6. Параграф6. Метод контурных уравнений. Правила их составления. Запись контурных уравнений.

Разрежем граф как угодно, но только что только что бы он не распался на несвязные части. Режем, пока не ликвидируем все замкнутые контура.

Дерево-неразовкнутые ветви.

Контуры-независимые контуры ЭС.

Независимые узлы-все, кроме базисного.

У-количество независимых узлов, В-общее количество ветвей, К-количество независимых контуров. (В=К+У)

Каждой хорде придается определенное направление, желательно соответствующее направлению токов. Хорда определяет направление контура.

Второй закон Кирхгофа:

Аналогично:

Решение системы: дает II, III

Правила составления контурных уравнений:

(при условии выполнения разбивки на хорды и дерево)

Уравнения для некоторого выделенного контура составляются следующим образом. Ток этого контура (ток в хорде) умножается на собственное сопротивление контура (сумму сопротивлений ветвей, входящих в этот контур). Токи остальных контуров умножаются на взаимные сопротивления этих контуров с рассматриваемым.

Токи узлов умножаются на сопротивления ветвей , общих для рассматриваемого контура и ветвей дерева, по которым протекают токи этих узлов при разомкнутых хордах. Знаки соответствующих произведений берутся +, если направления соответствующих контуров и токов совпадают.

Все произведения суммируются и приравниваются к 0.

Порядок расчета электрического режима сложнозамкнутой электрической сети по методу контурных уравнений в токах:

1). Составление схемы замещения.

2). Изображение графа сети с выделением в нем хорд и ветвей дерева.

3). Задаемся начальным приближением напряжений в узлах.

4). Определяем эквивалентные токи в узлах Iiэ.

5). Составление системы контурных уравнений.

6). Определяем токи IK.

7). Используя второй закон Кирхгофа находим токи в ветвях.

8). Определяем Ui(0) и возвращаемся к п 4).

По окончанию итерационного процесса определяются мощности и потери мощности в ветвях.

Особенности составления и решения контурных уравнений в мощностях:

У

Система КУ в мощностях всегда записывается приближенно (без учета потерь). Меток КУ в мощностях используется для приближенной оценки при первой итерации.

злы: i=1,2,..,Y

Контуры: k=1,2,..,K

Уравнение для контура k:

7. ПАРАГРАФ7. Метод уравнений узловых напряжений (УУН). Алгебраическая и тригонометрическая формы записи УУН. Области применения, преимущества и недостатки двух форм.

Где - собственная проводимость узла, -взаимные проводимости.

(1)-(4) – алгебраическая форма записи УУН.

- вектор напряжений независимых узлов. - вектор узловых токов.

Тригонометрическая форма записи УУН.

Таких уравнений 2m, неизвестные:

Uk,    k=0,1,2,…,m (m+1) неизвестных

δk, k=0,1,2,…,m m неизвестных (используя поворот осей)

Неизвестных 2m+1, а уравнения 2m, следовательно 1 величину придется задать базисный узел.

8. Параграф 8. Режимы работы электрических систем. Графики нагрузок электрических систем, их структура, участие электрических станций в покрытии графиков нагрузок потребителей. Балансы активной и реактивной мощности электрических систем. Особенность электроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передаче энергии от источников к потребителям и невозможности её накапливания. Это определяет одновременность выработки и и потребления. В любой момент времени вырабатывается баланс генерируемой и потребляемой мощности. При неизменном составе нагрузок системы, потребляемая ими мощность связана с частотой переменного тока. При нарушении исходного баланса мощности частота принимает новое значение. Причины нарушения баланса мощности: аварийное отключение генератора, неплановый рост потребления мощности, аварийное отключение линий или трансформаторов. Баланс реактивной мощности всей системы определяет некоторый уровень напряжения.

Энергетическая система объединяет электростанции различного типа.

1)Базисные-для работы в базисной части нагрузки(АЭС,ТЭЦ)

2)Маневренные (полупиковые) (это паро-газовые С)

3)Пиковые: ГЭС,нетрадиционные: ветро-электрические,фото электрические и т.д.

Электрические станции являются единственными источниками активной мощности в энергосистеме. Основную часть электрической энергии в Единой энергосистеме вырабатывают тепловые и гидравлические электростанции.

С системной точки зрения важны следующие свойства электростанций:

возможность свободы назначения режимов по мощности от Pmin до Pmax;

возможность частых пусков и остановов агрегатов;

высокая скорость набора и снижения нагрузки в соответствии с суточным графиком;

надежность выдачи мощности (в пределе - до величины установленной мощности);

экономичность выдачи мощности.

Естественно, что не все электростанции по своим технологическим особенностям или по условиям эксплуатации могут обладать такими свойствами. Режим работы электростанции тесно связан с режимом работы технологического оборудования

Графики нагрузки предназначены для определения времени пуска и останова агрегатов; определения количества вырабатываемой энергии, расхода топлива и воды; ведения экономического режима энергосистемы; планирования сроков ремонта оборудования; проектирования новых и расширения действующих электроустановок; проектирования развития энергосистем.

Чем равномернее нагрузка генераторов, тем лучше условия их работы, поэтому существует проблема регулирования графиков нагрузки.

9. Параграф9. Нормы на качество частоты в электрических системах. Последствия отклонения частоты от номинальной. ГОСТ 13109-97

5.6 Отклонение частоты Отклонение частоты напряжения переменного тока в электрических сетях характеризуется показателем отклонения частоты, для которого установлены следующие нормы: - нормально допустимое и предельно допустимое значения отклонения частоты равны +-0,2 и +-0,4 Гц соответственно.

Влияние отклонения частоты

Степень влияния частоты на производительность ряда механизмов может быть выражена через потребляемую ими активную мощность:

где a - коэффициент пропорциональности, зависящий от типа механизма;

f - частота сети;

n – показатель степени.

В зависимости от значений показателя степени n, ЭП можно разбить на следующие группы:

механизмы с постоянным моментом сопротивления - поршневые насосы, компрессоры, металлорежущие станки и др.; для них n=1;

механизмы с вентиляторным моментом сопротивления - центробежные насосы, вентиляторы, дымососы и др.; для них n=3; на ТЭС, КЭС, АЭС обычно это двигатели насосов питательной воды, циркуляционных насосов, дымовых вентиляторов, маслонасосов и т. д.

механизмы, для которых n=3,5-4 - центробежные насосы, работающие с большим статическим напором (противодавлением), например, питательные насосы котельных .

ЭП 2-й и 3-й групп, наиболее подверженые влиянию частоты, имеют регулировочные возможности, благодаря которым потребляемая ими мощность из сети остается практически неизменной.

Наиболее чувствительны к понижению частоты двигатели собственных нужд электростанций. Снижение частоты приводит к уменьшению их производительности, что сопровождается снижением располагаемой мощности генераторов и дальнейшим дефицитом активной мощности и снижением частоты (имеет место лавина частоты).

Такие ЭП, как лампы накаливания, печи сопротивления, дуговые электрические печи на изменение частоты практически не реагируют.

Кавитация-процесс выбивания частицами воды молекул вещества с поверхности турбины.

10. ПАРАГРАФ10.Регуляторы скорости турбин и их характеристики. Принцип регулирования частоты в системе «генератор-нагрузка». Регулирование частоты в системе по методу частотоведущих станций. Принципы выбора частотоведущих станций.

Схема регулирования показана на рис.22.3, в которой основными элементами являются:

1- регулятор скорости;

2- отсечной золотник;

3- сервомотор;

4,5- напорная и сливная линии системы;

6- регулирующий клапан турбины.

С ростом частоты вращения ротора турбины под действием центробежных сил грузы регулятора скорости перемещают его муфту, сжимая пружину, в результате чего рычаг АВ поворачивается вокруг точки В. Тогда отсечной золотник 2 смещается вверх и соединяет верхнюю полость сервомотора 3  с напорной линией 4, а нижнюю со сливной линией 5. Поршень сервомотора перемещается вниз, закрывая регулирующий клапан 6. В итоге расход водяного пара в турбину сокращается и уменьшается крутящий момент на валу турбины, что приводит к смещению моментной характеристики MТ в положение, обеспечивающее исходное значение частоты вращения ротора. Одновременно с помощью обратной связи (правый конец рычага АВ связан со штоком сервомотора) золотник возвращается в исходное среднее положение, что стабилизирует переходный процесс и обеспечивает устойчивость регулирования. При снижении частоты вращения процесс регулирования протекает аналогично, но связан с ростом расхода пара.

(МИСВ)-механизм изменения скорости вращения турбины Центробежный регулятор находится на одном валу с турбиной.

Статическая характеристика регулятора скорости турбины:

Совместная работа системы генератор-нагрузка.

И

2

1

збыток генерируемой мощности повышает частоту, то есть нарушается баланс.

Чтобы восстановить частоту переходим в точку 2. PГ2=PН2 при f0 (первичное регулирование).

Есть системная автоматика, которая сама отрегулирует частоту (вторичное регулирование).

Частотоведущие станции.

- статизм. Крутизна: K=1/S

Пусть в исходном режиме ЭЭС работает с номинальной частотой и суммарной мощностью станции . Станция регулирующая частоту несет нагрузку .Все остальные станции несут нагрузку . Предположим что нагрузка ЭЭС увеличилась на . Частота в ЭЭС снизилась до значения .Эта стадия процесса регулирования является первичным регулированием частоты ЭЭС. На балансирующей станции мощность увеличилась на , а на остальных станциях на .Установление номинальной частоты в ЭЭС происходит на стадии вторичного регулирования. АРЧ станции, ведущей по частоте, изменяет положение регулировочной характеристики АРС этой станции таким образом что перемещаясь вправо она занимает положение, при котором весь наброс мощности компенсируется генераторами балансирующей станции. Другие станции, которые участвовали в регулировании на стадии первичного регулирования частоты будут вырабатывать прежнюю мощность.

Частота в ЭЭС будет восстановлена до номинального режима.

Для успешного регулирования частоты, ведущая станция должна удовлетворять:

-достаточно большая мощность по отношению к мощностям других электростанций данной ЭЭС.

-большой диапазон регулирования мощности ,в котором возможно быстрое изменение мощности, выдаваемой электростанцией

-достаточно большая пропускная способность линии, связывающих станцию с мощными узлами нагрузок т.к регулирование частоты связано с значительными изменениями мощности в линиях.

Нельзя привлекать атомные станции как ЧВ, лучше всего- ГЭС.

11. ПАРАГРАФ11. Показатели качества напряжения. Централизованное и местное регулирование напряжения как основные способы регулирования.

Показателем качества напряжения является выполнение норм на качества напряжения:

1.Отклонение напряжение от номинального: 5% на зажимах потребителя.

10% предельно допустимое отклонение.

2.Колебание напряжения:

2.1. Размах напряжений - разница между двумя соседними max и min в кривой изменения напряжения энергосистемы.

10% размах колебаний.

2.2. Флинер-явление мерцания освещения.

3.Несиметрия напряжения

2%допустим, 6% предел допустим.

4.Несинусоидальность напряжения.

5.Провал напряжения.