
- •4.(4) Уравнение движения ротора генератора в различных формах.
- •5.(7) Понятие о статической устойчивости простейшей энергосистемы.
- •7.(1,27) Влияние промежуточных поперечных подключений (активного, индуктивного или емкостного сопротивления) на статическую устойчивость одномашинной энергосистемы.
- •8.(9) Линеаризация уравнений электрических систем и её назначение.
- •9.(15) Применение метода малых колебаний при исследовании статической устойчивости одномашинной энергосистемы.
- •10.(19)Типы арв генераторов и их влияние на статическую устойчивость энергосистем.
- •11.(24)Угловые характеристики генератора с арв.
- •12.(25) Причины появления самораскачивания роторов генераторов энергосистемы.
- •13.(10) Понятие о синхронной оси. Абсолютное и относительное движение роторов генераторов.
- •14.(18) Критерий статической устойчивости двухмашинной эс.
- •15.(2)Понятие о динамической устойчивости эс.
- •16. (3)Учёт генераторов и нагрузок при расчётах динамической устойчивости энергосистем.
- •17.(23) Правило (способ) площадей, коэффициент запаса, критерий динамической устойчивости одномашинной энергосистемы.
- •18.(15) Определение предельного угла и предельного времени отключения кз в простейшей энергосистеме.
- •19.(12,20)Метод последовательных интервалов и предельное время отключения повреждённой цепи двухцепной линии электропередачи.
- •21.(13)Анализ динамической устойчивости одномашинной энергосистемы при осуществлении трёхфазного апв на одной из цепей двухцепной линии электропередачи.
- •22.(19) Переходный режим одномашинной энергосистемы при однофазном кз с последующим оапв.
- •23.(24) Отключение части генераторов как средство сохранения динамической устойчивости одномашинной энергосистемы.
- •24.(16,27) Процессы (ду) при форсировке возбуждения генераторов
- •26.(7)Правило площадей при анализе ду двухмашинной энергосистемы.
- •28.(10,26)Определение запасов статической и динамической устойчивости одномашинной энергосистемы.
- •42.(5) Эффективность основных мероприятий по повышению устойчивости электрических систем: уменьшение реактивных сопротивлений генераторов; расщепление проводов фаз линий электропередачи.
- •43.(8) Эффективность дополнительных мероприятий по повышению устойчивости электрических систем: применение емкостной компенсации индуктивных сопротивлений линий электропередачи.
- •44.(9) Эффективность мероприятий режимного характера по повышению устойчивости электрических систем: автоматическое отключение части генераторов в аварийном режиме.
- •1.Основные методы (приёмы) преобразования схем замещения, используемые при расчётах токов кз.
- •2.Сущность коэффициентов токораспределения и их использование в расчётах токов кз.
- •4.Какие воздействия оказывает ток кз на электротехническое оборудование и какими параметрами тока кз определяются эти воздейсвия.
- •6.Что представляет собой ударный ток кз и при каких условиях он рассчитывается.
22.(19) Переходный режим одномашинной энергосистемы при однофазном кз с последующим оапв.
Принципиальная схема системы представлена на рисунке.
Рассмотрим процессы происходящие в системе:
В точке К происходит однофазное КЗ, после этого происходит отключение одной фазы, и система переходит на неполнофазный режим(продольная несимметрия). Через некоторое время срабатывает ОАПВ и система переходит на характеристику нормального режима.
23.(24) Отключение части генераторов как средство сохранения динамической устойчивости одномашинной энергосистемы.
Уменьшение отдаваемой генератором активной мощности при заданном токе возбуждения может быть в известном смысле аналогичным появлению резерва по активной мощности. Так, если во время динамического перехода в процессе аварии или в послеаварийном режиме отключить часть генераторов, то условия устойчивости остальной части генераторов улучшатся. Отключение части генераторов может быть средством для синхронизации выпавших из синхронизма станций (ресинхронизация).
24.(16,27) Процессы (ду) при форсировке возбуждения генераторов
Изменение угловых характеристик при изменении тока возбуждения.
Без форсировки
Сработала форсировка
Генератор не может долгое время работать при максимальном токе. Необходимо снять форсировку.: 1 способ после успокоения качания генераторов (10 секунд), 2 способ – быстрое снятие форсировки.
Вывод: правильная расфорсировка производиться при δmax
26.(7)Правило площадей при анализе ду двухмашинной энергосистемы.
Схема энергосистемы:
28.(10,26)Определение запасов статической и динамической устойчивости одномашинной энергосистемы.
Статическая устойчивость – способность системы восстанавливать исходное состояние после малых возмущений (присутствующие в энергосистеме непрерывно) или состояние близкое к исходному если возмущающее воздействие не снято.
Динамическая устойчивость – способность системы восстанавливать исходное состояние или близкое к исходному после действия больших возмущений (начальные отклонения параметров режима, вызванные резкими изменениями в ЭС).
Запас статической устойчивости 1но машинной системы:
-
коэф-т запаса СУ
Действующие нормы устанавливают необходимый запас устойчивости для нормальных режимов равным 20%, для послеаварийных режимов 8%.
Запас динамической устойчивости 1но машинной системы:
К
оэффициент
запаса динамической устойчивости:
Полученное значение коэффициент запаса динамической устойчивости говорит о том, что система имеет запас площадки возможного торможения.
Т.к. площадь ускорения оказалась меньше площади возможного торможения, то можно сделать вывод, что система динамически устойчива.
42.(5) Эффективность основных мероприятий по повышению устойчивости электрических систем: уменьшение реактивных сопротивлений генераторов; расщепление проводов фаз линий электропередачи.
Генераторы. Параметры генераторов оказывают существенное влияние как на статическую, так и на динамическую устойчивость.
При использовании на генераторах АРВ с зоной нечувствительности на статическую устойчивость влияет синхронное индуктивное сопротивление xd, на динамическую - переходное сопротивление x'd и постоянная инерция Tj. Процессы, протекающие в асинхронном режиме, при осуществлении ресинхронизации определяются наличием и конструкцией демпферных обмоток, что находит отражение в параметрах x''d и x"q.
У турбогенераторов рассеяние ротора невелико и переходное индуктивное сопротивление составляет обычно 20-25%, увеличиваясь для машин весьма значительных мощностей. У явнополюсных машин это сопротивление значительно больше, у гидрогенераторов оно достигает 35%, а у синхронных компенсаторов 40 и больше. Поскольку переходное индуктивное сопротивление является, по существу, сопротивлением рассеяния , его уменьшение связано с большими трудностями. Уменьшение в двое переходного индуктивного сопротивления приводит к удорожанию машины более чем на 50%.
Существует реальная возможность изменения индуктивных сопротивлений только у гидрогенераторов, которые выполнены по индивидуальным проектам. На некоторых гидроэлектростанциях как в нашей стране, так и за рубежом установлены специальные гидрогенераторы с «улучшенными» параметрами. Примером могут служить гидрогенераторы Волжской ГЭС, у которых сопротивления снижены почти вдвое по сравнению с обычными (xd = 0.51, xd - 0.19), а постоянная инерции увеличена до 16 с. Обычно турбогенераторы и двигатели изготавливаются едиными сериями с заданными параметрами, изменение которых трудноосуществимо.
Линии. Индуктивное сопротивление линии может быть снижено расщеплением проводов, применяемым с целью уменьшения потерь на корону. При расщеплении снижается индуктивное сопротивление линии следовательно возрастает предел передаваемой мощности и увеличивается устойчивость системы. Расщепление фазы на три провода (ВЛ 500кВ) уменьшает реактивное сопротивление линии на 25-30%