Методические указания по определению устойчивости энергосистем часть II (стр. 23 из 41)
Приложение 12
ПАРАМЕТРЫ ЭКВИВАЛЕНТНОГО АСИНХРОННОГО ДВИГАТЕЛЯ
При замещении в сети 110-220 кВ крупного узла смешанной нагрузки расчетной моделью, содержащей эквивалентный асинхронный двигатель и статическую часть нагрузки (в простейшем случае zн = Const), параметры асинхронного двигателя (см. приложение 11) могут быть приняты следующими [Л.83]: cos jном = 0,82±0,04, mм = 1,8±0,2; mп = 0,93±0,025, iп = 4,5±0,6. Этим параметрам соответствует схема замещения (см. рис. 6.4), в которой хm = 2,9±0,2, хко = 0,34±0,04, хк1 = 0,24±0,04, r20 = 0,035±0,005, r21 = 0,044±0,012. Кроме того, может быть принято: tJ = 0,5¸4 с (при отсутствии крупных предприятий 0,5¸0,8 c), кз = 0,7±0,1, mст = 0,5±0,2.
Приложение 13
МЕТОДИКА ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭКВИВАЛЕНТНЫХ ПАРАМЕТРОВ И СТАТИСТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЭНЕРГОСИСТЕМ
Методика ВНИИЭ изложена в [Л.16], экспериментальные результаты для энергосистем мощностью от 300 до 100000 МВт приведены в [Л.16, 17]. Ниже излагается методика НИИПТ.
В расчетах стационарных режимов и надежности работы межсистемных связей используется ряд эквивалентных параметров и статистических характеристик параллельно работающих энергосистем, из которых определению по специальной методике подлежат: эквивалентная крутизна статической частотной характеристики энергосистемы Кс, среднеквадратическое отклонение активной нагрузки sн и постоянная времени корреляционной функции нагрузки Тн. Определение указанных величин основывается на регистрации частоты в действующих энергосистемах.
Для определения эквивалентной крутизны статической характеристики частота - мощность (нагрузка) энергосистемы производятся 5-6 одинаковых опытов снижения (или увеличения) активной мощности одного или нескольких генераторов энергосистемы на значения DР, обеспечивающие снижение (или повышение) частоты в системе на значение, примерно соответствующее утроенному значению среднеквадратического значения амплитуда быстрых колебаний частоты относительно среднего уровня. В каждом опыте фиксируется значение DР и производится запись частоты с помощью регистрирующего прибора обеспечивающего чувствительность порядка 5·10-3 Гц/мм и скорость развертки порядка 10 мм/мин. На полученном графике отмечаются уровни (средние значения) частоты до и после опыта и определяется зарегистрированное в опыте изменение этих уровней Df.
Опыты выполняются в различных режимах, в том числе близких к режиму максимальных нагрузок энергосистемы. Скорость изменения нагрузки генераторов на значение DР - наибольшая возможная (но не более 30 с).
Для устранения искажающего влияния нерегулярных колебаний частоты в качестве искомого значения Кс принимается среднее арифметическое отношений
полученных в каждом из опытов.
В качестве исходной информации для определения эквивалентных статистических характеристик случайных колебаний нагрузки энергосистемы (sн и Тн) служит запись случайных колебаний частоты продолжительностью 1,5¸2 ч, которая должна быть произведена при характерных режимах, в частности, в период максимума нагрузки по суточному графику энергосистемы в рабочий день недели с помощью регистрирующего прибора, обеспечивающего чувствительность порядка 5·10-4 Гц/мм и скорость развертки порядка 1¸2 мм/с.
На полученном графике производятся отсчеты значений отклонения частоты от некоторого постоянного уровня, начиная от произвольно выбранного в начале записи момента времени и далее с постоянным интервалом Dt = 3¸5 с.
Полученный массив чисел (1,5-2 тыс.) подвергается обработке с помощью ЦВМ. Обработка включает в себя следующие этапы:
1. Центрирование с помощью математического фильтра инфранизких частот - фильтра второго порядка, имеющего квадрат модуля частотной характеристики вида
,где w0 » 0,01 + 0,02 рад/с.
Центрирование (фильтрация) осуществляется по программе, реализующей зависимость
.2. Определение корреляционной функции частоты на выходе фильтра осуществляется с использованием формулы
.3. Определение спектральной плотности частоты на выходе производится по формуле
.4. Расчет спектральной плотности частоты на входе фильтра производится по формуле
.5. Определение корреляционной функции частоты энергосистемы (т.е. корреляционной функции на входе фильтра)
.6. Логарифмирование полученных значений Кs(t) построение графика ln Кs(t), нанесение на него аппроксимирующей прямой и определение постоянной времени Ts корреляционной функции частоты, в предположении, что она имеет вид (7.17, б). Такой вид корреляционной функции хорошо согласуется с экспериментальными данными.
Корреляционная функция случайных колебаний нагрузки энергосистемы Кн(t) связана с корреляционной функцией частоты соотношением (7.17, а), при этом имеют место соотношения (7.18).
Приложение 14
ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА УСЛОВИЙ САМОВОЗБУЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ
Пример 1. Для осуществления точной синхронизации гидростанции (на стороне высшего напряжения) с шинами приемной энергосистемы предполагается один генератор мощностью 265 MB·A в блоке с трансформатором 270 МВ·А включать на линию электропередачи длиной 500 км, напряжением 500 кВ. Параметры генератора и трансформатора, отнесенные к напряжению линии, равны: xd = 1102 Ом, xq = 704 Ом, х'd = 422 Ом, r = 4,64 Ом. Линия электропередачи выполнена проводами 3хАСО-500 (x0 = 0,293 Ом/км, r0 = 0,021 Ом/км, в0 = 3,93·10-6 См/км). Поправочные коэффициенты, учитывающие распределенность параметров линей электропередачи, составляют кх = 0,95, кr = 0,904, кс = 1,025.
Требуется проверить допустимость такого включения генератора по условиям самовозбуждения.
Определяем параметры линии электропередачи, представив ее П-образной схемой замещения
хл = 0,293·500·0,95 = 139 Ом;
rл = 0,021·500·0,904 = 9,5 Ом;
= 3,93·10-6·250·1,025 = 10,1·10-4 1/Ом.Емкостной проводимости линии соответствует сопротивление
Ом.Входное сопротивление линии электропередачи
Ом.Суммарное активное сопротивление равно
RS = 4,64 + 2,74 = 7,38 Ом.
В рассматриваемом случае генератор нельзя включать на линию электропередачи, так как возможно асинхронное самовозбуждение генератора. Мнимая составляющая входного сопротивления ВЛ имеет емкостный характер, а значение его лежит в пределах:
x'd = 422 < 457 < xq = 704 Ом; при этом активная составляющая входного сопротивления
7,38 < Rмакс =
= 141 Ом.Определим мощность реакторов, устанавливаемых в начале линии электропередачи для того, чтобы избежать самовозбуждения. Этому условию соответствует неравенство
или 
,где хр - сопротивление реакторов;
x'c - мнимая составляющая входного сопротивления линии электропередачи с реакторами.
Тогда будем иметь
Ом.Если принять, что мощность одного реактора равна 3x55 МВ·А, тогда его сопротивление будет хр1 =
= 1515 Ом, а необходимое число реакторов: 
.Таким образом, для успешной синхронизации гидростанции одним генератором в начале линии электропередачи требуется включить два реактора мощностью 165 MB·А каждый.
Пример 2. Гидростанция связана с приемной энергосистемой линией электропередачи напряжением 500 кВ, длиной 300 км. Удельные параметры линии: х0 = 0,293 Ом/км, в0 =3,93·10-6 См/км, r0 = 0,021 Ом/км. Натуральная мощность линии электропередачи Sc = 900 МВ·А. Входное сопротивление линии хс = 402 Ом. В начале линии электропередачи имеются реакторы мощностью 165 МВ·А, сопротивление каждого равно j1515 Ом. В режиме наименьших нагрузок на ГЭС работает один гидрогенератор мощностью 500 МB·A. Сопротивление генератора и трансформатора, отнесенное к мощности генератора, равно 1,25, что в именованных единицах, отнесенных к напряжению линий, составляет 625 Ом.
Требуется проверить отсутствие самовозбуждения генератора при внезапном отключении линии электропередачи на приемном конце в условиях повышения частоты до 1,15 отн.ед.