Устойчивость электроэнергетических систем

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

федеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение

высшего образования

«Самарский государственный технический университет»

Кафедра «Автоматизированные электроэнергетические системы»

Расчетно-графическая работа

Устойчивость электроэнергетических систем

Выполнил: студент 1М-ЭТ-12

Осипов О.И.

Принял: к.т.н., доц. Сенько В.В.

Самара 2018

Введение

динамический устойчивость электропередача статический

Переходные режимы делят на нормальные и аварийные. В любых переходных процессах происходят закономерные последовательные изменения параметров режима электрической системы от момента возмущения до начала установившегося режима.

Нормальные переходные процессы сопровождают текущую эксплуатацию системы и связаны в основном с изменениями нагрузки и реакцией на них регулирующих устройств. При анализе статической устойчивости системы исследуют режимы, возникающие при малых возмущениях. Малые возмущения не должны вызывать нарушения устойчивости системы, то есть не должны приводить к прогрессивно возрастающему изменению параметров ее исходного режима. Способность системы возвращаться к исходному устойчивому режиму или к режиму, близкому к нему после малых возмущениях называется статической устойчивостью.

Аварийные переходные процессы возникают при резких изменениях режима. К ним относятся короткие замыкания в системе с последующим их отключением, а также случайные (аварийные) отключения агрегатов или ЛЭП, несущих значительные нагрузки, т.е. большие возмущающие воздействия на систему. Такие воздействия приводят к значительным отклонениям режима от исходного состояния и могут приводить к тяжелым системным авариям с распространением на большие территории и районы.

Динамическая устойчивость - это способность системы восстанавливать после большого возмущения исходное состояние или переходить к состоянию, близкому к исходному. Если после большого возмущающего воздействия синхронная работа системы сначала нарушается, а затем после допустимого по условиям эксплуатации асинхронного хода восстанавливается, считают, что система обладает результирующей устойчивостью

1. Исходные данные

· Генераторы

Тип - турбогенератор

S_ном = 60 МВт

N = 3

· ЛЭП

U_ном = 220 кВ

L = 150 км

Марка провода - АС-300/39

Точка КЗ - 50 км от начала ЛЭП

· Приемная система

P₂ = 65% от номинальной мощности станции

Cos?? = 0,83

2. Общие сведения об устойчивости ЭЭС

2.1 Расчет параметров схемы замещения ЭЭС

Расчеты устойчивости целесообразно проводить с применением схем к одной ступени напряжения в относительных единицах. Для упрощения в исходных схемах не учитывают нелинейность характеристик генераторов и трансформаторов, пренебрегают их токами намагничивания, считают фазы симметричными (до точек КЗ).

За базисную мощность S_б целесообразно принимать номинальную мощность исследуемого эквивалентного генератора или любое число, кратно 10, близкое к установленной мощности генераторов [3].

Приведение схем обычно осуществляют по средним напряжениям, принимая их на 5% больше от номинального (515, 340, 230, 115 кВ и т.д.). Для вычисления параметров генератора применяются формулы [6]:

, (2.1)

где - сопротивление генератора (для генератора без АРВ ; с АРВ ПД ; с АРВ СД ); - номинальная мощность генератора, МВА.

Для расчетов параметров трансформатора используются формулы:

; (2.2)

; (2.3)

; (2.4)

, (2.5)

где - напряжение короткого замыкания, %; - ток холостого хода трансформатора, %; и - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; - номинальная мощность трансформатора, МВА.

Для вычисления параметров линии используются следующие формулы:

; (2.6)

; (2.7)

, (2.8)

где , , - погонные активное, реактивное и емкостное сопротивления линии, Ом/км и См/км; l - длина линии, км.

Найдем значения параметров схемы замещения электропередачи:

Рис.1. Схема ЭЭС



Рис.2. Схема замещения сети

· Генератор

o Без АРВ

o С АРВ ПД

o С АРВ СД

· Трансформатор №1

· ЛЭП

· Трансформатор №2

Рис.3. Преобразованная схема замещения

· Преобразуем схему замещения



Рис.4. Преобразованная схема замещения

Рис.5. Преобразованная схема замещения (из Д в Y)

2.1 Генератор без АРВ

Рис.6. Схема замещения для генератора без АРВ

2.2 Генератор с АРВ ПД

Рис.7. Схема замещения для генератора с АРВ ПД



2.3 Генератор с АРВ СД

Рис.8. Схема замещения для генератора с АРВ СД

3. Анализ статической устойчивости ЭЭС

Статическая устойчивость (СУ), или устойчивость исходного установившегося режима - это способность электрической системы возвращаться в исходное состояние (исходный режим) после его возмущения (отклонений режимных параметров) [4].

В любой электрической системе установившийся режим не означает неизменность всех его параметров. Электрическая система включает в себя большое количество нагрузок, непрерывно меняющихся, причем эти изменения носят вероятностный (стохастический) характер. В связи с этим на генераторах системы появляются некоторые дополнительные незначительные моменты ?М, также стохастические, уменьшающие или увеличивающие моменты, действующие на валах генераторов и смещающие скорости вращения их роторов на некоторые небольшие углы ?д. Так как изменения скорости ?щ=ц(?P) относительно синхронной очень малы, то во всех расчетах можно принять, что ?М=(?P) [5].

Таким образом, в электрической системе постоянно происходят малые возмущения, причина которых и место возникновения не фиксированы. Это некие свободные возмущения, вызывающие соответственно свободные движения, которые могут быть нарастающими или затухающими, колебательными или апериодическими. Их характер и определяет статическую устойчивость, являющуюся необходимым условием работоспособности системы.

При сложной связи приемной системы с генератором угловые характеристики электропередачи описываются системой уравнений [3]:

(3.1)

где - модуль вектора ЭДС генератора, - модуль вектора напряжения приемника, , , - собственные и взаимные проводимости, , , - собственный и взаимный углы активных потерь, - угол сдвига между векторами E и U.

, (3.2)

где - модуль собственного сопротивления генератора, - модуль собственного сопротивления между ЭДС генератора и напряжением приемника, - модуль собственного сопротивления приемника.

, (3.3)

где - модуль собственного реактивного сопротивления генератора, - модуль собственного активного сопротивления генератора.

Во время работы генератора без АРВ возникает синхронная ЭДС:

, (3.4)

При расчете пропускной способности электропередачи и коэффициента запаса статической устойчивости учитываем лишь реактивные сопротивления, пренебрегая активными. Получаем конечную формулу синхронной ЭДС [6]:

, (3.5)

где - модуль вектора напряжения приемника, и - реактивное и активное сопротивление генератора, - суммарное индуктивное сопротивление электропередачи.

Формула 3.4 применима только для системы с генератором без АРВ, т.к. здесь учитывается синхронное сопротивление генератора.

Для системы, использующей генератор с АРВ пропорционального действия, применяют следующую формулу [6]:

, (3.6)

Для системы, использующей генератор с АРВ сильного действия, применяют формулу:

, (3.7)

В формуле 3.6 в суммарном индуктивном сопротивлении учитывается переходное сопротивление генератора, а в формуле 3.7 - сверхпереходное.

Для нахождения предела передаваемой мощности генератора без АРВ применяют следующую формулу:

, (3.8)

Если генератор с АРВ ПД, то в формуле 3.8 вместо и применяют и , а для генераторов с АРВ СД - и .

Коэффициент запаса устойчивости по активной мощности должен быть равен или больше 20%, в этом случае рассматриваемая система будет проходить по нормам запаса устойчивости [10]. Для вычисления коэффициента запаса статической устойчивости применяют формулу [7]:

, (3.9)

где Р₀ - активная мощность исходного режима генератора.

3.1 Построение угловых характеристик мощности

Проведем анализ статической устойчивости системы. Для этого определим суммарные сопротивления элементов системы и вычислим синхронную, переходную ЭДС и напряжение на шинах генератора по формулам 2.4, 2.6 и 2.7.

Суммарное сопротивление системы:

Мощности, приведенные к базисной величине:

Синхронная ЭДС:

Рис.9. Векторная диаграмма для случая работы генератора без АРВ

Из рис.9 видно, что угол д₀ = 30,5°

Переходная ЭДС:



Рис.10. Векторная диаграмма для случая работы генератора с АРВ ПД

Из рис. 10 видно, что угол д₀ = 14,1°

Напряжение на шинах генератора:

Рис.11. Векторная диаграмма для случая работы генератора с АРВ СД

Из рис. 11 видно, что угол д₀ = 10,2°

3.1.1 Для случая работы генераторов без АРВ:

Таблица 1. Результаты расчетов для построения угловых характеристик мощности с учетом нагрузки для работы генератора без АРВ

д	0	30	60	90	120	150	180	210	240
P1	0,00	0,12	0,20	0,24	0,21	0,12	0,01	-0,11	-0,20
Q1	0,18	0,21	0,30	0,41	0,53	0,61	0,65	0,62	0,53
P0	0,117
Pпр	0,236
д0	30,5
дпр	90,6

Рис.12. Угловые характеристики активной мощности с учетом нагрузки для ТГ без АРВ

Рис.13. Угловые характеристики реактивной мощности с учетом нагрузки для ТГ без АРВ

3.1.2 Для случая работы генераторов с АРВ ПД

Таблица 2. Результаты расчетов для построения угловых характеристик мощности с учетом нагрузки для работы генератора с АРВ ПД

д	0	30	60	90	120	150	180	210	240
P1	0,01	0,22	0,39	0,45	0,40	0,25	0,04	-0,18	-0,34
Q1	0,08	0,13	0,28	0,49	0,71	0,87	0,94	0,89	0,73
P0	0,117
Pпр	0,452
д0	14,1
дпр	91,9



Рис.14. Угловые характеристики активной мощности с учетом нагрузки для ТГ с АРВ ПД

Рис.15. Угловые характеристики реактивной мощности с учетом нагрузки для ТГ с АРВ ПД

3.1.3 Для случая работы генераторов с АРВ СД



Таблица 3. Результаты расчетов для построения угловых характеристик мощности с учетом нагрузки для работы генератора с АРВ СД

д	0	30	60	90	120	150	180	210	240
P1	0,01	0,32	0,56	0,66	0,59	0,38	0,07	-0,24	-0,48
Q1	0,06	0,12	0,34	0,64	0,96	1,20	1,30	1,23	1,02
P0	0,117
Pпр	0,659
д0	10,2
дпр	93



Рис.16. Угловые характеристики активной мощности с учетом нагрузки для ТГ с АРВ СД

Рис.17. Угловые характеристики реактивной мощности с учетом нагрузки для ТГ с АРВ СД



Рис.18. Угловые характеристики активной мощности со стороны генератора для различных видов АРВ

На рисунке видно, что наименьший предел передаваемой активной мощности имеет генератор без АРВ, следовательно, он обладает меньшим коэффициентом запаса статической устойчивости. Наибольший коэффициент запаса устойчивости и предел передаваемой мощности наблюдается у генератора с АРВ СД. Из этого можно сделать вывод: автоматические регуляторы возбуждения оказывают существенное влияние на устойчивость электропередачи и всей системы в целом.

3.2 Определение пропускной способности электропередачи и коэффициента запаса статической устойчивости.

3.2.1 Работа генераторов без АРВ

Из рис.12 предел передаваемой мощности:

Коэффициент запаса статической устойчивости:

Коэффициент запаса статической устойчивости равен 50,4%>20%, значит, система статически устойчива.

3.2.2 Работа генераторов с АРВ пропорционального действия

Из рис.14 предел передаваемой мощности:

Коэффициент запаса статической устойчивости:

Коэффициент запаса статической устойчивости равен 74,1%>20%, значит, система статически устойчива.

3.2.3 Работа генераторов с АРВ сильного действия

Из рис.16 предел передаваемой мощности:

Коэффициент запаса статической устойчивости:

Коэффициент запаса статической устойчивости равен 82,2%>20%, значит, система статически устойчива.

По проделанным выше расчетам можно сделать вывод, что использование регулирования возбуждения генераторов значительно повышает статическую устойчивость системы, так как их применение приводит к возрастанию предела передаваемой мощности и коэффициентов запаса устойчивости.

4. Анализ динамической устойчивости ЭЭС

Динамическая устойчивость энергосистемы характеризует способность системы сохранять синхронизм после внезапных и резких изменений параметров режима или при авариях в системе. После таких внезапных нарушений нормальной работы в системе возникает переходный процесс, по окончании которого вновь должен наступить установившийся послеаварийный режим работы [2].

Расчеты динамической устойчивости выполняются для задач: расчетов предельного времени отключения КЗ в наиболее опасных точках ЭЭС, оценки значений паузы систем автоматического повторного включения (АПВ) линий, расчета параметров систем автоматического ввода резерва (АВР), формирования требований к оборудованию, релейной защите и автоматике, оценки допустимости рабочих режимов энергосистемы, выбора мероприятий по повышению устойчивости энергосистемы и др. [3].

Основным способом повышения устойчивости является увеличение предела передаваемой мощности. Этого можно достичь повышением ЭДС генераторов, напряжения на шинах нагрузки или уменьшением индуктивного сопротивления линии. Основные средства повышения устойчивости: использование быстродействующих автоматических регуляторов напряжения, увеличивающих ЭДС при росте нагрузки, повышение напряжений действующих линий, уменьшение индуктивного сопротивления линий, применение быстродействующих выключателей, защит и АПВ линий.

Расчеты предназначены для выявления характера динамического перехода от одного режима системы к другому режиму. Если при этом не происходит нарушения синхронной работы генераторов станции, то переход считается устойчивым [6].

За характерные расчетные возмущения в режимах энергосистемы обычно принимают различные виды коротких замыканий (КЗ). Ориентировочные расчеты для простейшей электропередачи можно выполнять правилом площадей, проектно-эксплуатационные расчеты - методами, определяющими взаимное перемещение ЭДС генераторов.

Приведенные на рисунке 13 угловые характеристики электропередачи дают возможность определить максимальное отклонение угла ротора и установить, сохранит ли система устойчивость при больших возмущениях. В процессе движения от д₀ до д_уск генератор запасает в маховой массе ротора избыточную кинетическую энергию ускорения, отвечающую избыточной мощности с ускоряющим характером ?P = P₀ ? P_Г. Эту энергию можно определить как выполненную работу ускорения [10]:

где S₁₂₃ - площадка ускорения.

Соответственно в процессе движения от д_уск до д_т ротор будет возвращать накопленную энергию в виде работы торможения:

В момент времени, когда вся запасенная ротором избыточная энергия будет израсходована, т.е. когда работа торможения А_торм уравновесит А_уск, ускорение будет равно 0. В этот момент времени ротор остановится в своем относительном движении, а угол достигнет предельного значения. Таким образом, предельный угол выбега ротора можно определить, графически построив одинаковые площадки ускорения и торможения:

S₁₂₃ + S₃₄₅ = 0.

Максимальная возможная площадка торможения будет равна:

При этом остальная часть площадки торможения будет характеризовать запас динамической устойчивости. Коэффициент запаса:

Для каждой аварии в конкретной схеме существует предельный угол, выход на послеаварийную характеристику при котором еще сохраняет динамическую устойчивость генератора. Выход на послеаварийную характеристику при углах больнее предельного приводит к неустойчивости генератора.

Предельный угол отключения вычисляется по формуле:

, (4.4)

где - максимум аварийной угловой характеристики; - максимум послеаварийной угловой характеристики; - критический угол, определяемый по формуле:

, (4.5)

Если для исследуемой аварии рассчитана кривая выбега угла во времени д = f(t), то по известному д_пред можно найти t_пред, выход на послеаварийную характеристику в пределах которого сохраняет устойчивую работу генератора. Его называют предельным временем отключения аварии.

Проведем анализ динамической устойчивости системы. Рассчитаем предельное значение угла и время отключения аварии. Расчеты по этому пункту выполним с использованием метода площадей и типовых кривых предельного времени д = f(t).

Рис.19. Схема замещения ЭЭС для анализа ДУ.

4.1 Построение схем замещения ЭЭС

· Схема замещения прямой последовательности

Рис.20. Схема замещения прямой последовательности

· Схема замещения обратной последовательности



Рис.21. Схема замещения обратной последовательности

· Схема замещения нулевой последовательности

Рис.22. Схема замещения нулевой последовательности

4.2 Расчет сопротивлений элементов ЭЭС

Принимается Sб = 1000 МВА

· Генератор

· Трансформатор №1

· ЛЭП

· Трансформатор №2

4.3 Расчет доаварийной угловой характеристики

· Схема замещения ЭЭС для расчета доаварийной угловой характеристики

Рис.23. Схема замещения для расчета доаварийной угловой характеристики

· Доаварийное сопротивление ЭЭС

· Активная и реактивная мощности, приведенные к базисной величине



· Доаварийное напряжение на шинах генератора

· Доаварийный предел передаваемой активной мощности

4.4 Расчет послеаварийной угловой характеристики

Рис.24. Схема замещения для расчета послеаварийной угловой характеристики

· Послеаварийное сопротивление ЭЭС

Активная и реактивная мощности, приведенные к базисной величине

· Послеаварийное напряжение на шинах генератора

· Послеаварийный предел передаваемой активной мощности

Рис.25. Векторная диаграмма для генератора в послеаварийном режиме

Из векторной диаграммы видно, что угол д₀ = 13°

4.5 Расчет аварийной угловой характеристики для трехфазного КЗ

· Схема замещения

Рис.26. Схема замещения для расчета аварийной угловой характеристики трехфазного КЗ.

· Аварийное сопротивление линии

· Преобразуем «Д» в «Y»



Рис.27. Схема замещения, преобразованная из «Д» в «Y»

· Преобразуем схему к виду трехлучевой звезды

Рис.28. Схема замещения, приведенная к виду трехлучевой «Y»

· Аварийное сопротивление ЭЭС

· Т.к. принимается U_г = const, то U_г = 1,246

· Аварийный предел передаваемой активной мощности при трехфазном КЗ



Рис.29. Угловая характеристика электропередачи для случая трехфазного КЗ на одной из цепей двуцепной ЛЭП

· Определение предельного угла отключения аварии

Для расчета предельного угла отключения аварии необходимо определить т.н. границы ДУ, когда S_уск = S_тор.

Тогда:

Т.к. предел передаваемой мощности при трехфазном КЗ больше, чем при отключенной цепи двуцепной ЛЭП, под знаком арккосинуса находится число больше единицы, в связи с чем предельный угол отключения аварии теряет свой смысл и ДУ электропередачи сохранится, даже если авария не будет отключена.

4.6 Расчет аварийной угловой характеристики для двухфазного КЗ на землю

· Схема замещения

Рис.30. Схема замещения для расчета аварийной угловой характеристики двухфазного КЗ на землю

· Аварийное сопротивление линии

· Преобразуем «Д» в «Y»



Рис.31. Схема замещения, преобразованная из «Д» в «Y»

· Преобразуем схему к виду трехлучевой звезды

Рис.32. Схема замещения, приведенная к виду трехлучевой «Y»

· Суммарное сопротивление обратной последовательности

Рис.33. Схема замещения обратной последовательности

Аварийное сопротивление линии

· Преобразуем «Д» в «Y»

Рис.34. Схема замещения, преобразованная из «Д» в «Y»

· Суммарное сопротивление нулевой последовательности



Рис.35. Схема замещения нулевой последовательности

· Аварийное сопротивление линии

· Преобразуем «Д» в «Y»

Рис.36. Схема замещения, преобразованная из «Д» в «Y»



· Аварийное сопротивление шунта

· Аварийное сопротивление ЭЭС

· Т.к. принимается U_г = const, то U_г = 1,246

· Аварийный предел передаваемой активной мощности при двухфазном КЗ на землю



Рис.37.Угловая характеристика электропередачи для случая двухфазного КЗ на землю на одной из цепей двуцепной ЛЭП

· Определение предельного угла отключения аварии

Для расчета предельного угла отключения аварии необходимо определить т.н. границы ДУ, когда S_уск = S_тор.

Тогда:

Т.к. предел передаваемой мощности при двухфазном КЗ на землю больше, чем при отключенной цепи двуцепной ЛЭП, под знаком арккосинуса находится число больше единицы, в связи с чем предельный угол отключения аварии теряет свой смысл и ДУ электропередачи сохранится, даже если авария не будет отключена.

4.7 Нахождение предельного времени отключения аварии для случая трехфазного КЗ

· Определим из уравнения движения ротора

Решим уравнение методом последовательных интервалов.

Длительность расчетных интервалов примем равной 0,05 с.

· Приращение угла в течении первого интервала времени определяется по формуле:

Где:

Первый интервал(0-0,05 с):

· Электрическая мощность, отдаваемая генератором в первый момент после возникновения КЗ:

· Избыток мощности в начале интервала:

· Приращение угла за интервал



· Угол к концу первого интервала

Второй интервал (0,05-0,1 с):

· Произведем расчеты для последующих интервалов и получим графическое представление.

Рис.38. Изменение угла во времени при трехфазном КЗ на землю

Предельное время отключения трехфазного КЗ теряет свой смысл, т.к. предельный угол отключения не достигает значения, необходимого для потери устойчивости ЭЭС.

4.8 Нахождение предельного времени отключения аварии для случая двухфазного КЗ на землю

Расчет предельного времени отключения аварии для случая двухфазного КЗ на землю произведем аналогично расчету для трехфазного КЗ.

Таблица 4. Расчет ДУ при однофазном КЗ на землю методом последовательных интервалов

Время конца интервала	0	0,05	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3	0,35	0,4	0,45
Электрическая мощность в начале интервала		0,16	0,14	0,10	0,08	0,08	0,12	0,15	0,16	0,13
Избыток мощности в начале интервала		-0,04	-0,02	0,01	0,04	0,03	0,00	-0,04	-0,04	-0,01
Приращение угла за интервал		-1,45	-3,15	-2,21	0,59	2,89	2,76	0,33	-2,38	-3,11
Угол к концу интервала, рад		0,20	0,15	0,11	0,12	0,17	0,22	0,22	0,18	0,13
Угол к концу интервала, градусы	13	11,55	8,40	6,19	6,78	9,67	12,43	12,76	10,39	7,28



Рис.39. Изменение угла во времени при однофазном КЗ на землю.

Заключение

После выполнения расчётов можно сделать выводы:

· параметры генераторов оказывают существенное влияние как на статическую, так и на динамическую устойчивость ЭЭС;

· регулирование возбуждения синхронных машин оказывает существенное влияние на статическую устойчивость системы. Если выдаваемая мощность возрастает медленно, то система АРВ изменяет ток возбуждения и поддерживает постоянное напряжение на зажимах генератора, а предел передаваемой активной мощности при этом значительно возрастает;

· постоянная инерции синхронной машины существенно влияет на динамическую устойчивость системы. Чем больше постоянная инерции, тем медленнее изменяется скорость её ротора под действием избыточного момента. Это увеличивает предельно допустимое время существования аварийного режима, повышая устойчивость системы;

· уменьшение времени отключения короткого замыкания увеличивает запас динамической устойчивости;

· для случаев трехфазного и однофазного КЗ предельный угол и предельное время отключения не имеет смысл, это означает, что даже если авария не будет отключена, ДУ будет сохранена;

Список литературы

1. Кротков, Е.А. Электромеханические переходные процессы в электрических системах: лаб. практикум / Е.А. Кротков, Стеблев В.А. - Самара: СамГТУ, 2009. - 44 с.

2. Веников, В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учеб. для электроэнергет. спец. вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 1985. - 536 с.

3. Жданов, П.С. Вопросы устойчивости электрических систем/ П.С. Жданов.- М.: Энергия, 1979. - 456 с.

4. Веников, В.А. Математические задачи электроэнергетики: Учеб. пособие / В.А.. - М.: Высшая школа, 1970. - 230 с.

5. Крючков, И.П. и др. Переходные процессы в электроэнергетических системах: учеб. для вузов / под ред. И. П. Крючкова. - 2-е изд., стер. ; Гриф

МО. - М. : Изд. дом МЭИ, 2009. - 414 с

6. Калеонтионок, Е.В. Устойчивость электроэнергетических систем: учеб.пособие для вузов / Е.В. Калеонтионок; Минск: Техноперспектива, 2008. - 375 с.

7. Куликов, Ю.А. Переходные процессы в электрических системах: Учеб.пособие. - Новосибирск: НГТУ, М.: Мир: ООО «Издательство АСТ», 2003. - 283 с.

8. Гуревич, Ю.Е. Устойчивость нагрузки электрических систем: учеб.пособие Ю.Е. Гуревич. [и др.]. - М.: Энергоиздат, 1981. - 209 с.

9. Сенько, В.В. Электромеханические переходные процессы. Динамическая устойчивость: учеб.пособие / В.В. Сенько; ТГУ; Электротехн. фак., каф. Электроснабжения и электротехники". - 2-е изд. ; ТГУ. - Тольятти : ТГУ, 2011. - 43 с.

10. Сенько, В.В. Электромеханические переходные процессы в системах электроснабжения: учеб.-метод. пособие к практическим занятиям по дисцип. «Электромеханические переходные процессы» для студентов специальности 140211 «Электроснабжение» очной и заочной форм / В.В. Сенько; ТГУ ; каф. "Электроснабжение и электротехника" - Тольятти : ТГУ, 2007. - 48 с.

11. Методическое руководство к выполнению курсовых работ по переходным процессам в электрических системах для студентов специальности 0301, 0302. /Сост. В.А. Стеблев. - Куйбышев: КпТИ, 1985.- 32с.

12. Файбисович, Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей. 3-те издание. Москва. Издательство: НЦ ЭНАС 2009, - 392 с.

Приложение 1

Выбор оборудования

· Выбираем турбогенератор.

Таблица П1.1. Расчетные данные генератора

Тип	Р, МВт	cosц	Uн, кВ	Q, МВАр	X2, %	X'd, %	Xd, %	GD2, т·м2
ТВФ-60-2	60	0,8	10,5	45	23,8	28	161	8,85

· Выбираем трансформатор Т₁.

Таблица П1.2 Расчетные данные трансформатора 1

Тип	Sном, МВА	Каталожные данные
		Uном обмоток, кВ	Uк , %	ДРк, кВт	ДРх, кВт	Iхх, %
		ВН	НН
ТДЦ-250000/220	250	242	10,5	11	650	240ё	0,45

· Выбираем линию.

Таблица П1.3. Расчетные данные линии

Номинальное сечение, мм2 (алюминий/сталь)	Число проводов в фазе, шт.	r0, Ом/км при 20є С	х0, Ом/км	b010-6, См/км
300/39	1	0,096	0,429	2,645

· Выбираем трансформатор Т₂

Таблица П1.4. Расчетные данные трансформатора 2

Тип	Sном, МВА	Каталожные данные
		Uном обмоток, кВ	Uк , %	ДРк, кВт	ДРх, кВт	Iхх, %
		ВН	НН
ТЦ-160000/220	160	242	10,5	13,5	525	167	0,6

Размещено на Allbest.ru

...