с срабатывает выключатель на ПС-200 и отключает ВЛ с одной стороны, на ТЭС-1 произошел отказ линейного выключателя и ВЛ не отключилась. Спустя 0,58 с с появления КЗ срабатывает УРОВ и отделяет место КЗ, отключая соответствующую секцию шин на ТЭС-1, при этом все присоединения остаются в работе.

Во втором случае, после отказа линейного выключателя Q1.2, происходит отключение генератора мощностью 200 МВт на ТЭС-1 (узел 64).

В течение 0,58 с, с момента возникновения КЗ и до момента его отключения, напряжения на ПС рядом с местом КЗ сильно снижаются, в это время частота и углы генераторов возрастают.

В силу того, что КЗ в ЭЭС не было отключено длительное время, роторы генераторов успевают большую кинетическую энергию. При отключении КЗ у генераторов 67−69, 70−75, 77 несколько циклов (1−3) продолжается асинхронных ход (роторы проворачиваются более чем на 360 градусов) и лишь потом скольжения и углы роторов приходят к установившемуся значению.

5. Выбор места установки АЛАР. Разработка схемы размещения устройств ПА и структурно-функциональных схем ПА

Необходимо произвести выбор управляющих воздействий, типа и места установки устройств ПА, обеспечивающих сохранение динамической устойчивости.

Устройства АЛАР предназначены для выявления и ликвидации асинхронных режимов отдельных генераторов, электростанций и частей энергосистем. Устройства АЛАР должны обеспечивать выявление и ликвидацию асинхронных полнофазных и неполнофазных режимов электрической сети. Ликвидация асинхронных режимов генератора относительно электростанции осуществляется путем его отключения. Ликвидация асинхронных режимов электростанций и частей энергосистем осуществляется путем ДС.

Настройка устройств АЛАР должна обеспечивать: исключение (блокировку) срабатывания устройств АЛАР при синхронных качаниях и при КЗ; выявление электрического центра качаний; учет количества циклов асинхронного режима;

Устройства АЛАР должны устанавливаться на всех генераторах атомных электростанций и на всех генераторах мощностью 500 МВт и выше тепловых и гидроэлектростанций. Необходимость установки устройств АЛАР на генераторах меньшей мощности должна определяться проектными решениями.

По результатам расчета динамической устойчивости ЭЭС были выявлены такие режимы, в которых возникает неустойчивый асинхронный ход с 1−3 циклами асинхронного режима (табл. 2):

Необходимость установки АЛАР определяем с помощью нахождения электрического центра качаний (ЭЦК). ЭЦК — это точка электрической сети, напряжение в которой при асинхронном режиме снижается до нуля.

С помощью программного комплекса Mustang для наиболее неустойчивого переходного режима (трехфазное КЗ с действием УРОВ с отказом одного выключателя и отключением генератора мощностью 200 МВт) определяем ЭЦК, для этого контролируем напряжение во всех узлах ЭЭС. Результаты расчета представлены на рис. 3.

По графикам изменения напряжения во всех узлах ЭЭС видно, что узел 60 — СШ 10 кВ на ТЭЦ-1, является узлом с наименьшим напряжением.

В соответствие с основной и резервный комплект АЛАР устанавливается на ТЭЦ-1 и его измерительные трансформаторы тока устанавливаются на линейных выключателях ТЭЦ-1. При фиксировании превышения уставки по току, основной комплект АЛАР подает сигнал на отключение линейных выключателей Q1 и Q2 на ТЭЦ-1. Схема размещения устройств ПА АЛАР представлена на чертеже ПС2200−017-ИОС5.3 лист 55, стр. 58, структурно-функциональная схема системы ПА — на чертеже ПС2200−017-ИОС5.3 лист 56, стр. 59, структурно-функциональная схема устройства АЛАР — на чертеже ПС2200−017-ИОС5.3 лист 57, стр. 60.

График изменения углов роторов генераторов после отключения АЛАР линейных выключателей Q1 и Q2 на ТЭЦ-1 представлен на рис. 4, график изменения частоты — на рис. 5.

Из графиков видно, что после действия АЛАР на ТЭЦ-1 неустойчивый асинхронный ход сохраняется на генераторах 70−72, 75, 77, но при этом снижается угол ротора генераторов 73, 74 на ГРЭС-2 (на 1 цикл асинхронного режима).

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с успешным АПВ

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 1

Контролируемые параметры — активная мощность генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с успешным АПВ

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 2

Контролируемые параметры — углы роторов генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с успешным АПВ

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 3

Контролируемые параметры — частота генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с неуспешным АПВ

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 4

Контролируемые параметры — активная мощность генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с неуспешным АПВ

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 5

Контролируемые параметры — угол роторов генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с неуспешным АПВ

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 6

Контролируемые параметры — частота генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Трехфазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с успешным АПВ

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 7

Контролируемые параметры — активная мощность генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Трехфазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с успешным АПВ

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 8

Контролируемые параметры — угол роторов генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Трехфазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с успешным АПВ

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 9

Контролируемые параметры — частота генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Трехфазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с неуспешным АПВ

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 10

Контролируемые параметры — активная мощность генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Трехфазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с неуспешным АПВ.

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 11

Контролируемые параметры — углы роторов генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Трехфазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с неуспешным АПВ.

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 12

Контролируемые параметры — частота генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с успешным АПВ.

Время действия резервных защит 0,88 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 13

Контролируемые параметры — активная мощность генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с успешным АПВ.

Время действия резервных защит 0,88 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 14

Контролируемые параметры — углы роторов генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с успешным АПВ.

Время действия резервных защит 0,88 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 15

Контролируемые параметры — частота генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с неуспешным АПВ.

Время действия резервных защит 0,88 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок А16

Контролируемые параметры — активная мощность генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с неуспешным АПВ.

Время действия резервных защит 0,88 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 17

Контролируемые параметры — углы роторов генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 у шин ТЭС-1 с неуспешным АПВ.

Время действия резервных защит 0,88 с.

Время действия АПВ 3,0 с.

Рисунок 18

Контролируемые параметры — углы роторов генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Отключение СШ 220 кВ ТЭС-1 с однофазным КЗ

Время действия дифференциальной защиты шин 0,3 с.

Рисунок 19

Контролируемые параметры — активная мощность генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Отключение СШ 220 кВ ТЭС-1 с однофазным КЗ.

Время действия дифференциальной защиты шин 0,3 с.

Рисунок 20

Контролируемые параметры — угол роторов генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Отключение СШ 220 кВ ТЭС-1 с однофазным КЗ.

Время действия дифференциальной защиты шин 0,3 с.

Рисунок 21

Контролируемые параметры — частота генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 22

Контролируемые параметры — активная мощность генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 23

Контролируемые параметры — угол роторов генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 24

Контролируемые параметры — частота генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1 (отключение турбогенератора 200 МВт)

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 25

Контролируемые параметры — активная мощность генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1 (отключение турбогенератора 200 МВт)

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 26

Контролируемые параметры — углы роторов генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Однофазное короткое замыкание на ВЛ 220 кВ ТЭС-1 — ПС-200 с действием УРОВ с отказом одного выключателя на ТЭС-1 (отключение турбогенератора 200 МВт)

Время действия основных защит 0,12 с.

Время действия УРОВ 0,54 с.

Рисунок 27

Контролируемые параметры — частота генераторов

61 — 66; 70 — 72 — генераторы, Uном=15,8 кВ, Ргном=200 МВт

67, 69, 75, 77 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=100 МВт

68 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=50 МВт

73, 74 — генераторы, Uном=10,5 кВ, Ргном=110 МВт

76 — генератор, Uном=18 кВ, Ргном=165 МВт

Заключение

В соответствие с целью и задачами курсового проекта был произведен расчёт нормального установившегося и послеаварийного режимов работы ЭЭС.

Методом последовательного утяжеления определены коэффициенты запаса статической устойчивости. ЭЭС статически устойчива в нормальном и послеаварийном режимах.

Произведен выбор управляющих воздействий, типа и места установки устройств ПА для обеспечения разгрузки ВЛ в послеаварийном режиме.

По результатам расчетов в послеаварийном режиме при отключении ВЛ ТЭС-1 — ПС-200, оставшаяся в работе ВЛ перегружается по току. Измерительный орган АОПО, как и сам терминал АОПО необходимо установить на ТЭС-1.

Расчетом переходных режимов при нормативных возмущениях группы II, выявлены режимы, в которых возникает неустойчивый асинхронный ход с 1−3 циклами асинхронного режима. Произведен выбор управляющих воздействий, типа и места установки устройств ПА, обеспечивающих сохранение динамической устойчивости.

Основной и резервный комплект АЛАР устанавливается на ТЭЦ-1 и его измерительные трансформаторы тока устанавливаются на линейных выключателях ТЭЦ-1.

После действия АЛАР на ТЭЦ-1 неустойчивый асинхронный ход сохраняется на генераторах 70−72, 75, 77, но при этом уменьшается угол ротора генераторов 73, 74 на ГРЭС-2 (на 1 цикл асинхронного режима).

1. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д. Л. Файбисовича.-М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005;320 с.

2. Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС». Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Нормы и требования. СТО 59 012 820.29.240.001−2011.

3. Методические указания по устойчивости энергосистем ОАО «СО ЕЭС». Утв. Приказом Минэнерго России от 30.06.2003. № 277.

4. Овчаренко Н. И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем: Учебник для вузов/ Под ред. А. Ф. Дьякова. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000. — 504 с.: ил.

5. Общие требования к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России. Приложение 1 к приказу ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.02.2008 № 57.

6. ГОСТ 721–77 (СТ СЭВ 779−77) Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемник электрической энергии номинальные напряжения свыше 1000 В. Утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета стандартов Совета Министров СССР от 27.05.77 № 1376

7. ГОСТ 13 109–97 Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Принят Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 12−97 от 21 ноября 1997 г).

8. Нормы технологического проектирования электроснабжения промышленных предприятий. 1-я редакция, Москва, 1994 г.

9. ГОСТ 14 209–97 (МЭК 354−91) Руководство по нагрузке масляных силовых трансформаторов. Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 11 от 23.04.1997 г.).

10. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Приказ Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. № 229