Автоматика электроэнергетических систем

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

Новосибирский государственный технический университет

Кафедра электрических станций

Курс «Автоматика Электроэнергетических Систем»

Расчётно-графическая работа

Факультет энергетики

Группа ЭН1-53

Студент Баклагин Е. А.

Преподаватель Тимофеев И. П.

Вариант №1(II)

Новосибирск, 2009 г.



Содержание

Введение

Задание

1. Составление схемы замещения сети

2. Синхронизация генераторов

2.1 Расчёт параметров настройки синхронизатора СА-1 для генератора G4

2.2 Проверка синхронной устойчивости после включения генератора

2.3 Проверка допустимости включения генератора по способу самосинхронизации

3. Автоматический ввод резерва

3.1 Выбор уставок АРВ

3.2 Разработка схемы АВР

4. Автоматическое повторное включение (АПВ)

4.1 Выбор и обоснование вида трёхфазного АПВ

Вывод

Список литературы



ВВЕДЕНИЕ

Нарушение нормального режима работы одного из элементов энергосистемы, например, отключение мощного генератора ил сильно загруженной линии электропередачи, может отразиться на работе многих других элементов энергосистемы, а при неблагоприятных условиях привести к нарушению всего технологического процесса.

В связи с этим возникает требование как можно более быстрого восстановления нормального режима работы аварийного элемента или быстрой замены его другим резервным элементом, а также восстановления баланса вырабатываемой и потребляемой мощности.

Важной особенностью является то, что электромеханические и электромагнитные процессы при нарушении электрической схемы или нормального режима возникают и протекают обычно так быстро, что обслуживающий персонал электростанций и подстанций оказывается не в состоянии обнаружить начало и предотвратить развитие этих процессов. Поэтому контроль и управление режимами энергосистемы без применения специальных технических средств (средств автоматики) во многих случаях оказывается невозможным.

Целью данной работы является расчёт параметров настройки синхронизатора СА-1, расчёт уставок АВР, разработка схемы АВР, выбор вида АПВ на двухцепной линии с двусторонним питанием, расчёт уставок АПВ и разработка схемы АПВ.



ЗАДАНИЕ

Исходная схема для выполнения всех работ приведена на рис. 1, исходные данные в таблицах 1-4, параметры энергосистем приведены в таблице 5, дополнительные данные - в таблице 6.

Рассчитать параметры настройки автоматического синхронизатора с постоянным временем опережения СА-1 для генераторов G1-G4.

Проверить синхронную устойчивость после включения генератора.

Проверить допустимость включения генератора по способу самосинхронизации.

Выбрать уставки АВР на секционном выключателе понижающей двухтрансформаторной подстанции (Т5) 110/6,3 кВ.

Разработать схему АВР.

Для линии с двусторонним питанием (Л3) обосновать вид трехфазного АПВ.

Рассчитать уставки выбранного вида АПВ.

Разработать схему АПВ.

Таблица 1 - Параметры основного электрооборудования ГЭС

№ вар.	Параметры генераторов	Кол-во блоков	Параметры АТ3	Параметры Т3, Т4
	РН, МВт	Cos	X"d	Xd	Xq	G3	G4	S, МВА	Uk В-С, %	S, МВА	Uk, %
1	60	0.9	0.14	0.23	0.4	6	4	125	11	80	11

Таблица 2 - Параметры основного электрооборудования КЭС

№ вар.

Параметры генераторов

Кол-во блоков

Параметры АТ1

Параметры АТ2

Параметры Т1, Т2

РН, МВт

сos

X"d

G1

G2

S, МВА

Uk В-С, %

S, МВА

Uk В-С, %

S, МВА

Uk, %

1

160

0.85

0.21

6

2

405

9.5

125

11

200

11/10.5



Таблица 3 - Исходные данные для расчета АВР

№ вар.	Параметры Т5	Параметры Т6	Параметры электродвигателей	Время срабатывания
	Sн, МВА	Uk, %	Sн, МВА	Uk, %	n, шт.	Рэд, МВт	Cosн	Кп	tсз,max, с	tса,вл, с
1	6.3	10.5	1.0	5.5	3	1.0	0.9	6.2	1.2	1.5

Таблица 4 - Параметры нагрузок

№ вар.	Нагрузка Н1	Нагрузка Н2	Нагрузка Н3	Нагрузка Н4	Нагрузка Н5
	n, шт.	Р1, МВт	n, шт.	Р1, МВт	n, шт.	Р1, МВт	n, шт.	Р1, МВт	n, шт.	Р1, МВт
1	6	150	8	90	11	20	5	60	8	30

Таблица 5 - Параметры энергосистем

Номер подварианта	Параметры системы С1	Параметры системы С2	Протяженность воздушных линий, км
	Sкз, МВА	Ризб, МВт	Sкз, МВА	Ризб, МВт	Л1	Л2	Л3	Л4
II	13000	200	9000	300	150	220	80	60

Таблица 6 - Дополнительные исходные данные

Номер подварианта	Параметры синхронизатора	Параметры выключателя	Номер генератора
	tс* (о.е.)	дс (рад.)	tв (с)	tв* (о.е.)
II	0.026	0.06	0.24	0.15	G2

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1 - Исходная схема сети



1. СОСТАВЛЕНИЕ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ СЕТИ

Расчёт проводим при приближённом приведении в именованных единицах. Приведение осуществляем к напряжению 230 кВ.

Используя однолинейную схему сети (рисунок 1), определим её параметры и составим схему замещения прямой последовательности (рисунок 2) (данные об элементах сети приведены в таблицах 1-3, 5).

Сопротивление систем C1, С2

где Uбаз=230 кВ - напряжение ступени, к которой осуществляется приведение;

Sкз - мощность КЗ системы, МВА.

Получаем:

Сопротивление трансформаторов Т1 - Т6

где Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

ST - номинальная мощность трансформатора, МВА.

Получаем:

Сопротивление автотрансформаторов АТ1 - АТ3

где UкВ-С - напряжение короткого замыкания трансформатора при питании со стороны высокого напряжения и закороченной стороне среднего напряжения, %;

SАТ - номинальная мощность автотрансформатора, МВА.

Получаем:



Сопротивление линии электропередач

где худ=0.4 (Ом/км) - удельное реактивное сопротивление ЛЭП;

L - длина линии, км;

Uном - номинальное напряжения линии электропередач, кВ.

Получаем:

Сопротивление генераторов

где x”d - сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси, о. е.;

Рном - номинальная активная мощность генератора, МВт;

cos - номинальный коэффициент мощности генератора, о. е..

Получаем:



Рисунок 2 - Схема замещения сети прямой последовательности



2. СИНХРОНИЗАЦИЯ ГЕНЕРАТОРОВ

Расчет параметров настройки синхронизатора СА-1 для генератора G2

Расчет заключается в определении максимально допустимой угловой частоты скольжения и максимально допустимого угла опережения.

Преобразуем схему замещения сети (рисунок 2) получаем схему, изображённую на рисунке 3 (рассматриваем максимальный режим станций).

Рисунок 3 - Преобразованная схема замещения сети

Расчет сопротивлений схемы представленной на рисунке 3

Далее приводим схему к расчетному виду представленному на рисунке 4.

Рисунок 4 - Схема замещения для расчета тока включения

Приводим сопротивление к номинальным данным генератора:

Так как для генератора G2 х”d = 0.21 < 0.25, принимаем максимально допустимый ток включения равным 1. При этом коэффициент запаса по электромагнитному моменту:

Максимально допустимый угол включения:

Приравниваем максимально допустимый угол включения к возможному углу ошибки и находим максимально допустимую круговую частоту скольжения:

где - аддитивная не зависящая от частоты скольжения погрешность синхронизатора по углу включения;

- время включения выключателя;

- относительный разброс времени включения выключателя;

- относительная точность задания времени опережения синхронизатора.

Максимально допустимая частота скольжения:



Расчётный максимально допустимый угол опережения:

Предельный угол опережения для синхронизатора СА-1 равен 120О, полученное значение максимально допустимого угла опережения можно выставить.

Проверка синхронной устойчивости после включения генератора

В момент включения на параллельную работу генератор обладает избыточной энергией относительного движения:

,

которая расходуется на потери в процессе качаний после включения. Максимальный угол вылета, определенный по правилу площадей, не должен превышать предельного - дmax < дпр. Поскольку механический момент на холостом ходу агрегата близок к нулю (Рнаг.* ? 0), предельный угол можно принять дпр?1800. Уравнительная мощность генератора в относительных единицах:

.

Здесь: X'dp = X'd + Xбл +Хвн - расчетное реактивное сопротивление по продольной оси, Xqp = Xq + Xбл +Хвн - расчетное реактивное сопротивление по поперечной оси, X'd - переходное относительное реактивное сопротивление по продольной оси, Xq - реактивное сопротивление по поперечной оси.

При синхронизации турбогенераторов (а в ряде случаев и гидрогенераторов) реактивной составляющей уравнительной мощности Рур.реак. можно пренебречь. Тогда, интегрируя выражение избыточной энергией относительного движения, получим:

синхронизатор автоматическое включение

где - максимально возможный угол ошибки при включении;

- постоянная времени механической инерции генератора;

- относительная угловая скорость скольжения;

- максимально допустимый угол вылета (с учётом того, что генератор работает на холостом ходу и момент турбины незначителен).

Максимальный угол вылета не превышает допустимого значения, следовательно, синхронная устойчивость генератора после включения будет обеспечена.

Проверка допустимости включения генератора по способу самосинхронизации

Поскольку по способу самосинхронизации генератор разворачивается до подсинхронной частоты вращения и включается невозбужденным, коэффициент запаса по электромагнитному моменту даже при небольшом приведенном сопротивлении внешней сети всегда больше единицы и вопрос лишь в принимаемом коэффициенте запаса по моменту.

Критерием допустимости включения способом самосинхронизации является выполнение следующего условия:

I'вкл = 1.05 / (X'd + Хвнеш*) < 3.5 ,

где I'вкл - относительное значение периодической составляющей тока включения.

Для расчета I'вкл используется схема замещения по рисунку 4, в которой U заменяется на Uc* = 1,05 (в относительных единицах), а Х"d - на X'd.

Расчётный ток включения не превышает допустимых пределов, следовательно, включение генератора по способу самосинхронизации допустимо.



3. АВТОМАТИЧЕСКИЙ ВВОД РЕЗЕРВА (АВР)

3.1 Выбор уставок АВР

Рассматривается АВР на двухтрансформаторной подстанции (Т5) 110/6,3 кВ.

При наличии реле однократности действия включения выбирается выдержка времени размыкания контактов этого реле после снятия напряжения с его обмотки:

tОД = tВВ + tзап,

где tВВ=0.24(с) - время включения секционного выключателя;

tзап - время запаса, рекомендуется принимать равным в диапазоне 0,3 - 0,5 с.

tОД=0.24+0.4=0.64 (с).

Подстанция питается от двух линий (L4), и трансформаторы подключены к разным секциям сборных шин, поэтому необходимо предусмотреть пусковой орган напряжения (ПОН).

Напряжение срабатывания ПОН (замыкания размыкающих контактов минимального реле напряжения) выбирается по условию отстройки от минимального напряжения самозапуска и минимального остаточного напряжения при трехфазном КЗ за сосредоточенным сопротивлением (трансформатором Т6), поэтому необходимо рассмотреть минимальный режим системы (отключена одна из линий L4, два генератора G1 на КЭС, два генератора на ГЭС (G3, G4) и один из автотрансформаторов АТ3 на ГЭС, один из автотрансформаторов АТ1). Преобразуем схему замещения сети (рисунок 2) и получаем схему, изображённую на рисунке 5.

Параметры этой схемы:

Рисунок 5 - Расчетная схема замещения

Сопротивление самозапуска электродвигателя:

где kП = 6.2 - отношение пускового тока электродвигателя к номинальному;

РДВ = 1 МВт - номинальная мощность электродвигателя;

- номинальный коэффициент мощности электродвигателя.

Минимальное напряжение на шинах НН в режиме самозапуска:

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения (реле контроля отсутствия напряжения на основном источнике питания) по условию отстройки от режима самозапуска:

где kотс = 1.25 - коэффициент отстройки;

nTV = 6300/100 - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Минимальное остаточное напряжение на шинах НН в режиме 3-х фазного КЗ за Т6:

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения по условию отстройки от трёхфазного КЗ за сосредоточенным сопротивлением (за T6):

В качестве реагирующего органа используется реле напряжения (переменного тока) РН53/60Д с длительно допустимым напряжением 110 В или 220 В и пределами уставок от 15 до 60 В.

Принимаем Uср1=57 (В).

Напряжение срабатывания реле максимального напряжения (контроля наличия напряжения на резервном источнике питания) по условию отстройки от минимального рабочего напряжения:

где kотс=1.5 - коэффициент отстройки;

kв = 0.8 - коэффициент возврата (для реле РН-50).

Принимаем Uср2 =75 В.

Выдержка времени ПОН должна по условию отстройки от времени защит, в зоне действия которых остаточное напряжение оказывается ниже напряжения срабатывания ПОН:

tср.ПОН = tсз.max + tзап ,

где tсз.max=1.2(с) - максимальная выдержка времени защит смежных элементов, в зоне действия которых остаточное напряжение менее уставки ПОН;

tзап=0.5(с) - время запаса, принимается для реле с максимальной выдержкой 9с: (0,4-0,6) с, для реле с максимальной выдержкой 20с : (1,5 - 2) с;

tср.ПОН =1.5+0.5=1.7 (с).

Выдержка времени ПОН по условию отстройки от времени действия других устройств противоаварийной автоматики (АПВ):

tср.ПОН = tсз.L4 + tса.L4 + tзап ,

где tсз.L4 = 0.5(с) - время действия релейной защиты, надёжно охватывающей всю линию;

tса.L4 =1.5(с) - время действия устройства однократного АПВ питающей линии L4.

tср.ПОН = 0.5 + 1.5 + 0.5=2.5 (с).



3.2 Разработка схемы АВР

Схема рассматриваемой подстанции изображена на рис. 9. На подстанции имеется оперативный постоянный ток. Разработанная схема АВР изображена на рис. 10. На этой схеме:

KV1, KV2 - реле минимального напряжения ПОН, подключенные на линейные напряжения на стороне НН Т5;

KV3 - реле максимального напряжения ПОН, подключенное на линейное напряжение на стороне НН Т`5;

KV4, KV5 - реле минимального напряжения ПОН, подключенные на линейные напряжения на стороне НН Т`5;

KV6- реле максимального напряжения ПОН, подключенное на линейное напряжение на стороне НН Т5;

KT2, KT4 - реле времени ПОН (соответственно для выключателей Q2 и Q4);

SQ - блок-контакты выключателей;

KQC - реле положения включено выключателей;

YAT - соленоиды отключения выключателей;

R - резисторы;

KH1 - сигнальное реле;

KT5.1, KT5.2 - контакты реле времени защиты, установленной на секционном выключателе Q5.

Рисунок 6 - Схема подстанции

Рисунок 7 - Схема оперативных цепей

4. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ (АПВ)

4.1 Выбор и обоснование трехфазного АПВ

Рассматривается АПВ на двухцепной линии L3 c двусторонним питанием.

Проверим, возможно ли применение на линии наиболее простого вида АПВ - несинхронного АПВ (НАПВ). Для этого необходимо рассчитать уравнительный ток, возникающий при включении линии в момент, когда ЭДС систем находятся в противофазе. При этом следует рассмотреть как минимальный, так и максимальный режим работы систем, причём в обоих случаях считается, что линия L3 работает в одноцепном режиме.

Максимальный режим:

Приводим схему, изображенную на рисунке 2 к расчётному виду (рисунок 8).

Рисунок 8 - Схема к расчёту уравнительного тока при несинхронном включении

Сопротивления элементов схемы, изображённой на рис. 11 (в максимальном режиме):

Ток несинхронного включения:

По схеме, изображённой на рисунке 2, находим ток, ответвляющийся в каждый из генераторов ГЭС G3 и G4:



Ток, ответвляющийся в каждый из генераторов G3 больше, поэтому критерии допустимости НАПВ применяем к генераторам G3.

Номинальный ток генератора G3:

В относительных единицах:

Для гидрогенераторов с успокоительными контурами:

По схеме, изображённой на рисунке 2, находим суммарный ток, ответвляющийся в генераторы КЭС:

По схеме, изображённой на рисунке 2, находим ток, ответвляющийся в каждый из генераторов КЭС G1 и G2:

Ток, ответвляющийся в каждый из генераторов G1 больше, поэтому критерии допустимости НАПВ применяем к генераторам G1.

Номинальный ток генератора G1:

В относительных единицах:

Для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток:

Очевидно, что в минимальном режиме для генераторов КЭС это условие будет выполняться, поэтому рассмотрим режим, в котором через генераторы ГЭС будет протекать максимальный ток (КЭС в максимальном режиме, в работе оба автотрансформатора АТ1, на ГЭС в работе один из автотрансформаторов АТ3, выведено из работы два генератора G3). При этом:

Для гидрогенераторов с успокоительными контурами:

4.2 Разработка схемы НАПВ

Разработанная схема НАПВ изображена на рис. 12 (за основу принято устройство АПВ РПВ-58). На этой схеме:

KV1 - реле минимального напряжения (для контроля отсутствия напряжения на линии);

KV2 - реле максимального напряжения (для контроля наличия напряжения на линии);

SX - накладка (когда она введена АПВ действует с контролем отсутствия напряжения на линии, когда выведена - с контролем наличия напряжения на линии);

KT - реле времени устройства АПВ РПВ-58;

SQ1, SQ2 - блок-контакты выключателя;

KQC - реле положения включено выключателя;

KQT - реле положения отключено выключателя;

YAT - соленоид отключения выключателя;

YAC - соленоид включения выключателя;

R - резисторы;

С - ёмкость;

KH - сигнальное реле;

KL - промежуточное реле, входящее в устройство АПВ РПВ-58;

SA - ключ управления;

Запрет - контакты, осуществляющие запрет АПВ, например, от какой-либо релейной защиты.

Рисунок 9 - Схема оперативных цепей АПВ



Вывод

В первой части данной работы рассчитаны параметры настройки автоматического синхронизатора СА-1 для генератора G2 (tОП=tBB=0,24 c., fS.МД=1.379 Гц, ОП.М.Д.=119.061О). Кроме того установлено, что после включения генератора его синхронная устойчивость будет обеспечена (максимальный угол вылета равен 85.11О, что меньше 180О), а также, что допустимо включение генератора по способу самосинхронизации. Во второй части работы рассчитаны уставки АВР (параметры срабатывания ПОН) на двухтрансформаторной подстанции 110/6,3 кВ (напряжение срабатывания реле минимального напряжения Uср1=57 В, напряжение срабатывания реле максимального напряжения Uср2=75 В, выдержка времени ПОН tср.ПОН=2.5 с.) и разработана схема АРВ на постоянном оперативном токе. В заключительной части работы, показано, что на двухцепной линии L3 c двусторонним питанием допустимо применение несинхронного АПВ и разработана схема НАПВ.



Список литературы

Тимофеев И. П. Автоматика электроэнергетических систем: Методические указания и задания для выполнения расчетно-графических работ по курсу «Автоматика электроэнергетических систем» для студентов V курса специальности 210400 - Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем. - Новосибирск, 2003.

Беркович М. А., Комаров А. Н., Семёнов В. А. Основы автоматики энергосистем. - М.: Энергоатомиздат, 1981. - 432 с., ил.

1. Размещено на www.allbest.ru