Минимальный режим работы энергосистемы

В данной статье будет идти речь о максимальном и минимальном режиме работы энергосистемы, какими условиями характеризуются данные режимы [Л1, с.20].

Данные режимы системы следует учитывать при расчете токов короткого замыкания, ввиду того что они сильно влияют на величину токов КЗ.

Поэтому правильно выбранный режим является важным элементом в выборе расчетных условий (выбор и проверка силового электрооборудования, проверка чувствительности защит, расчет защит, согласование по чувствительности токовых защит и т.д.).

Максимальный режим характеризуется следующими условиями:

1. Включены все источники питания такие как: генераторы, трансформаторы, линии, питающие сеть или распределительное устройство, в которых рассматривается короткое замыкание;

2. При расчете коротких замыканий на землю включены все трансформаторы и автотрансформаторы, нормально работающие с заземленной нейтралью;

3. Схема участка сети, непосредственно примыкающая к месту короткого замыкания, такова, что по защищаемому элементу проходит максимальный ток короткого замыкания. Например, при наличии двух параллельных линий и коротком замыкании на шинах приемной подстанции максимальный ток короткого замыкания в месте короткого замыкания будет максимальным, если включены обе линии.

Однако ток короткого замыкания по одной линии, составляющий половину полного тока короткого замыкания в месте короткого замыкания, может в этом случае не быть максимальным.

Максимальный ток короткого замыкания по одной линии может оказаться в режиме, когда одна из линий отключена, так как при этом ток короткого замыкания в месте короткого замыкания хотя меньше, чем в первом случае, но весь проходит по оставшейся в работе линии.

Аналогично в кольцевой сети ток короткого замыкания по линиям будет максимальным при разомкнутом кольце, а в месте короткого замыкания – при замкнутом.

Минимальный режим – это режим при котором достигается минимальное значение тока короткого замыкания.

На практике при определении минимального тока КЗ принимают, что отключена возможная часть источников питания (генераторы, трансформаторы, линии), при этом схема соединений принимается такой, при которой по защищаемому элементу проходит минимальный ток короткого замыкания.

Также следует учитывать при определении минимального и максимального тока КЗ, положение РПН: среднее, крайнее плюсовое и крайнее минусовое.

Подробно о том как рассчитывается сопротивление трансформатора исходя из положения РПН см. статью: «Расчет сопротивлений трехобмоточного трансформатора с учетом РПН».

Литература:

1. Справочник по релейной защите. Беркович М.А.

Всего наилучшего! До новых встреч на сайте Raschet.info.

Максимальный и минимальный режим работы энергосистемы

В данной статье будет идти речь о максимальном и минимальном режиме работы энергосистемы, какими условиями характеризуются данные режимы [Л1, с.20].

Данные режимы системы следует учитывать при расчете токов короткого замыкания, ввиду того что они сильно влияют на величину токов КЗ.

Поэтому правильно выбранный режим является важным элементом в выборе расчетных условий (выбор и проверка силового электрооборудования, проверка чувствительности защит, расчет защит, согласование по чувствительности токовых защит и т.д.).

Максимальный режим характеризуется следующими условиями:

1. Включены все источники питания такие как: генераторы, трансформаторы, линии, питающие сеть или распределительное устройство, в которых рассматривается короткое замыкание;

2. При расчете коротких замыканий на землю включены все трансформаторы и автотрансформаторы, нормально работающие с заземленной нейтралью;

3. Схема участка сети, непосредственно примыкающая к месту короткого замыкания, такова, что по защищаемому элементу проходит максимальный ток короткого замыкания. Например, при наличии двух параллельных линий и коротком замыкании на шинах приемной подстанции максимальный ток короткого замыкания в месте короткого замыкания будет максимальным, если включены обе линии.

Однако ток короткого замыкания по одной линии, составляющий половину полного тока короткого замыкания в месте короткого замыкания, может в этом случае не быть максимальным.

Максимальный ток короткого замыкания по одной линии может оказаться в режиме, когда одна из линий отключена, так как при этом ток короткого замыкания в месте короткого замыкания хотя меньше, чем в первом случае, но весь проходит по оставшейся в работе линии.

Аналогично в кольцевой сети ток короткого замыкания по линиям будет максимальным при разомкнутом кольце, а в месте короткого замыкания – при замкнутом.

Минимальный режим – это режим при котором достигается минимальное значение тока короткого замыкания.

На практике при определении минимального тока КЗ принимают, что отключена возможная часть источников питания (генераторы, трансформаторы, линии), при этом схема соединений принимается такой, при которой по защищаемому элементу проходит минимальный ток короткого замыкания.

Также следует учитывать при определении минимального и максимального тока КЗ, положение РПН: среднее, крайнее плюсовое и крайнее минусовое.

Подробно о том как рассчитывается сопротивление трансформатора исходя из положения РПН см. статью: «Расчет сопротивлений трехобмоточного трансформатора с учетом РПН».

1. Справочник по релейной защите. Беркович М.А.

Источник

Расчет токов короткого замыкания при минимальном и максимальном режиме работы источников питания

Расчет токов короткого замыкания ведем для минимального и максимального режимов работы энергосистемы. Максимальному режиму соответствует нормальная эксплуатационная схема питающей сети энергосистемы и городской сети. Ток короткого замыкания в этом режиме получается наибольшим, что и дало название режиму. В минимальном режиме часть электрических связей отключена (например, выведена в ремонт). Это увеличивает сопротивление между источником питания и точкой короткого замыкания, что приводит к снижению уровня тока короткого замыкания. В ряде случаев в минимальном режиме электроснабжение производится по резервным, относительно слабым связям.

Так как низшее напряжение менее 1 кВ, расчет ведем в именованных единицах. Принимаем расчетные значения напряжения на 5% больше заданных — 6,3; 10,5; 0,4 кВ.

Составляем по заданной схеме расчетную схему и по ней – схему замещения и определяем сопротивления ее элементов. В расчетную схему войдет половина заданной схемы, так как секционный выключатель нормально отключен. При составлении схемы замещения учитываем активные и реактивные сопротивления всех элементов. На схеме замещения определяем точки короткого замыкания, обычно на высшей стороне схемы до силового трансформатора и на шинах 0,4 кВ.

Расчет ведем для трехфазного КЗ.

Определяем сопротивления элементов схемы замещения. Сопротивления системы в максимальном и минимальном режиме определяется, исходя из того, даны в задании значения сопротивлений системы (1) или токи КЗ для точки К1 (2)

1. Х_с.макс= ( Ом)

Х_с.мин.= ( Ом)

2. Х_{с мин.} = ( Ом)

Х_смакс. = ( Ом)

Сопротивление кабельной линии

значения удельных сопротивлений кабельной линии х и r определяем, зная сечение кабельной линии по таблице 11

Сопротивление трехжильных проводов и кабелей

Сечение питающей линии определяется по экономической плотности тока.

Значение экономической плотности тока определяем по таблице 13, выбрав в п.1.1. тип кабеля и решив, во сколько смен работает предприятие (подстанции обычно работают круглосуточно)

Значение расчетного тока определяется по максимально возможному току силового трансформатора

(А)

Для точки К2 определяем токи короткого замыкания – сверхпереходные токи I_п.о.

I_{п.о.макс.}= (кА)

I_{п.о.мин.}= (кА)

i_y.макс. = (кА)

i_y.мин.. = (кА)

значение ударного коэффициента для напряжения 6…10кВ Ку =1,369

Определяем токи для точки короткого замыкания К3 2. Сначала приводим сопротивления точки К2 к низшему напряжению U_б2 = 0,4 кВ

(Ом)

(Ом)

(Ом)

Определяем сопротивление силового трансформатора по справочным данным по расчету токов КЗ (лит.2), зная мощность трансформатора.

Определяем сопротивления автоматических выключателей по величине расчетного тока (лит.2), причем активное сопротивление учитывает и сопротивление переходных контактов.

Сопротивление шинопровода определяем, выбрав сечение шинопровода по таблице 14. Сечение шинопровода определяется по расчетному току из п.2.1. выбираем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения

Определяем индуктивное сопротивление шин по формуле

где х – удельное индуктивное сопротивление шин выбранного сечения, определяется по (лит.2), длина шинопровода ориентировочно определяется по числу потребителей, так как считается, что на одного потребителя приходится1 м шинопровода.

Определяем активное сопротивление шин по формуле

где r – удельное активное сопротивление шин выбранного сечения, определяется по (лит.2)

Определяем токи короткого замыкания в точке К3.

I_{п.о.макс.}= (кА)

где Z= ( Ом)

I_{п.о.мин =} (кА)

i_y= (кА)

где значения К_{у находим} по рис.1.(лит.2) по отношению Х_∑/R_∑.

Источник

Напряжение системы в максимальном режиме

Особенности расчетов токов КЗ. Для выбора ти­пов и параметров срабатывания устройств защиты трансформаторов необходимо определить максималь­ное и минимальное значение токов при КЗ на выво­дах НН понижающего трансформатора, или, как чаще говорят, при КЗ за трансформатором.

Максимальное значение тока соответствует трехфазному металлическому КЗ за трансформато­ром. Ток трехфазного КЗ рассчитывается при макси­мальном режиме работы питающей энергосистемы (электросети), при котором включено максимально возможное число генераторов, питающих линий и трансформаторов. Эквивалентное электрическое со­противление энергосистемы (электросети) до места подключения рассматриваемого трансформатора при этом режиме имеет минимальное значение, но обозна­чается Z max или X max , что подразумевает максимальный режим работы энергосистемы. При таком режиме ток трехфазного КЗ на выводах ВН трансформатора и мощность КЗ имеют максимальные значения. При значительном числе электродвигателей в прилегаю­щей сети ВН учитывается подпитка места КЗ элек­тродвигателями в течение времени действия защит трансформатора, не имеющих специального замедле­ния, т. е. в течение до 0,1 с. Максимальное значение тока КЗ за трансформатором учитывается для выбора тока срабатывания токовых отсечек, устанавливае­мых на стороне ВН трансформатора (§ 7), а также для выбора аппаратуры и кабелей питаемых элемен­тов стороны НН [6, 7].

Минимальные значения токов при КЗ на сто­роне 0,4 кВ рассчитываются с учетом переходного активного сопротивления (электрической дуги) в ме­сте КЗ до 15 мОм [1]. Для трансформаторов со схе­мой соединения обмоток ∆/ Y практически рассчиты вается минимальное значение тока только при фазном КЗ (считая, что при однофазном КЗ на землю ток в поврежденной фазе имеет такое же значение). Для трансформаторов со схемой соединения обмоток Y / Y рассчитываются токи как при трехфазном, так и при однофазном КЗ, поскольку они значительно от­личаются друг от друга и для их отключения должны устанавливаться разные защиты.

Для трансформаторов 10 кВ с низшим напряже­нием выше 1 кВ (3; 6; 10 кВ) со схемами соединения обмоток Y /∆, Y / Y , ∆/∆ минимальное значение тока рассчитывается при двухфазном металлическом КЗ за трансформатором.

Для всех типов понижающих трансформаторов ми­нимальные значения токов КЗ рассчитываются при минимальном режиме работы питающей энергоси­стемы (электросети), при котором включено мини­мальное реально возможное число генераторов, пи­тающих линий и трансформаторов. При этом эквива­лентное электрическое сопротивление энергосистемы (электросети) до места подключения рассматривае­мого трансформатора имеет максимальное значение. Однако это сопротивление принято обозначать Z min или X min , имея в виду минимальный режим работы питающей энергосистемы (электросети). По мини­мальным значениям токов КЗ определяются так назы­ваемые коэффициенты чувствительности для всех ти­пов защит трансформатора от внутренних и внешних КЗ (кроме газовой). Необходимые значения этих коэффициентов указаны в «Правилах» [1] и в соответ­ствующих разделах этой книги.

Расчеты токов при КЗ за понижающими трансфор­маторами небольшой мощности (практически до 1,6 MB -А) производятся с учетом активной состав­ляющей полного сопротивления трансформатора. Токи намагничивания и токи нагрузки трансформато­ров при расчете токов КЗ не учитываются.

При расчетах токов КЗ за трансформаторами .10 (6) кВ считается, что напряжение питающей энер­госистемы на стороне ВН трансформатора остается неизменным в течение всего процесса КЗ. Это допу­щение объясняется тем, что распределительные сети 10 (6) кВ, как правило, электрически удалены от ге­нерирующих источников энергосистемы и КЗ в этих сетях, и тем более за трансформаторами 10 (6) кВ,

мало сказываются на работе электрических генерато­ров. По этой же причине вычисляется только периоди­ческая составляющая тока КЗ, а влияние апериодиче­ской составляющей тока КЗ учитывается при выборе параметров некоторых типов защиты путем введения повышающих коэффициентов.

Вычисление тока трехфазного КЗ по значению напряжения КЗ трансформатора. Наиболее просто максимальное значение тока (в амперах) трехфазного КЗ за трансформатором вычисляется по значению напряжения КЗ трансформатора ( U k ):

где U k — напряжение короткого замыкания из пас­порта (паспортной таблички) трансформатора, %; I ном. тр. — номинальный ток трансформатора на сто­роне ВН или НН из паспорта трансформатора, А;

— коэффициент, % ( S ном. тр — номинальная мощность трансформатора из паспорта, MB — A ; S_K — мощ­ность трехфазного КЗ питающей энергосистемы в той точке, где подключен трансформатор, т. е. на его вы­водах ВН, задается энергоснабжающей организацией, MB -А); если мощность энергосистемы относительно велика («бесконечна»), то р = 0.

Например, трансформатор ТМ-1 напряжением 10/0,4 кВ, мощностью S ном. тр = 1МВ-А, с номиналь­ными токами сторон ВН и НН, равными 58 и 1445 А соответственно, с напряжением КЗ U k — 5,5 % под­ключен к энергосистеме в точке, где мощность КЗ S_K = 100 MB -А. Токи при трехфазном КЗ за транс­форматором вычисляются по выражениям (5) и (4): р= 1*100/100=1% ; I к. вн =100*58/(5,5 + 1) = 892 А, отнесенных к напряжению 10 кВ; I к.нн = 100 • 1445/ /(5,5+1)=22230 А или 22,2 кА, отнесенных к напря­жению 0,4 кВ.

Другой пример: для трансформатора мощностью S ном.тр = 0,25 МВ-А ( U k = 4,5 %), подключенного в удаленной точке сети 10 кВ, где S_K = 12,5 МВ-А, рас­считываются токи при трехфазном КЗ на стороне НН по выражениям (5) и (4): р = 0,25*100/12,5 = 2 %; I к.вн = 100 • 14,5/(4,5 + 2) = 223 А и I к.нн = 5538 А или 5,5 кА, отнесенных к напряжениям 10 и 0,4 кВ соответственно. Номинальные токи трансформатора вычислены по выражениям (2) и (3):

При подключении относительно маломощных транс­форматоров (менее 1 MB -А) вблизи мощных район­ных подстанций и подстанций глубокого ввода 110/10 кВ с трансформаторами мощностью более 10 MB -А влияние сопротивления энергосистемы на значение токов КЗ за трансформаторами снижается и им часто пренебрегают, считая мощность энергоси­стемы «бесконечной», а значение р в выражении (4) равным нулю.

Вычисление тока трехфазного КЗ по полному со­противлению трансформатора Z тр. Значения этого со­противления и его составляющих: активной R тр. и ин­дуктивной X тр. необходимо знать для составления так называемой схемы замещения, в которой своими со­противлениями представлены все элементы расчетной схемы питаемой сети НН. Схема замещения дает воз­можность вычислить значения токов КЗ не только на выводах НН трансформатора, но и в любой точке сети НН [6, 7]

Полное сопротивление трансформатора Z тр. (в омах) определяется по выражению

где U к — напряжение КЗ, %; S ном.тр. — номинальная мощность трансформатора, MB -А; U ном.тр. — номи­нальное междуфазное напряжение трансформатора на той стороне ВН или НН, к которой приводится его сопротивление, кВ.

Активная составляющая полного сопротивления трансформатора R тр.определяется по значению потерь мощности ∆ P в его обмотках при номинальной на­грузке. В практических расчетах потери мощности в’ обмотках трансформатора принимают равными по­терям короткого замыкания при номинальном токе трансформатора: ∆Р = P k . Активное сопротивление трансформатора (в омах) вычисляется по выражению

где Рк — потери короткого замыкания при номиналь­ном токе трансформатора, Вт; U ном.тр. и S ном.тр. — то же, что в выражении (6), но здесь мощность S ном.тр. выражается в киловольт-амперах (кВ-А). Значения р k приведены в соответствующих стандартах и спра­вочниках.

Индуктивное сопротивление (реактивная состав­ляющая полного сопротивления) трансформатора (в омах) вычисляется по выражению

где Z тр. — модуль полного сопротивления трансформа­тора, вычисленный по выражению (6); R тр. — активная составляющая полного сопротивления трансформа­тора, вычисленная по выражению (7).

Значения сопротивлений стандартных трансфор­маторов общего назначения напряжением 10/0,4 кВ для вычисления токов трехфазного (и двухфазного) КЗ приведены в табл.2.

Как видно из таблицы, сопротивления, отнесенные к стороне НН с U ном.= 0,4 кВ и указанные для удоб­ства в миллиомах, меньше сопротивлений, отнесенных к стороне ВН с U ном. =10 кВ и указанных в омах, в 625 раз, что соответствует выражению

где N тр. — коэффициент трансформации трансформа­тора, равный для рассматриваемых трансформаторов 10/0,4 = 25.

Таблица 2. Сопротивления трансформаторов 10/0,4 кВ

Источник

1. Энергосистема и ее режимы работы

Объединенная
энергосистема включает энергосистемы
Э1 и Э2 (рис. 3.11), связанные линией
электропередачи ЛЭП, с частотой ω_с
(где с- индекс электрической сети).

Турбина
Т₁
с её АСР представлена на рис. 3.11, остальные
турбины не изображены.

Рис.3.11.
Структура объединенной энергосистемы:

РТурб – регулятор
турбины; Э1,Э2 – энергосистема
соответственно 1^я,
2^я;
ЛЭП – линия электропередачи; Потр.1 …
n
– потребители; ПА – противоаварийная
автоматика; Г₁
… Г_n
– генераторы; В₁…В_n
– выключатели; Д₁
…Д_n
– датчики; V₁…V_n—
сигналы управления; ДЧ- датчик частоты.

Нормальный режим работы энергосистемы.

Частота
ω_с
определяется из уравнения:

J(dω_с/dt)=∑N_г—
∑N_потр
, (3.3)

где:∑N_г
– сумма мощностей генераторов;

∑N_потр
–сумма мощностей потребителей;

J
– момент инерции энергосистемы.

В установившемся
режиме работы ∑N_г=∑N_потр
и ω_с=
const
согласно уравнению (3.3), причем в
номинальном режиме ω_с=3000
об/мин =50Гц.

В установившемся
режиме генераторы работают в синхронизме
с энергосистемой, т.е.:

ω_г=ω_с
, (3.4)

где: ω_г
– частота вращения электрического поля
каждого из синхронных генераторов;

ω_с
– частота сети (энергосистемы).

Мощность объединенной
энергосистемы на несколько порядков
больше мощности любого из генераторов.
Поэтому энергосистема держит каждый
из генераторов в синхронизме как ведущая.
Это значит, что, если частота ω_сизменилась
при изменении баланса мощности в
уравнении (3.3), то также изменится частота
ω_г
любого из генераторов в соответствии
с равенством (3.4).

Генератор работает
на одном валу с турбиной, вал (ротор)
которой вращается с частотой ω_т.
Поэтому вал генератора вращается с той
же частотой ω_т
в любых режимах; при этом частота вращения
вала генератора ω_т
связана с частотой вращения электрического
поля синхронного генератора ω_г
равенством:

ω_т=ω_г
. (3.5)

Из
равенств (3.4) и (3.5) следует:

ω_т=ω_г=ω_с
. (3.6)

Равенство (3.6)
гласит: частота вращения ротора ω_т
каждой из турбин равна частоте вращения
электрического поля ω_г
каждого из генераторов этих турбин,
работающих в мощную электрическую сеть,
и равна частоте ω_с
электрической сети.

Равенство (3.6)
справедливо в установившихся режимах
работы энергосистемы, когда частота не
меняется, а также при медленном изменении
частоты сети ω_с
в нормальном режиме в случае небольшого
изменения баланса мощностей в уравнении
(13.3).

Утяжеленный режим работы энергосистемы при отключении лэп.

При
аварийном отключении ЛЭП (например, при
ее обрыве) объединенная энергосистема
разбивается на отдельные энергосистемы
Э1 и Э2, причем в Э1 возникает дефицит
мощности вследствие отсутствия ее
притока по ЛЭП, а в Э2 – избыток мощности
вследствие отсутствия ее оттока. Это
приводит согласно уравнению (3.3): к
снижению частоты ω_с1
в Э1 и к возрастанию ω_с2
в Э2.

Тогда:

1) регуляторы
(датчики) частоты например ДЧ (рис.3.11)
роторов турбин, входящих в Э1, воздействуют
на открытие клапанов этих турбин, что
приводит: к увеличению их мощности, к
ликвидации дефицита мощности в Э1 и к
стабилизации ее частоты ω_с1=соnst;

2) регуляторы
частоты роторов турбин, входящих в Э2,
воздействуют на закрытие клапанов, что
приводит к ликвидации избытка мощности
в Э2 и к стабилизации ее частоты ω_с2=соnst.

Вышеуказанные
изменения мощности турбин, направленные
на стабилизацию частоты, называют
режимом первичного (приближенного)
регулирования частоты сети.

Для повторного
включения ЛЭП необходима не только
вышеуказанная стабилизация, но и
выравнивание частот:

ω_с1=ω_с2.
(3.7)

Для этого
выравнивания отдельные турбины в Э1 и
Э2 изменяют мощность под воздействием
ПИ регуляторов частоты этих турбин до
тех пор, пока не будет выполнено равенство
(3.7), т.е.

ω_с1=ω_с2=ω_зад.
. (3.8)

Вышеуказанный
режим изменения мощности турбин до тех
пор, пока не установится заданное
значение частоты сети по равенству
(3.8), называют вторичным (точным)
регулированием частоты сети.

Аварийные
режимы работы энергосистем.

При
неудовлетворительном протекании
регулирования частоты в вышерассмотренном
утяжеленном режиме с отключением ЛЭП
возможно дальнейшее деление Э1 и Э2 на
более мелкие системы с различными
частотами, что соответствует аварийному
режиму.

Вышеуказанный
режим рассмотрен в качестве простого
примера.

На
практике возникает много типов аварийных
режимов. Ряд из них носит сложный
труднопрогнозируемый характер.

Для прогнозирования
и ликвидации аварийных режимов применяется
система противоаварийного регулирования
энергосистем.

Система
противоаварийного регулирования
энергосистем работает следующим образом:

Данные о состоянии
энергосистемы, снимаемые с датчиков
Д₁…Дn
(рис.3.11), поступают на ЭВМ пульта
управления энергосистемой.

Быстродействующая
мощная ЭВМ анализирует состояние
энергосистемы и при наличии признаков
предаварийного и аварийного состояния
рассчитывает алгоритм противоаварийного
регулирования.

В соответствии с
рассчитанным алгоритмом устройство
противоаварийной автоматики ПА
энергосистемы вырабатывает сигналы
управления V₁,
V₂
…Vn, воздействующие на электрические
аппараты энергосистемы, и сигналы
задания по мощности турбин, в частности
сигнал N_па.зад,
поступающий на регулятор турбины РТурб.
Точнее, задание N_па.зад
поступает
на разомкнутый быстродействующий
контур, входящий в состав РТурб, схема
которого была рассмотрена на рис.2.6.

Под воздействием сигналов ПА аварийный
режим работы энергосистемы стабилизируется.
После стабилизации наступает процесс
восстановления энергосистемы.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Режим энергетической системы (режим энергосистемы) — это некоторое состояние, которое определяется значениями параметров режима: мощности, напряжения, токи, частота и другие физические величины характеризующие процесс преобразования, передачи и распределения электрической энергии. Всё величины характеризующие режим энергосистемы называются параметры режима.

Общие положения

При решении различных задач управления энергосистемами различают два вида режимов энергосистемы:

• Установившийся режим, который характеризуется практически неизменными параметрами режима или очень медленными и нерегулярными их изменениями.
• Переходный режим (процесс) характеризуется быстрыми изменениями параметров режима.

Переходные режимы связаны с возникновением переходных процессов, при которых происходит изменение электрического состояния элементов системы, обусловленное как естественными причинами, так и работой устройств автоматики.

В переходных режимах происходит закономерное изменение во времени одного или нескольких параметров режима в результате действия определенных причин, называемых возмущающими воздействиями. Переходные режимы делятся на

• волновые;
• электромагнитные;
• электромеханические.

В волновых переходных режимах происходит локальное изменение электрического состояния системы, сопровождаемое резким увеличением электрического разряда в линиях электропередачи с повышением напряжения, связанного с атмосферными воздействиями. Они являются быстродействующими процессами: скорость изменения параметров порядка [math]10^3 — 10^8[/math] Гц. Опасность волновых переходных процессов заключается в появлении перенапряжений, приводящих к повреждению изоляции элементов энергосистем и т. д.

Следует отметить, что при волновых переходных процессах не происходит изменения относительного положения роторов электрических машин и скорости их вращения.

Электромеханические переходные процессы являются низкочастотными. Скорость их протекания изменяется от 0,1 Гц до 50 Гц. Происходит изменение как электрических, так и механических параметров режима. Частным случаем электромеханического переходного режима является режим почти периодического изменения параметров режима — режим синхронных качаний, а также режим ресинхронизации генератором, электростанций и энергосистем, который обычно следует за режимом синхронных качаний.

Электромагнитные переходные процессы сопровождаются изменением электромагнитного состояния элементов ЭС. Механические параметры режима остаются неизменными. Скорость протекания от 50 до 150 Гц.

С точки зрения анализа величины допустимых значений параметров режима принято различать:

• нормальный установившийся режим, при котором значения параметров режима близки к значениям необходимым для правильной работы потребителей, или лежат в некотором заданном интервале этих значений;
• нормальный переходный режим, имеющий место при обычной для эксплуатации изменениях схемы электрической сети, а также плановых изменениях режимов работы потребителей и электрических станций;
• аварийный переходный режим, при котором вследствие аварийных изменений в энергосистеме параметры электрического режима могут значительно и резко отклоняться от значений нормального установившегося режима;
• послеаварийный установившийся режим, наступающий после окончания аварийного переходного процесса после аварийного отключения элементов энергетической системы; исход аварии считается благоприятным, если параметры послеаварийного установившегося режима близки к параметрам нормального установившегося режима.

Обычно считают, что режим энергосистемы известен (определён), если известны значения всех параметров режима для всех элементов энергосистемы. Например, напряжение на зажимах генератора, характеризует величину напряжения в соответствующей узловой точке; потоки активной и реактивной мощности по концам линии электропередачи характеризует режим работы сетевого элемента (ветви).

Эти примеры парамтеров режима показывают, что все параметры режима можно разделить на две большие группы:

• параметры режима узловых точек (напряжение, узловые иньекции мощности и т. д.);
• параметры режима ветвей, характеризующие нагрузку этих ветвей (ток, поток активной и реактивной мощности и т. д.).

Таким образом, одной из основных задач установления режима энергосистемы является обеспечение требуемой величины параметров режима в её узловых точках. Обеспечить требуемой величины узловых параметров режима можно добиться только регулированием параметров режима подходящих к узлу ветвей. так например, для обеспечения требуемой величины напряжения в узле можно регулировать величину перетока реактивной мощности.

Параметры режима отдельных ветвей энергосистемы должны устанавливаться так, чтобы обеспечить требуемые величины узловых параметров режима. Большое множество решений этой задачи определяет возможность постановки задачи оптимизации режима работы отдельных ветвей энергосистемы или всей энергосистемы в целом.

Вследствие того, что в энергосистеме есть огромное количество электроприёмников её нормальный режим не может быть полностью установившимся. В энергосистеме в любой момент времени включаются или отключаются или изменяют, свой режим работы какие-либо электроприёмники при этом изменяются параметры режима энергосистемы. На эти изменения параметров режима оказывают влияния различные автоматические регулирующие устройства: регуляторы скорости вращения первичных двигателей генераторов, автоматические регуляторы возбуждения синхронных машин, регуляторы скорости вращения двигателей и т.д. В результате в энергосистеме постоянно происходит непрерывное изменение режима работы. Но по причине малой мощности отдельных приёмников электрической энергии, изменения их технологического режима приводят лишь к сравнительно малым изменениям параметров режима в узловых точках энергосистемы. Эти малые изменения являются нерегулярными, но только если в энергосистеме нет очень мощных электроприёмников с периодически изменяющимся технологическим процессом. Таким образом, только если пренебречь этими малыми изменениями параметров режима энергосистемы можно говорить об установившемся режиме работы энергосистемы.

Требования к режимам

Режима энергосистемы должны удовлетворять ряду основных требований:

• надёжность режима работы;
• бесперебойность энергоснабжения потребителей;
• обеспечение качества электроэнергии;
• максимальная экономичность режима.

С точки зрения экономической эффективности энергосистемы вцелом и её отдельных частей важно обеспечить не какой-либо произвольно выборанный уровень надёжности и бесперебойности электроснабжения и, конечно же не максимально возможный её уровень, а некоторый оптимальный уровень. Повышение надёжности энергосистемы связано с повышением затрат, тем большим, чем выше обеспечиваемый уровень надёжности. Увеличение уровня надёжности поэтому может оказаться экономически не оправданным, если возможный ущерб от того, что уровень надёжности не повышен, не перекрывает стоимости необходимых для такого повышения затрат.

При оценке необходимого уровня надёжности и бесперебойности энергосистемы необходимо использовать статистические материалы и методы теории вероятностей для того, чтобы уровень надёжности был оптимальный. Что касается надёжности отдельных элементов при перегрузках, то зачастую, повреждение элемента наносит больший экономический ущерб, чем экономия достигаемая за счёт его недопустимой перегрузки.