Что такое качания в энергосистеме

качание (в электрической системе)

Тематики

Смотреть что такое «качание (в электрической системе)» в других словарях:

Фазированная антенная решетка — Огромная наземная ФАР системы предупреждения о ракетном нападении на Аляске, США Система управления вооружением современного истребителя Фазированная антенная решётка в волновой теории группа антенных излучателей, в которых относительная… … Википедия

Фазированная решетка — Огромная наземная ФАР системы предупреждения о ракетном нападении на Аляске, США Система управления вооружением современного истребителя Фазированная антенная решётка в волновой теории группа антенных излучателей, в которых относительная… … Википедия

Фазированная решётка — Огромная наземная ФАР системы предупреждения о ракетном нападении на Аляске, США Система управления вооружением современного истребителя Фазированная антенная решётка в волновой теории группа антенных излучателей, в которых относительная… … Википедия

СЕРДЦЕ — СЕРДЦЕ. Содержание: I. Сравнительная анатомия. 162 II. Анатомия и гистология. 167 III. Сравнительная физиология. 183 IV. Физиология. 188 V. Патофизиология. 207 VІ. Физиология, пат.… … Большая медицинская энциклопедия

Характеристики — К.4. Характеристики Применяют следующие дополнительные характеристики: К.4.3.1.2. Номинальное напряжение изоляции Минимальное значение номинального напряжения изоляции должно быть 250 В. К.4.3.2.1. Условный тепловой ток на открытом воздухе… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Источник

Объявления

Если вы интересуетесь релейной защитой и реле, то подписывайтесь на мой канал

Качания и КЗ

Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться

Сообщений 12

1 Тема от Qwerty 2017-01-28 13:45:10 (2017-01-28 13:55:46 отредактировано Qwerty)

Тема: Качания и КЗ

В литературе написано, что при качаниях токи могут превышать уставки РЗА, но защита должна блокироваться. При этом пишут, что качания могут длиться секунды.
Почему такой большой ток за время качаний не будет влиять на электрооборудование, не совсем ясно. Например ток качаний если превысит Отсечку, то почему бы его не отключить, ведь качания могут длиться секунды?
Вопрос свожу к тому, почему долгие качания с большим током не оказывают такого же вреда как режим КЗ?

2 Ответ от High_Voltage 2017-01-28 14:12:20 (2017-01-28 14:13:33 отредактировано High_Voltage)

Re: Качания и КЗ

Ток есть ток, хоть качаний, хоть КЗ. Все дело в его величине и длительности протекания. Если ток качаний превысит уставку отсечки, то она сработает, но такое трудно представить

3 Ответ от Qwerty 2017-01-28 14:23:00 (2017-01-28 14:23:31 отредактировано Qwerty)

Re: Качания и КЗ

Если защиту блокируют или отстраивают от тока качаний, значит ток может быть большой. И качания пишут могут длиться секунды.

4 Ответ от High_Voltage 2017-01-28 15:06:27

Re: Качания и КЗ

Если защиту блокируют или отстраивают от тока качаний, значит ток может быть большой.

Качания должны ликвидироваться АЛАР, защита может усугубить ситуацию, поэтому и блокируют.

5 Ответ от doro 2017-01-28 15:06:58

Re: Качания и КЗ

И качания пишут могут длится секунды.

6 Ответ от stoyan 2017-01-28 15:09:24

Re: Качания и КЗ

После затухания ток КЗ остается неизменным и высоким ( не говорим о токе КЗ от отдельного генератора). Ток качаний плавно изменяется от нуля до максимума, при этом нет места где горит дуга, как при КЗ. Поэтому и термическое воздействие при качаниях меньше чем при КЗ. А надо блокировать т.к. качания возникают чаще всего после отключения КЗ с выдержкой времени и обычно ток не очень большой.

7 Ответ от ПАУтина 2017-01-29 03:57:41 (2017-01-29 04:50:14 отредактировано ПАУтина)

Re: Качания и КЗ

В литературе написано, что при качаниях токи могут превышать уставки РЗА, но защита должна блокироваться. При этом пишут, что качания могут длиться секунды.
Почему такой большой ток за время качаний не будет влиять на электрооборудование, не совсем ясно. Например ток качаний если превысит Отсечку, то почему бы его не отключить, ведь качания могут длиться секунды?
Вопрос свожу к тому, почему долгие качания с большим током не оказывают такого же вреда как режим КЗ?

Источник

ХАРАКТЕР ИЗМЕНЕНИЯ ТОКА, НАПРЯЖЕНИЯ И СОПРОТИВЛЕНИЯ НА ЗАЖИМАХ РЕЛЕ ПРИ КАЧАНИЯХ

Явления, называемые качаниями, возникают при нарушении синхронной работы генераторов энергосистемы. Качания сопровождаются возрастанием тока и снижением напряжения в сети. На эти изменения тока и напряжения РЗ реагирует так же, как на симметричные КЗ. Рассмотрим упрощенную схему энергосистемы (рис.12.1, а), состоящую из двух генераторов GA и GB, связанных ЛЭП. При синхронной работе генераторов электрические частоты вращения ωА и ωB с которыми вращаются векторы ЭДС ЕА и ЕB, одинаковы. При нарушении синхронизма частоты вращения векторов ЕА и Ев становятся различными.

Если предположить, что частота вращения n ротора генератора GA стала большей, чем генератора GB, то и электрическая частота вращения ωА > ωB. В результате этого вектор ЕА (рис.12.1, б) будет вращаться относительно ЕB с угловой частотой скольжения ωs = ωА – ωB, опережая ЭДС ЕВ на угол δ. Вектор разности этих ЭДС ΔЕ = ЕА – ЕВ будет менять свою величину в зависимости от угла δ. Полагая, что |EА| = |EB| = |E|, из треугольника ОAВ (рис.12.1 б) находим

(12.1)

где угол δ — функция времени t и скольжения ωS. При ωS = const угол δ = ωSt; с учетом этого

Выражение (12.1) показывает, что действующее значение ΔE меняется по закону синуса и достигает максимума ΔЕmах = 2E при δ = 180° (рис.12.1, в), а минимума при δ = 0.

Ток качания. Под влиянием ЭДС ΔE в сети, соединяющей генераторы GA и GB, появляется ток качания

(12.2)

Сопротивление является сопротивлением цепи, по которой замыкается ток Iкач. Пренебрегая активным сопротивлением RAB, можно считать, что ток Iкач отстает от ЭДС ΔE на 90°. Подставив в (12.2) ΔE из (12.1), получим

(12.3)

Характер изменения Iкач по времени показан на рис.12.2, а. Максимального значения Iкач достигает при δ = 180°, т.е. когда ЭДС GA и GB противоположны по фазе и ΔEm становится максимальным:

(12.4)

При δ=0, когда ЭДС генераторов совпадают по фазе, Iкач снижается до нуля. Однако в действительности при δ = 0 ток Iкач будет отличен от нуля, так как обычно ЕА ≠ ЕB.

Фазное напряжение Uкач в точке М ЛЭП, связывающей вышедшие из синхронизма генераторы GA и GB (рис.12.1, а), UM = ЕA – Iкач jXAM. Здесь Iкач jXAM — вектор падения напряжения на участке AM, он опережает Iкач на 90° и поэтому изображен на рис. 12.1, б составляющим часть ΔE, пропорциональную сопротивлению участка AM. Конец вектора Uкач в точке М и в каждой другой точке ЛЭП будет находиться на отрезке АВ. При этом чем ближе рассматриваемая точка расположена к точке К, тем меньше значение Uкач (рис.12.1, δ). В точке К напряжение Uкач имеет минимальное значение. Эта точка называется электрическим центром качаний (ЭЦК). Вектор напряжения UK в ЭЦК перпендикулярен вектору ΔE (АВ), а его значение определяется из треугольника OAK. Электрический центр находится в середине сопротивления ХАВ при условии, что ЭДС E1 = E2, а сопротивление на всех участках сети однородно. С изменением угла δ изменяются напряжения во всех точках сети. При δ = 180° напряжение в ЭЦК снижается до нуля, в остальных же точках оно отлично от нуля и равно UM = IкачZKM (рис.12.1, г). На рис.12.2, δ показан характер изменения напряжения в точках М и К сети в функции угла. На рис.12.2, е приведены кривые изменения сопротивления для тех же точек сети: ZM = UM/Iкач и ZK = UK/Iкач. Действующие значения токов качаний всех фаз равны по абсолютному значению и смещены по фазе на 120°. Из (12.3) следует, что напряжения трех фаз в каждой точке сети во время качаний, так же как и токи Iкач, равны и сдвинуты относительно друг друга на 120°.

Источник

Определение электрического центра качаний при установившемся асинхронном ходе в электроэнергетических системах.

Научный руководитель: д.т.н., проф. Ларин Аркадий Михайлович

Содержание

Введение

Нарушение устойчивости электроэнергетической системы представляет постоянную и серьезную угрозу. Поэтому представляется полезным заблаго-временно выявлять признаки изменения условий работы электроэнергетической системы в направлении ухудшения устойчивости

Одним из наиболее опасных последствий нарушения устойчивости является возникновения асинхронного режима, для недопущения его возникновения и предотвращения применяется автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР). Для корректной и эффективной работы автоматики необходимо устанавливать её на опасных сечениях, строящихся по электрическим центрам качаний (ЭЦК).

Целью данной работы является оценка эффективности методов определения ЭЦК, выявления наиболее практичного из них и составлению доступной и понятной методики по определению ЭЦК.

Достижение поставленных целей достигается решением следующих задач:

1. Исследования

1.1 Понятия асинхронного режима и электрического центра качаний

Возникающие при нарушении устойчивости аварийные, в том числе асинхронные режимы представляет серьезную опасность для энергосистемы,так как могут привести к развитию аварии и обесточиванию ответственных по-требителей. Рассмотрим подробнее асинхронный режим.

Асинхронный режим (АР) – есть следствие нарушение статической или динамической устойчивости [1] которой может быть вызвано:

Таким образом выделяют два вида АР, с потерей возбуждения на генераторе и без потери возбуждения, второй случай также называют асинхронным ходом. Рассмотрим подробнее режим работы при асинхронном ходе.

Физическая суть АР заключается в том, что движение роторов синхронных машин одной группы (отдельных генераторов, всех генераторов электростанций, энергосистем, синхронных двигателей) происходит с угловой скоростью, отличающейся от угловой скорости движения роторов синхронных машин другой группы (энергосистемы, объединенной энергосистемы).

Таким образом, возникающие процессы в асинхронном режиме несут опас-ность как для всей энергосистемы, так и для отдельных её частей. Поэтому для предотвращения развития аварий и обесточивания ответственных 16 потребителей в настоящее время широко применяется автоматика предот-вращения нарушения устойчивости, делительная автоматика и другие средства противоаварийной автоматики.

Для корректной работы делительной автоматики необходимо устанавливать её на опасных сечениях, образующихся при возникновении асинхронного режима. Данные сечения образуются совокупностью ЭЦК, расположенных на параллельных элементах системы.

Данная работа посвящена разработке оптимального способа определения электрического центра качания (ЭЦК), при возникновении асинхронного ре-жима (АР). Рассмотрим подробнее процессы происходящие в ЭС при воз-никновении АР, на примере одномашинной ЭС.

Будем рассматривать левую группу синхронных машин как электростан-цию, правую, как объединенную энергосистему. Связь между ними будем рассматривать в электрических расстояниях, например, в виде сопротивле-ний, в состав которых могут входить ВЛ, сопротивления трансформаторов, других элементов и, конечно, самих синхронных машин. Выберем на неко-тором электрическом расстоянии от электростанции (L1) точку, где нас будет интересовать напряжение. До электрической системы расстояние будет L2 (рис. 1).

В нормальном режиме движение роторов всех синхронных машин происхо-дит с одной и той же скоростью, которую называют синхронной скоростью. При этом допускается небольшое отклонение скорости отдельных синхрон-ных машин или их групп, но увеличение не переходящее в асинхронный ход и с последующим затуханием этого процесса. Такие явления называются синхронными качаниями [1].

Рисунок 1 – Модель рассматриваемой одномашинной энергосистемы
(анимация: 10 кадров, 5 циклов повторения, 52,6 килобайт)

Предположим, что электростанция передает в энергосистему определен-ную мощность. Эта мощность определяется:

где P – мощность передаваемая по линии, МВт;

E₁ – модуль значения ЭДС станции, кВ;

E₂ – модуль значения ЭДС системы, кВ;

Х – результирующее, эквивалентное сопротивление между электростанцией и энергосистемой;

δ – взаимный угол ЭДС станции и системы.

Эквивалентное сопротивление между электростанцией и энергосистемой, разбивается на два участка:

X_L1 – реактивное сопротивлении участка L₁, Ом;

X_L2 – реактивное сопротивлении участка L₂, Ом;

Векторная диаграмма рассматриваемой схемы изображена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Векторная диаграмма Одномашинной системы в нормальном режиме

Поскольку вектор ЭДС энергосистемы направлен по действительной оси, вектор ЭДС электростанции удобно представить с помощью показательной функции

С некоторой погрешностью можно определить ток, циркулирующий между электростанцией и энергосистемой:

Зная величину тока, согласно [1] величину напряжения в интересующем месте можно определить как:

Перемещая точку измерения напряжения, можно найти такую точку, где напряжение минимально. Такая точка называется точкой минимального напряжения (ТМН). Если говорить об электрических расстояниях, ТМН находится как раз в средине: X_L1= X_L2.

Далее перейдем от нормального режима к АР, в новых условиях угол будет постоянно меняться. Рассматривая изменение напряжения в точке ТМН для различных при различных значениях угла была получена векторная диаграмма напряжений приведённая на рисунке 3.

Рисунок 3 – Векторная диаграмма напряжений при различных значениях угла

Для каждого значения угла определена величина напряжения в центре качаний. Замечаем, что с увеличением угла δ напряжение в центре качаний уменьшается, при угле равном 180 ° оно становится равным нулю. Покажем изменение напряжение для точки ЭЦК и тока в сети при АР графически на рисунке 4.

Рисунок 4 – График изменения напряжения и тока в сети при АР

Для борьбы с АР возможно выполнение следующих мероприятий:

Успешная борьба с асинхронным режимом может привести к восстановлению нормального синхронного режима. Такое явление называется ресинхронизацией.

Рассматривая изменения угла движения ротора генератора при АР, видно, что угол периодически проходит через ноль (или через угол 360 ° ). Именно в этот момент появляется возможность ресинхронизации. Однако, для осуществления успешной ресинхронизации необходимо, чтобы площадка уско-рения была меньше площадки торможения. В этих условиях площадка ускорения исчисляется от угла (точнее от n360 ° ), что усложняет процесс ресинхронизации. Поэтому для облегчения ресинхронизации выполняют снижение мощности турбины и форсирование тока возбуждения генератора.

1.2 Теоретический обзор существующих способов определения ЭЦК

Как уже отмечалось ранее для оценки состояния текущего режима и проведения быстрых и эффективных мер по ликвидации аварийных режимов, а также при решении задач проектирования и модернизации противоаварийной автоматики необходимо знать о слабых участках сети (слабых свя-зях), входящих в состав опасных сечений.

Одним из первых шагом в решении этих задач, является выявления этих сла-бых участков и точек ЭЦК, входящих в их состав. В данной работе рассмот-рено 5 способов определения места ЭЦК, т.е. электрической и географиче-ской удалённости ЭЦК от одной из рассматриваемых шин.

Рассматриваемые способы определение ЭЦК:

В методике определения ЭЦК по методу ТМН признаком наличия ЭЦК на линии в АР является наличие точки минимального напряжения (ТМН) на данной линии в нормальном режиме.

Важным отличием метода выявления слабых линий на основе анализа ТМН является возможность выявления слабых связей и потенциально опасных се-чений задолго до момента наступления потери устойчивости, что позволяет использовать признак наличия ТМН для мониторинга и управления энерго-системой в режиме реального времени.

Показано, что для участка линии от узла с напряжением U₀ до узла с напряжением U=U×e j×α распределение напряжения рассматриваемого участка:

где x – реактивное сопротивлении рассматриваемого участка, Ом;

U₀ – полное напряжение в начале участка, кВ;

U – полное напряжение в конце участка, кВ.

Схема рассматриваемого участка представлена на рис.5.

Рисунок 5 – Участок однородной линии

При этом величина квадрата модуля напряжения будет иметь минимум в точке

Где: X_min – электрическая удалённость точки ТМН, Ом;

А величина напряжения в ТМН:

Где ν_x 2 – значение модуля квадрата напряжение в точке ТМН. Условие попадания ТМН на рассматриваемый участок: x_min ∈ [0;1].

Рассматривая ТМН с нулевым значением напряжения, т.е. переходя к ЭЦК и принимая условия угол равен 180 ° при произвольной величине ν положение ТМН будет определяться по упрощённой формуле:

При меньшем угле разворота векторов напряжений наличие ТМН может рассматриваться в качестве указателя на линию с ЭЦК. Диаграмма распре-деления напряжения вдоль ЛЭП представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 – Диаграмма распределения напряжения вдоль ЛЭП

Из диаграммы видно, что величина квадрата напряжения на участках Z₁ и Z₃ изменяется практически линейно, а на участке Z₂, начиная с некоторой величины угла разворота ЭДС, обладает характерной особенностью – наличием минимума квадрата модуля напряжения.

Положение ТМН определяется структурой и параметрами схемы. ТМН выявляется уже при относительно небольших углах разворота и задолго до достижения напряжения абсолютного минимума напряжения в точке ЭЦК [5]

Географическая удаленность ТМН определяется по следующей формуле:

Географическая удаленность ЭЦК в свою очередь, определяется по следующей формуле:

Возникает вопрос о правомерности применения данного метода на линиях с промежуточной нагрузкой, смежных участках однородных и неоднородных линий.

Так при смежных однородных линиях, определение места ЭЦК может вестись как для каждого участка смежной линии, так и для всего участка однородной линии в целом, что является более целесообразно и подтверждено проделанными в работе расчетами.

Если же рассматриваются смежные неоднородные линии, пример линии показан на рисунке 7, то согласно [7], определение места ЭЦК необходимо вести отдельно для каждого из смежных участков, т.е. последовательно рассмотреть участки Z₁ и Z₂.

Рисунок 7 – Смежный участок неоднородной линии

Наличие же промежуточной нагрузки не влияет непосредственно на методи-ку определения ЭЦК на смежных участках линии, но приводит к смещению места расположения ЭЦК.

Где Х_ЭЦК – – электрическая удаленность ЭЦК, Ом;

U – фазное значение напряжения на шине линии с ЭЦК, кВ;

Определив электрическую удаленность ЭЦК от шины, необходимо опреде-лить её географическую удаленность, т.е. определить на каком километре линии находится ЭЦК. Для этого необходимо определить сопротивление ЛЭП в нормальном режиме, и составить соотношение. Сопротивление линии в нормальном режиме определяется по формуле:

Географическая удаленность ЭЦК определяется по формуле:

Где l_ЭЦК – географическая удаленность места ЭЦК от шины, км.

Выводы

Вывод. На момент написания данного автореферата, магистерская работа не была закончена и в будущем предусматривает расчет моделирования и анализа возникновения электричсекого центра качаний. При расчетах планируется использовать программновычислительный комплекс MathCAD, который позволяет в режиме реального времени оценивать влияние качаний на работу энергосистемы в целом и отдельных элементов в частности

Источник

Автоматика ликвидации асинхронного режима

Признаки асинхронного режима.

В нормальном режиме генераторы, включенные на параллельную работу, работают синхронно. Синхронный режим характеризуется тем, что ЭДС всех генераторов имеют одинаковую частоту и, следовательно, их векторы вращаются с одинаковой угловой скоростью. Асинхронный режим электростанции относительно энергосистемы или одной энергосистемы относительно другой (или других) возникает при нарушении устойчивости параллельной работы. Кроме того, асинхронный режим может возникнуть при несинхронном включении линии, соединяющей электростанцию с энергосистемой. Асинхронный режим сопровождается следующими явлениями и признаками:

— периодическое изменение угла между несинхронными ЭДС;

— периодическое изменение (качания) напряжения.

Способы ликвидации асинхронного режима.

Асинхронный режим сопровождается глубоким понижением напряжения, протеканием больших токов качаний, которые могут превышать токи КЗ, и колебаниями активной мощности. Все это является серьезным нарушением нормального режима работы, опасным для оборудования и потребителей электроэнергии. Поэтому асинхронный режим должен быть ограничен 2 — 3 циклами. предельная допустимая длительность асинхронного режима составляет 15 — 30 с. За это время должны быть приняты меры к восстановлению синхронизма. Если синхронизм не восстанавливается, то энергосистемы, между которыми возник асинхронный режим, должны быть разделены в заранее намеченных местах.

Восстановление синхронизма в процессе асинхронного режима называется ресинхронизацией.

Асинхронный режим может быть устойчивым и неустойчивым. При неустойчивом асинхронном режиме ресинхронизация происходит без специальных мер. В результате воздействия регуляторов частоты вращения турбин скольжение не остается неизменным, а колеблется от максимального Smax до минимального Smin значения относительно среднего значения:

Ресинхронизайия происходит в момент равенства частот, когда кривая скольжения достигает или пересекает ось времени, так как в этот момент скольжение равно нулю, и следовательно, частота вращения векторов ЭДС генераторов становится равной частоте вращения векторов ЭДС энергосистемы. Процесс втягивания в синхронизм обычно сопровождается синхронными качаниями.

Установившееся значение скольжения, при котором ресинхронизация происходит без специальных мероприятий, называется критическим скольжением.

Приближенно значение критического скольжения оценивается по формуле:

Tjэкв = (Tj1 * Tj2) / (Tj1 + Tj2),

где Tjэкв — эквивалентная постоянная механической инерции; Tj1, Tj2 — постоянные механической инерции соединяемых энергосистем.

Таким образом, ресинхронизация обеспечивается если: Sср

Для обеспечения ресинхронизации при возникновении устойчивого асинхронного режима, а также для ускорения ресинхронизации при неустойчивом асинхронном режиме должны проводиться мероприятия направленные на выравнивание частот несинхронно работающих частей энергосистемы.

В ряде случаев возникают условия, при которых ресинхронизация либо невозможна, либо может произойти после весьма большой разгрузки.

Пример такого случая приведен на рисунке выше. Мощная электростанция ЭС связана с энергосистемой С линией электропередачи Л1 напряжением 330-500 кВ имеющей большую пропускную способность. кроме того, связь электростанции с энергосистемой осуществляется через распределительную сеть 110 кВ, пропускная способность которой рассчитана только на питание подключенных к ней потребителей.

При отключении линии Л1 неизбежно возникает асинхронный режим, так как большая мощность, передававшаяся по Л1, не может быть передана по слабой распределительной сети.

ресинхронизация и устойчивая параллельная работа электростанции ЭС по сети 110 кВ практически невозможна, так как из-за большого сопротивления распределительной сети синхронизм будет нарушаться даже при колебаниях нагрузки.

В таких условиях еще до возникновения и развития асинхронного режима должно производиться опережающее автоматическое деление сети 110 кВ, например, в точке Д с выделением большей части нагрузки этой сети на электростанцию ЭС.

Таким образом, имеются два способа ликвидации асинхронного режима — ресинхронизация и разделение энергосистем. Эти операции производятся, как правило, автоматически с помощью устройств противоаварийной автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР), а в редких случаях (при отказах устройств АЛАР) — вручную оперативным персоналом.

Источник