МИНИСТЕГСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РСФСР
ЛЕНИНГРАДСКИЙ ордена ЛЕНИНА
ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ имени М. И. КАЛИНИНА
_______________________________________________________________
ИССЛЕДОВАНИЕ СИНХРОННОЙ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ НА ПЕРСОНАЛЬНЫХ ЭВМ
Лабораторный практикум
ЛЕНИНГРАД 1989
Исследование синхронной динамической устойчивости электроэнергетических систем на персональных ЭВМ: Лабораторный практикум /Сост.: С. А. Иванов, В.А.Масленников. - Л.: ЛПИ. 1989. - 32 с.
Лабораторный практикум охватывает общие вопросы расчета синхронной динамической устойчивости электроэнергетических систем, а также основные подходы и выбору мероприятий противоаварийного управления для энергообъединений различной структуры.
Практикум предназначен для студентов электроэнергетических специальностей, изучающих курс "Переходные процессы в электрических системах".
Рекомендован к изданию кафедрой электрических систем и сетей и методическим советом электромеханического факультета и утвержден ректоратом.
Ил.12, табл. 3.
Составители: Сергей Анатольевич Иванов, Вячеслав Алексеевич Масленников
ИССЛЕДОВАНИЕ СИНХРОННОЙ ДИНАМИЧЕCКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ НА ПЕРСОНАЛЬНЫХ ЭВМ
Лабораторный практикум
Редактор Н.В.Бакк
Технический редактор А.И.Колодяжная
Подписано к печати 16.10.89.Формат бумаги 60x90/16, Бумага тип.№ 3,
Печать офсетная. Усл.печ.л. 2 Уч.-изд.л.2 Тираж 400. Заказ 498.
Бесплатно.
Издание ЛПИ им. М.И.Калинина. 195251, Ленинград, Политехническая, 29.
Отпечатано на ротапринте ЛПИ им. М. И. Калинина.
195251, Ленинград, Политехническая ул., 29.
Ленинградский политехнический институт
имени М.И.Калинина, 1989 г.
СИНХРОННАЯ ДИНАМИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ
ГЕНЕРАТОРОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЕЕ ПОВЫШЕНИЮ
Электромеханический переходный процесс возникает в электроэнергетической системе при внезапном нарушении (изменении) баланса моментов (мощностей) у входящих в нее генераторов и двигателей, приводящем к ускорению или торможению их роторов. Причиной возникающего небаланса могут быть как коммутации, выполняемые оперативным персоналом либо автоматикой (включение или отключение генераторов, трансформаторов, нагрузок, линий электропередачи), так и аварийные возмущения, наиболее распространенными из которых являются короткие замыкания (к. з.).
Электромеханический переходный процесс может затухнуть без нарушения устойчивости параллельной работы отдельных генераторных станций и узлов нагрузки, при этом устанавливается либо прежний, либо новый режим (устойчивый переход). Возможна и потеря синхронизма между отдельными частями энергосистемы (неустойчивый переход).
Динамическая устойчивость перехода зависит от характеристик нормального режима системы, степени изменения ее параметров при авариях или коммутациях, длительности аварийных состояний и от параметров системы в послеаварийных режимах.
Расчет динамической устойчивости позволяет определить предельно допустимую загрузку линий электропередачи, которая при аварийных возмущениях не приводит к нарушению устойчивости параллельной работы электрической системы в целом или отдельных генераторных и нагрузочных узлов. Перечень расчетных аварийных возмущений определяется "Руководящими указаниями по устойчивости энергосистем".
Уровень (предел) динамической устойчивости в сильной степени зависит от места, вида и длительности аварийного возмущения, а также дозировки управляющих воздействий устройств противоаварийного управления, которыми оснащены все современные электроэнергетические системы.
В расчетах динамической устойчивости обычно принимаются упрощенные модели генераторов электрических станций, их первичных двигателей и нагрузок. Так, при оценке устойчивости на первом колебании углов генераторов можно считать неизменной мощность первичных двигателей (Рт=const), а генераторы представлять э.д.с. Е` за переходным индуктивным сопротивлением (x`d=const), нагрузки замещать шунтами постоянной проводимости.
Влияние вида короткого замыкания на предел динамической устойчивости определяется степенью изменения электромагнитной мощности генераторов в аварийном режиме. Наиболее тяжелым в этом смысле является при сделанных выше допущениях трехфазное к.з. Например, когда короткое замыкание рассматривается на шинах генератора, то его электромагнитная мощность в режиме к.з. скачком падает до нуля (Ре=0).
Далее по мере уменьшения тяжести следуют двухфазное на землю, двухфазное и однофазное к.з.
С увеличением длительности к.з. возрастает приращение скорости роторов генераторов в аварийном режиме. Это в свою очередь обусловливает снижение предельно допустимой мощности, передаваемой по ВЛ, по сравнению с величиной, отвечающей простому переходу (то есть при ∆tк.з=0) от схемы нормального режима к послеаварийному режиму,
характеризующемуся отключением поврежденной ВЛ.
Основные мероприятия по повышению предела динамической устойчивости (то есть обеспечение более полной нагрузки линий электропередачи в нормальном режиме) сводятся к уменьшению возникающих аварийных небалансов по величине и длительности, а также скорейшему восстановлению исходной схемы электроэнергетической системы в случае кратковременного отключения какого-либо из ее элементов.
В аварийном режиме уменьшение длительности небалансов достигается за счет применения быстродействующих выключателей, позволяющих отключать поврежденный элемент (то есть ликвидировать к.з.) через (0,12 - 0,18) c.
Уменьшение в аварийном режиме небалансов мощности достигается также подключением нагрузочных сопротивлений (рис.1) последовательно к статорным обмоткам генераторов (электрическое торможение (ЭТ) последовательного типа). Применение специальных быстродействующих выключателей позволяет подключать устройства ЭТ в работу через (0,02 - 0,03) с после возникновения аварии и вновь отключать их практически одновременно с отключением к.з. Оптимальная величина нагрузочных сопротивлений Рэт (для принятой модели генератора) примерно равна переходному индуктивному сопротивлению x`d (с учетом реактивности трансформатора). Данное мероприятие нашло применение для гидрогенераторов капсульного типа, характеризующихся малыми постоянными инерции ТJ .
Рис. 1. Способы подключения нагрузочных
резисторов Rэт выключателями В электрического торможения: ЭТ последовательного типа (а); ЭТ параллельного типа на генераторном напряжении (б); ЭТ параллельного напряжения на высшем напряжении
станции (в)
Следует также иметь в виду, что при неправильном выборе величины Rэт или длительности подключения нагрузочных сопротивлений возможно "переторможение" роторов генераторов на первом колебании угла с последующим нарушением синхронной динамической устойчивости на втором колебании.
В режиме к.з. при снижении напряжения на шинах генераторов электрических станций в действие вступает форсировка возбуждения генераторов.
Форсировочное значение напряжения возбуждения с Еrф в зависимости от типа системы возбуждения составляет Еrф= (2-4) Еrн, где Еrн - напряжение возбуждения в номинальном режиме. Однако, поскольку электромагнитная инерция обмотки возбуждения, определяемая постоянной времени Тr этой обмотки, велика, эффект форсировки возбуждения появляется, главным образом на послеаварийной стадии переходного процесса.
Восстановление схемы доаварийного режима в случае короткого замыкания на линии электропередачи осуществляется за счет автоматического повторного включения (АПВ) линии (или участка ВЛ, если линия электропередачи секционирована). В зависимости от вида аварии АПВ может быть трехфазным или однофазными Длительность бестоковой паузы трехфазного АЛВ составляет около 0,4с и определяется в основном характеристиками выключателей. В случае однофазного АПВ (ОАПВ) время отключения поврежденной фазы ЛЭП определяется условиями восстановления электрической прочности воздушного промежутка в месте к.з., зависит от длины линии и ее конструктивных особенностей и составляет примерно 1 с.
На послеаварийной стадии переходного процесса весьма эффективным мероприятием оказывается подключение нагрузочных сопротивлений параллельно статорным цепям генераторов (ЭТ параллельного типа). Номинальная мощность резисторных установок должна составлять 40-50% от номинальной активной мощности электрической станции. Команда на подключение резисторов к шинам генераторов (или к шинам высшего напряжения станции) выдается одновременно с возникновением аварии; их подключение с учетом собственного времени включения выключателей ЭТ осуществляется практически одновременно с отключением к.з. Длительность подключения устройств ЭТ определяется тяжестью аварии, нагрузкой станции в исходном доаварийном режиме. В случае неправильно выбранной дозировки ЭТ возможно переторможение роторов генераторов и нарушение устойчивости во втором колебании угла.
Устройства ЭТ параллельного типа могут устанавливаться либо на генераторном напряжении, либо на высшем напряжении станции (рис. 1). В последнем случае мощность устройств ЭТ не зависит от количества генераторов, находящихся в работе.
Применение ЭТ параллельного типа принципиально возможно как на тепловых электрических станциях, так и на ГЭС.
В настоящее время на ГЭС широко применяется другой способ повышения предела динамической устойчивости - отключение части генераторов станции. Команда на отключение генераторов подается также одновременно с возникновением аварии, то есть реально их отключение происходит одновременно с отключением к.з. Отключение генераторов, таким образом, приводит к снижению мощности эквивалентной турбины электростанции. Однако при этом уменьшается эквивалентная постоянная инерции и возрастает эквивалентная реактивность генераторов, что оказывает негативное действие. Таким образом, для достижения требуемого эффекта необходимо оптимизировать число отключаемых генераторов. Следует также иметь в виду, что отключение части генераторов вызывает снижение частоты в послеаварийном режиме, поскольку их повторное включение в сеть возможно лишь через некоторое время, определяемое характеристиками турбин.
Отключение генераторов тепловых электростанций возможно, но менее желательно в связи с тем, что их повторный пуск занимает время от 10 мин до 2 ч. Кроме того, процесс отключения генераторов тепловых станций может сопровождаться повреждениями оборудования.
На тепловых электростанциях более эффективным мероприятием является быстродействующая аварийная разгрузка паровых турбин. Глубина и скорость разгрузки, а также последующего набора мощности определяется характеристиками турбины и формой управляющего воздействия. Разгрузка турбины начинается приблизительно через 0,1 с после подачи управляющего воздействия, совпадающего с моментом возникновения аварии, и вызвана инерцией паровых объемов турбины. Изменение мощности турбины на 70-75% достигается в течение 0,5с; примерно с такой же скоростью происходит и восстановление мощности до исходного значения (рис. 2).
Таким образом, для повышения предела динамической устойчивости необходимо в зависимости от вида и места аварии и структуры генерирующих мощностей электрической системы выбрать наиболее эффективные мероприятия и задать оптимальные управляющие воздействия.
П ростейший случай (рис.3) отвечает работе электрической станции через одиночную электропередачу на мощну электроэнергетическую систему (шины бесконечной мощности), для которой , , где , , , - переходная э.д.с., напряжение на шинах, переходная реактивность и постоянная инерции эквивалентного генератора приемной системы.
При этом характер электромеханического переходного процесса определяется абсолютным движением роторов генераторов электрической станции, то есть изменением угла относительно синхронной оси. Угол эквивалентного генератора приемной системы в силу большой инерции ( ) остается постоянным ( ).
В этом случае управляющее воздействие при возникновении аварийного возмущения должно быть направлено на уменьшение по величине и длительности аварийного небаланса мощности ∆P=PT-PC генераторов электрической станции.
Графически данное положение иллюстрируется методом площадей. Этот метод удобно применять для качественного анализа переходного процесса в первую очередь, когда имеет место однократное возмущение. Например, при так называемом простом переходе, то есть отключении одной цепи линии электропередачи (см. рис.3) предельная мощность станции по условиям устойчивости динамического перехода определяется равенством площадей ускорения и торможения (рис. 4). Если , то переходный процесс устойчив, если , то устойчивость нарушается.
Характеристика мощности исходного режима в соответствии с обозначениями рис. 3. б определяется выражением
соответственно для послеаварийного режима
Приведенные соотношения предполагают, что э.д.с. остается в переходном процессе неизменной и равной ее значению в исходном установившемся режиме ( ), так же как и напряжение на шинах приемной системы. Строго говоря, для нахождения мощности , предельной по условиям динамической устойчивости, значения э.д.с. и, соответственно, характеристики мощности необходимо пересчитывать заново при изменении режима (то есть для каждого нового значения ). Однако в первом приближении допустимо считать и определять ее лишь для исходного режима ( ), поскольку э.д.с. в дальнейшем будет незначительно отличаться от .
Рис. 5. Двухмашинная схема энергообъединения.
В случае, когда мощности приемной и передающей электроэнергетических систем соизмеримы (рис. 5), устойчивость переходного процесса будет определяться взаимным движением роторов всех генераторов. При этом целесообразно применение мероприятий, уменьшающих аварийные небалансы мощности как в передающей, так и в приемной части энергообъединения. Так, например, в случае короткого замыкания на ВЛ с последующим отключением поврежденной цепи существенно уменьшается мощность, передаваемая в приемную систему. Наряду с ускорением роторов генераторов отправной части системы будет происходить торможение ротора эквивалентного генератора Г2 приемной части энергообъединения. При этом целесообразно наряду с применением каких-либо из вышеперечисленных мероприятий в передающей части системы, снижающих ускорение роторов, уменьшить торможение, а если необходимо, то и ускорить ротор эквивалентного генератора приемной системы.
Чаще всего для этой цели применяется отключение части нагрузки в приемной системе - автоматическое отключение нагрузки (САОН). Такое управляющее воздействие является крайней, вынужденной мерой, так как ведет к нарушению электроснабжения потребителей.
Естественно, что доля отключаемой нагрузки должна быть возможно меньшей. В энергообъединениях более сложной структуры, когда приемная система содержит несколько станций (рис. 6), характер нарушения динамической устойчивости имеет ряд особенностей. Так, при аварии на электропередаче ВЛ1 (см. рис. 6) устойчивость параллельной работы может определяться взаимным движением эквивалентных генераторов Г2 и Г3, то есть нарушение устойчивости происходит в приемной части энергообъединения. На практике при упрощенном моделировании синхронных генераторов э.д.с. критерием устойчивости на первом колебании можно считать прохождение максимума всеми взаимными углами. Следует помнить, что постоянные инерции эквивалентных генераторов могут существенно различаться, это обусловливает многочастотный характер переходного процесса. Причем возможно нарушение устойчивости и на самой низкой из рассматриваемых частот.
Рис. 6. Энергообъединение сложной структуры.
Следует отметить, что при неучете частотных зависимостей параметров элементов сети, а также действия регуляторов первичных двигателей (турбин) в математической модели электроэнергетической системы отсутствуют меры стабилизации частоты. В ходе расчета на ЭВМ за счет вычислительных погрешностей происходит лавинообразное изменение частоты, то есть синфазное изменение абсолютных углов генераторов в неограниченных пределах. При этом оценка устойчивости по взаимному движению роторов генераторов остается правомерной.
ОПИСАНИЕ ПРОГРАММЫ "ДИНАМИКА"
Программа предназначена для расчета на микроЭВМ динамической устойчивости электрических систем. Предусмотрена возможность моделирования широкого класса возмущений в сети и основных мероприятий противоаварийной автоматики. Максимальный объем решаемой задачи – 25 узлов, 10 генераторов. Работа по программе выполняется в режиме диалога, результаты расчетов представляются на экране дисплея в виде графиков изменения взаимных углов генераторов. В качестве исходных данных, кроме параметров сети и генераторов, требуются параметры предварительно рассчитанного нормального режима.
Реализована возможность многовариантных расчетов с коррекцией любых данных о сети и генераторах; широко использован контроль формальных ошибок пользователя с адекватной реакцией на них.
Изменение во времени углов генераторов рассчитывают численным интегрированием дифференциальных уравнений движения роторов генераторов методом Рунге-Кутта второго порядка.
Генератор представлен следующими соотношениями:
где , - угол и скольжение относительно синхронно вращающейся оси. Машина замещается постоянством переходной э.д.с. , включенной за переходным сопротивлением . Электромагнитная мощность вычисляется по следующему равенству:
где - сопряженный комплекс тока на зажимах генератора, - комплекс напряжения.
Любой линейный элемент сети представляется П-схемой замещения с продольным активно-индуктивным и поперечными емкостным сопротивлениями. Уравнения сети записываются в форме узловых напряжений
где - матрица проводимостей; - вектор задающих токов. Для узла без генератора
Расчет напряжений выполняется с использованием метода Жордана обращения матрицы узловых проводимостей:
Моделирование коммутаций и противоаварийных мероприятий.
Возмущения в системе (короткое замыкание, поперечное тормозное сопротивление) моделируются введением шунта на землю с соответствующими сопротивлениями и .
Изменение мощности генератора на ∆P, задаваемое в процентах (как со знаком «+»- увеличение, так и "-" - уменьшение), реализуется равенствами
что соответствует отключению и подключению части генераторов.
Изменение мощности турбины на производится также со знаками "+" и "-" по формуле
Аналогично задается изменение мощности нагрузки:
Изменение сопротивления любой ветви схемы реализуется введением новых значений параметров П-схемы замещения данной ветви.
Подготовка исходных данных. Узлы схемы нумеруются произвольным образом числами натурального ряда, начиная с 1, без пропуска цифр. Параметры схемы могут быть в именованных или относительных единицах, но приведенных к одной ступени напряжения. Должен быть предварительно рассчитан нормальный установившийся режим.
Для работы по программе необходимо подготовить следующую информацию.
1. Данные о ветвях в виде
I J R X B,
где I, B - номера граничных узлов; R и X - продольные активное и индуктивное сопротивления, Ом или о.е.; В - емкостная проводимость, МкСим или о.е., В < О.
2. Данные об узлах в виде
N U Pн Qн Pг Qг TJ x`d δU,
где N - номер узла; U, δU - модуль, КВ или о.е., и фаза, град, напряжения узла; Pн , Qн - активная (МВт или о.е.) и реактивная (МВар или о.е.) мощности нагрузки; Pг, Qг - то же для генератора; TJ - механическая инерционная постоянная агрегата, умноженная на полную установленную мощность генератора, МВА·с или о. е. ·с; x`d - переходное сопротивление генератора, Ом или о.е.
Данные об узлах задаются только для узлов, где включены генераторы и нагрузки; для "пустых" узлов эту информацию вводить не нужно.
Отсутствие генератора в узле понимается по факту равенства нулю TJ либо x`d, либо их обоих.
Порядок работы на ЭВМ. После запуска программы в ответ на предложение: Нажмите "ВК" - следует сделать это в "студенческом" варианте либо ввести пароль PREP (первые 4 символа латинскими буквами от cлова "преподаватель") - для реализации варианта ''преподаватель". В последнем случае данные можно будет считать и записать на дискету.
Далее по запросу программы вводятся данные о ветвях и узлах. Признаками окончания ввода ветвей и узлов служат ветвь и узел, в которых I=0, J=0 и N=0 соответственно. Разделителем между числами служит запятая или как минимум один пробел. Приглашением к вводу данных об очередной ветви или узле служит стрелка в начале строки на экране.
Программа проверяет правильность задания данных путем контрольного расчета исходного режима и сравнения рассчитанных и заданных напряжений узлов. Если разница не превышает 2% по модулю и 2 град по фазе, то ввод считается выполненным без ошибки. В противном случае появится сообщение:
*** ВЫ ОШИБЛИСЬ В ЗАДАНИИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ИЛИ НЕВЕРНО СОСЧИТАЛИ ИСХОДНЫЙ РЕЖИМ…
с возможностью коррекции данных.
Далее по запросу программы начинается ввод задания на расчет очередного переходного процесса. Структура данных на каждое действие следующая:
ВРЕМЯ ВИД ДЕЙСТВИЯ ПАРАМЕТРЫ
Ввод каждой из указанных трех групп данных заканчивается нажатием клавиши "ВК". Если при задании параметров клавиша "ВК" была нажата до ввода всех чисел, то ввод оставшихся данных следует продолжить с текущего положения курсора.
Последовательность времен действий должна быть не убывающей из диапазона 0...3,5 с; вид действия возможен из следующих:
KV - включение шунта;
КО - отключение шунта;
N - изменение мощности нагрузки;
G - изменение мощности подключенных генераторов (отключение или подключение части их);
V - изменение сопротивления ветви;
РТ - изменение мощности турбины;
О - окончить расчет.
Параметры для действий следующие:
КV - узел, сопротивление шунта (R, X );
КО - узел;
N - узел, процент изменения;
G - узел, процент изменения;
V - параметры ветви (I, J, R, X, B);
РТ - узел, процент изменения.
Процент изменения в действиях типа N , G , РТ понимается со знаками "+" и "-" от текущего значения параметра. То есть, если данный параметр изменяется в одном расчете неоднократно, то величина процента относится к последнему (текущему) значению параметра. Последнее из задаваемых действий на расчет должно быть – О.
Программа контролирует параметры на область их допустимых значений и ошибочные не воспринимает, предлагая ввести их снова.
В процессе расчета на экране появляются график переходного процесса и перечень отрабатываемых действий. Углы генераторов изображаются взаимными в соответствии c формулой , где k - номер наименьшего узла с генератором.
После очередного расчета предлагаются режимы:
R - переход к очередному расчету;
К - коррекция схемы;
S - закончить работу.
Рассмотрим пример заполнения исходных данных, представленных в относительных единицах. Расчетная схема имеет вид, представленный на рис. 7.
Рис. 7. Расчетная схема энергообъединения сложной структуры.
Исходные данные для ветвей схемы замещения:
I |
J |
R |
X |
B |
2 |
3 |
0 |
0.6 |
0 |
3 |
1 |
0 |
0.3 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
для узлов:
N |
U |
δU |
PН |
QН |
PГ |
QГ |
ТJ |
x`d |
2 |
1 |
-19.7 |
1 |
0.5 |
0.3 |
0.654 |
7 |
0.4 |
3 |
1 |
5.1 |
0 |
0 |
1 |
0.168 |
6 |
0.43 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
999 |
0.01 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
Примечания: 1. Шины бесконечной мощности в узле 1 моделируются генератором с большой инерционной постоянной и малым переходным сопротивлением (TJi → ∞, x`d1→ 0). Мощности генератора и нагрузки в этом узле могут задаваться произвольно (например, SГ1 = 0+j0,
SН1 = 0 + j0).
2. Ветвь 0 0 и узел 0 - признаки окончания вода данных о ветвях и узлах.
P a б о т а 1
СИНХРОННАЯ ДИНАМИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ, РАБОТАЮЩЕЙ С МОЩНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМОЙ
Цель работы - оценка предела динамической устойчивости при различных аварийных возмущениях на линии электропередачи, связывающей электрическую станцию с шинами бесконечной мощности.
Программа работы
1. Выполнить задание на подготовительную работу.
2. Определить предельную по условиям динамической устойчивости мощность Рпр при отключении одной из параллельных линий BJI (простой динамический переход) аналитически (методом площадей) и с помощью ЭВМ.
3. Определить Рпр при коротком замыкании на линии электропередачи с последующим отключением поврежденной цепи для трехфазного к.з. и заданного вида несимметричного к.з.
4. Оценить эффективность трехфазного АПВ поврежденного участка ВЛ (то есть его влияние на величину Рпр).
5. Составить отчет по работе в соответствии с требованиями к его содержанию.
Задание на подготовительную работу
1. Ознакомиться с методикой расчетов синхронной динамической устойчивости и описанием программы ДИНАМИКА.
2. Ответить на контрольные вопросы.
3. В соответствии с вариантом задания (табл.1) рассчитать параметры схемы замещения энергосистемы.
4. Построить графики зависимостей РВЛ=f1(δВЛ), QВЛ=f2(δВЛ) при изменении δВЛ от 0 до 90о.
5. Определить методом площадей Рпр при отключении одной из параллельных цепей ВЛ.
Таблица 1
Варианты заданий к работе 1
Номер варианта |
SГ ном, SТ ном |
nГ= =nT |
Тип электро- станции |
UВЛ ном |
xВЛ |
x`dг |
xT |
U1 |
Uэс |
TJ ном |
МВА |
кВ |
Ом |
кВ |
кВ |
С |
|||||
1 |
650 |
6 |
ГЭС |
220 |
80 |
0,28 |
0,11 |
230 |
220 |
2 |
2 |
700 |
7 |
ГЭС |
220 |
75 |
0,3 |
0,1 |
230 |
220 |
10 |
3 |
500 |
4 |
ГЭС |
150 |
50 |
0,32 |
0,11 |
165 |
150 |
2 |
4 |
550 |
7 |
ГЭС |
150 |
45 |
0,28 |
0,1 |
158 |
150 |
10 |
5 |
1500 |
6 |
ТЭС |
330 |
80 |
0,3 |
0,12 |
363 |
330 |
5 |
6 |
1700 |
4 |
ТЭС |
330 |
60 |
0,32 |
0,1 |
347 |
330 |
10 |
7 |
3000 |
6 |
ТЭС |
500 |
100 |
0,3 |
0,1 |
525 |
500 |
6 |
8 |
2800 |
5 |
ТЭС |
500 |
90 |
0,28 |
0,11 |
500 |
500 |
12 |
Примечания: 1.B исходном установившемся режиме мощность РВЛ, передаваемая по линии, принимается равной РВЛ = 0,5 SГ ном .
2. В узле 1 (см. рис З) реактивное сопротивление x`d необходимо задавать для блока генератор-трансформатор: x`d =x`dг+ xт .