Universitatea Politehnica TimioaraFacultatea de Electrotehnic i ElectroenergeticIngineria Sistemelor Electroenergetice

PROIECT SEE 2

Studiul regimurilor de funcionare ale unuiSistem Electroenergetic

Student: LAZA VASILE-ALEXANDRUANUL IV, GRUPA Coordonator Proiect: l.Dr.Ing. Jigoria-Oprea DanEtapa 1 Verificarea valorilor costurilor marginale nodale (CMN)

Verificarea valorilor costurilor marginale nodale (CMN) prin studiul diferenelor de Regim (diferena ce apare n costul total la modificarea cu 1 MW a cererii din fiecare nod): Se verific plecarea din regimul optimizat, cu consumurile iniiale (curbele de cost ale generatoarelor trebuie s fie de tip cubic). Se modific n nodul consumator dorit cererea de putere activ cu 1 MW. Secalculeaz diferena valorii Costului total al Area fa de Base Case. Diferena obinut se compar cu valoarea costului marginal al nodului respectiv.

1.1. Elemente teoretice

Preul marginal local sau costul marginal local este preul/costul de referin pentru vnzarea i cumprarea energiei electrice ntrun sistem dereglementat, fiind determinat pentru fiecare nod.Prin definiie preul nodal sau preul marginal local (Locational Marginal Price LMP) reprezint preul minim al furnizrii urmtorului MW pentru consum, ntrun un nod specificat, lund n considerare preurile marginale al puterilor generate i relaiile de restricie specific OPF.Preul marginal (pe termen scurt!) este preul marginal pentru furnizarea unui MW suplimentar meninnd celelalte puteri consumate constante. Preul marginal (pe termen scurt)cuprinde urmtoarele componente:

Matematic, pentru un generator, se poate scrie urmtoarea relaie de calcul pentru costul marginal de producere (al puterii generate):

Pg este puterea activ generat; C(Pg) este funcia de cost a generatorului.

1.2. Aplicatie

Nod Cons.Cost total initial [ $/h]Cost total initial + 1MW [$/h]CMN [$/h]CMN initial automat [$/h]

NC134144.5834228.8184.2387.32

NC234144.5834184.6540.0740.77

NC334144.5834222.3877.8181.12

NC434144.5834182.5537.9738.42

NC534144.5834183.8039.2239.65

NC634144.5834223.1078.5281.83

NC734144.5834184.0839.5039.92

NC834144.5834183.5638.9939.43

NC934144.5834183.3238.7539.65

Daca se ncarca un nod consumator cu 1MW, sistemul va aduce puterea cerut de ctre consumator de la grupurile generatoare care genereaza putere la costuri mici iar transportul puterii se realizeaz de asemnea tot la un cost mic ca de exemplu, la ncrcarea consumatorului 3 (NC3) sau consumatorul 6 (NC6) cu 1MW puterea este adus de la nodul de echilibrare fig. 1.

Figura 1

Dac comparm rezultatele valorilor obinute prin utilizarea metodei diferenelor cu cele rezultate din OPF rezulta o oarecare diferen ntre ele la unele noduri nu mare. Acest lucru se datoreaz faptului c funcia noastr de cost este o diferenial.

Etapa 2 Congestiile i managementul acestoraCerine:

a. Se verific nivelul de ncrcare al liniilor din schem. n cazul n care exist linii cu ncrcri peste cca. 80% se ncearc aducerea acestora n situaie de congestie prin modificarea puterilor produse n centralele sistemului. Apoi se identific posibilitile de nlturare a congestiilor aprute n reea. n cazul n care ncrcarea liniilor sistemului este redus se simuleaz artificial intrarea n regim de congestie prin reducerea limitei de ncrcare a cel puin 2 din liniile sistemului (ca i cazuri diferite!).b. Se va analiza influena congestiilor asupra costurilor marginale nodale i a costului orar. Taxa de penalitate se va considera cea precizat n enunul proiectului individualizat pentru fiecare grup n parte.

2.1. Elemente teoretice

Congestie situaie de funcionare a sistemului n care transportul energiei ntre dou noduri sau zone de sistem conduce la nerespectarea parametrilor de siguran n funcionare a SEN, fiind necesar abaterea de la ordinea de merit a grupurilor dispecerizabile.Mangementul congestiilor totalitatea activitilor, programelor i aciunilor ntreprinse de operatorul de transport i de sistem pentru a elimina congestiile ce apar la programarea funcionrii sau la funcionarea n timp real a SEN; n vederea eliminrii congestiilor pe liniile de interconexiune prin alocarea implicit a capacitii, operatorul de transport i sistem coopereaz cu operatorul pieei de energie electric.

2.2. Condiii iniiale

1. Sunt introduse limitele de ncrcare pentru toate elementele de sistem.2. A fost realizat optimizarea circulaiei de puteri prin OPF.3. Toate elementele de sistem sunt disponibile.4. Este introdus limitarea tranzaciei pe linia de interconexiune.

2.3. Posibiliti de realizare a congestiei:

1. Deconectarea unuia din mai multe circuite n paralel.2. Reducerea limitei de ncrcare (cea introdus este cea termic, iar din considerente de stabilitate poate rezulta o limit care este mult mai mic de exemplu de 2 sau de 3 ori mai mic).3. Deconectarea unuia din generatoarele cele mai apropiate de latura pe care dorim s provocm o congestie poate conduce la apariia congestiei, dac anterior circulaia pe latura respectiv era redus prin prezena generatorului deconectat.4. Orice alte msuri care pot influena circulaia de puteri n sistem.

2.4. Aplicaie

2.4.1 Congestie Natural in zona Bntre nodul consumator 7 si nodul generator 4 avem o linie dublu circuit la nivelul de tensiune de 220 kV unde pe fiecare circuit al linie de 220 kV avem o ncarcare de 59%. Pentru a ncerca s simulm o congestie natural vom scoate din funciune un circuit al liniei iar toat puterea vehiculat va fi reluat de un singur circuit care se incarc la 109% avnd astfel o congestie pe acea linie. Fig. 2.1.

Fig. 2.1

Vom realiza OPF-ul care va scoate circuitul respectiv din congestie adic ncrcarea circuitului care rmne in funciune ncarcat de la 109% la 99%. Fig.2.2

Fig.2.2.

Odat cu aparitia congestiei care este un fenomen nedorit sistemului electroenergetic din care face parte, se impun anumite taxe de panalitati pe durata functionari circuitului in congestive, in cazul nostrum aceasta taxa de penalitati va fi de 2200 $/MWh. Aceasta taxa va influenta costurile de productie pentru producerea si transportul energiei, in cazul costul este de 35296.89 $/h iar in cazul final costul crescand pana la valoarea de 37906.02 $/h fiind astfel o difernta de 2609.13 $/h intre costul initial si cel final. Fig.2.3.

Fig.2.3.2.4.2 Congestie artificial in zona BCongestia artificial se realizeaz prin modificarea limitei de ncarcare a circuitului de la 372 MVA la 120MVA de linie pe care vrem s realizm congestia, n cazul meu linia din zona B de la nivelul de tensiune de 220 kV care leag nodul consumator 9 de nodul consummator 2 modificndu-se incarcarea acesteia de la 22% la 103%. Fig.2.4.

Fig.2.4.

Realiznd OPF sistemul nostru nu va iei din congestie circuitul respectiv doar i va scadea nivelul de ncrcare de la 103% la 100%, Fig.2.5., ns costurile de producie nu se modific foarte mult valoarea inial de cea final, diferena dintre cele dou fiind de: 112,01 $/h. Fig.2.6.

Fig.2.5.

Fig.2.6.

n continuare pentru a scoate sistemul din congestie vom modifica ncrcarea cu putere activ a generatoarelor care sunt legate de nodurile sau nspre nodurile care susin sistemul aflat n congestie. Se va modifica ncrcarea cu putere activ a generatoarelor din nodul generator 5, doar a unui singur grup generator din cele 4 grupuri hidro prin scaderea cu 2MW care va fi preluat de nodul de echilibrare pentru a menine puterea cerut n sistem modificandu-se astefel capacitatea de ncrcare a liniei aflate n congestie de la 100% la 99% iar costurile de producie ale sistemului nu se modific cu mult fa de momentul realizri congestiei prin OPF, diferena fiind 0,61 $/h. Fig.2.7.

Fig.2.7.2.4.3 Congestie artificial in zona A

n zona A nu putem s realizm o congestie natural deoarece nu putem lsa un nod consumator far s fie alimentat, din acest motiv vom simula o congestie artificial pe circuitul de linie la nivelul de tensiune de 400kV care realizeaz legtura ntre nodul consumator 3 i nodul consumator 6 prin modificare limitei maxime de incrcare a liniei de la 675 MVA la 140MVA modificndu-se astefel ncrcarea liniei de la 34% la 100%. Fig.2.8.

Fig.2.8.

Dup realizarea OPF-ului congestia nu dispare, linia ramnnd n continuare n congestie, acest lucru se datoreaz faptului c nodul cosumator 6 are doar o singur modalitate de alimentare prin linia studiat adica linia este radiala, marea parte a energiei absorbindu-se de la nodul de echilibru.O alt modalitate de reducere a congestiei este aceea de a modifica ncarcarea generatoarelor din zona B deoarece n zona A , acolo unde are loc congestia, singurul generator este generatorul de echilibrare a sistemului iar ncrcarea acestuia nu se poate modifica doar automat n funcie de puterea cerut sau evacuat din sistemul nostru energeic studiat. Dupa lungi modificri ale ncrcri generatoarelor din zona B pentru a reduce congestia aparuta pe linia din zona A am rmas la cazul n care vom ncrca toate generatoarele la putere maxim din zona B pentru ca energia necesara consumatorului din zona A sa fie adus ct mai de aproape ce acesta i astefel ne scade nivelul de ncrcare a liniei aflate n congestie de la 100% la 99% aceasta ieind din congestie.Fig.2.9.

2.4.3 Congestie artificial in zona A

n zona A nu putem s realizm o congestie natural deoarece nu putem lsa un nod consumator far s fie alimentat, din acest motiv vom simula o congestie artificial pe circuitul de linie la nivelul de tensiune de 220kV (prin intermediul unui autotransformator) care realizeaz legtura ntre nodul consumator 3 i nodul consumator 1 prin modificare limitei maxime de incrcare a liniei de la 372MVA la 99MVA modificndu-se astefel ncrcarea liniei de la 26% la 100%. Fig.2.9.

Fig. 2.10.Dup realizarea OPF-ului congestia nu dispare, linia ramnnd n continuare n congestie, acest lucru se datoreaz faptului c nodul cosumator 1 are doar o singur modalitate de alimentare prin linia studiat adica linia este radiala, marea parte a energiei absorbindu-se de la nodul de echilibru. Fig.2.11

Fig.2.11.O alt modalitate de reducere a congestiei este aceea de a modifica ncarcarea generatoarelor din zona B deoarece n zona A , acolo unde are loc congestia, singurul generator este generatorul de echilibrare a sistemului iar ncrcarea acestuia nu se poate modifica doar automat n funcie de puterea cerut sau evacuat din sistemul nostru energeic studiat iar linia pe care am creat acea congestie este radiala. Dupa lungi modificri ale ncrcri generatoarelor din zona B pentru a reduce congestia aparuta pe linia din zona A, am incercat functionarea cu generatoarele din zona B incarcate la minim pentru a aduce puterea de la sistem dar nu am reusit sa scapam de congestie ci din contram capacitatea de incarcare a liniei a crescut de la 100% la 120%. Plus faptul ca linia de interconexiune, autotransformatorul dintre cele doua zone si alte elemente din sistemul studiat au intrat in congestie. Fig 2.12.

Fig2.12.Am incercat functionarea cu generatoarele din zona B incarcate la maxim pentru a aduce puterea de la sitemul de echilibrare dar congestia nu a disparut, incarcarea liniei a crescut de la 100% la 102% dar au scazut costurile de producere de la 34144.83 $/h la 32289.09 $/h. Fig 2.13.Fig 2.13.

Etapa 3 Contingene. Verificarea criteriului N 1 de securitate

Cerine:a. Se utilizeaz opiunea Powerworld de simulare a contingenelor N 1 N 3, n diferite combinaii (linii electrice, linii electrice i transformatoare, generatoare etc.).b. Analiza va consta n aplicarea criteriului N 1 i N2. De asemenea se vor verificarea situaiile care conduc la regimuri inacceptabile.c. Se vor identifica, propune i verifica sumar soluii de rezolvare a cel puin 2 din regimurile inacceptabile la care se ajunge prin verificarea criteriului N 1.

3.1 Elemente teoretice

Contingen simpl ieirea din funciune ca urmare a unui incident a unui singur echipament din SEN, care poate fi un circuit de linie, o unitate de transformare dintro staie electric, un grup generator sau un consum concentrat.Criteriul de securitate N1 criteriu de dimensionare i verificare a unui sistem electroenergetic care este satisfcut dac, n urma unei contingene simple: nu au loc ntreruperi n alimentarea consumatorilor de energie electric; sistemul rmne unitar; nu declaneaz alte echipamente; SEN trece ntrun regim staionar cu parametri normali de funcionare; nu sunt afectate contractele i conveniile ncheiate privind transferul de putere prin SEN i intre SEN i vecini.

Criteriul N1 este ndeplinit cnd puterea total generat ntro zon poate fi transportat n condiii de ieire din funciune a unui element de reea, fr a iei din limitele parametrilor strii normale de funcionare.

Element declansatBlackoutViolationsMax MVA %Min UMax UElement afectatRezolvare

L_000001NC2-220kV-000002NC7C1NU0

L_000001NC2-220kV-000009NG2C1NU0

L_000014NC8-000001NC2-220kVC1NU0

L_000001NC2-220kV-000021NC9C1NU0

T_000001NC2-220kV-000035NC2-400kVC1NU0

T_000001NC2-220kV-000035NC2-400kVC2NU0

L_000002NC7-000003NG4C1NU1108L_000002NC7-000003NG4C2Am deconectat C1 circuitul afectat fiind C2 acesta intrand in congestive (107%) ulterior congestia rezolvandu-se cu optiunea OPF (99%)

L_000002NC7-000003NG4C2NU1108L_000002NC7-000003NG4C1Am deconectat C2 circuitul afectat fiind C1 acesta intrand in congestive (107%) ulterior congestia rezolvandu-se cu optiunea OPF (99%)

L_000003NG4-000004NC4C1NU0

T_000003NG4-000006NG4-G1C1NU0

T_000003NG4-000007NG4-G2C1NU0

T_000003NG4-000008NG4-G3C1NU0

T_000004NC4-000005NC4-11kVC2NU0

L_000004NC4-000009NG2C1NU0

T_000010NG2-G1-000009NG2C1NU0

T_000009NG2-000011NG2-G2C1NU0

T_000009NG2-000012NG2-G3C1NU0

T_000013NG2-G4-000009NG2C1NU0

L_000015NG1-000014NC8C1NU0

L_000015NG1-000014NC8C2NU0

T_000016NG1-G1-000015NG1C1NU0

T_000018NG1-G3-000015NG1C1NU0

T_000015NG1-000019NG1-G4C1NU0

T_000020NG1-G2-000015NG1C1NU0

L_000015NG1-000021NC9C1NU0

L_000022NC5-000021NC9C1NU0

L_000021NC9-000024NG5C1NU1145NG5(24)-NG5-G1(25)Nu este privita ca o depasire ci se poate privi ca o insularizare a zonei din sistem, unul dintre generatoare se transforma in sistem de echilibrare.

T_000023NC9-10.5+kV-000022NC5C1NU0

T_000024NG5-000025NG5-G1C1NU0

T_000024NG5-000026NG5-G2C1NU0

T_000027NG5-G3-000024NG5C1NU0

T_000028NG5-G4-000024NG5C1NU0

L_000030NC3-000031NC6C1NU0

L_000030NC3-000033NG3C1DABlackoutBlackout, Sistemul nu poate functiona fara generatorul de echilbrare.

T_000030NC3-00003434C1NU0

L_000035NC2-400kV-000030NC3C1NU41.15NC3(30)Se poate privi ca o insularizare a Zonei A fata de Zona B, Sistemul de echilibru devenind astfel generator principal pentru toti consumatori ddin zona A

41.17NC6(31)

41.1534(34)

40.8NC2-400kV

L_00003434-000032NC1C1NU0

Pentru criteriul N-2 avem: linie si un trafo obtinut 340 de contingenedin care au fost rezolvate 173 de contingee iar 19 nu ao fost posibil de rezolvat n cazul cu 2 linii avem 136 de contingente din care au fost rezolvate 127 i 17 nu au fost rezolvate. n cazul cu 2 transformatoare avem 190 din care au fost rezolvate 143 de contingene i 17 nu s-au rezolvat.

Etapa 4 Stabilitatea tensiunii nodurilor consumatoare. Evaluarea contribuiei DG asupra nivelului i stabilitii tensiunii din zon.

Cerine:a. Se evalueaz stabilitatea tensiunii n nodurile consumatoare. Domeniul de studiu automat al stabilitii tensiunii va fi stabilit n fereastra de dialog ntre 0,2 1,1 u.r.b. Rezultatele studiului stabilitii tensiunii vor cuprinde curbele Q V pentru fiecare nod consummator i rezerva de stabilitate calculat.

Condiii iniiale:1. Sunt introduse limitele de ncrcare pentru toate elementele de sistem.2. Sunt activate sistemele de reglaj automat al tensiunii la transformatoare.

Tabelul cu valori n cazul in care DG NU este deconectat

NameNom kVV at Q0Qinj_0V at QminQminQinj_minVminQ at VminRsts

NC72200.9800.8052-262.39-262.390.7652-223.5921.92

NC4-11kV101.0544.190.6911-165.06-145.950.3511-106.8366.56

NC82200.9800.7617-200.8-200.80.6618-146.4232.47

NC52200.9800.6274-112.39-112.390.3474-65.5764.55

NC9-10.5kV10.50.98200.5134-88.57-68.570.2034-46.3179.24

NC34001.0600.8943-240.13-240.130.8843-233.1416.58

NC64001.0800.7574-191.68-191.680.7574-191.6829.87

NC12200.989.630.6612-32.13-27.750.321246.7767.22

NC2-400kV4001.0100.831-241.64-241.640.791-186.4521.68

Tabelul cu valori n cazul n care DG este deconectat

NameNom kVV at Q0Qinj_0V at QminQminQinj_minVminQ at VminRsts

NC72200.9700.8299-227.07-227.070.7799-173.6819.60

NC4-11kV101.0544.040.7192-158.43-137.740.4393-121.9158.16

NC82200.9800.7876-164.43-164.430.7076-98.4627.80

NC52200.9100.6264-73.93-73.930.3664-4.4159.74

NC9-10.5kV10.50.9800.5805-56.56-56.560.3205-17.4267.30

NC34001.0600.8907-234.13-234.130.8907-234.1315.97

NC64001.0700.7636-187.8-187.80.7636-187.828.64

NC12200.989.520.6659-31.35-26.910.325940.8966.74

NC2-400kV4001.0100.8461-220.2-220.20.7861-179.3222.17

n continuare vom realiza o analiz a fiecrui nod consumator din cele 9 noduri consumatoare pe baza contibuiei DG asupra nivelului i stabiliti tensiuni din zon.

NC7 cu DG

NC7 fr DG

DG nu are o influn mare asupra NC7 deoarece acesta se afl la odistan destul de mare fa de nodul unde este conectat DG.

NC4-11kV cu DGNC4-11kV fr DG

Nici n cazul NC4, DG nu influeneaz funcionarea acestui cu mult deoarece acesta se afl mult mai departe de DG, singurul lucru care l-ar influna ar fi scderea compensri cu reactiv de la 44,19 la 44,04

NC8 cu DG

NC8 fr DG

Chiar dac consumatorul 8 se afl la o distan relativ apropiat de DG fa de restul nodurilor studiate pn n prezent acesta nu influeneaz punctul de funcionare n regim normal de funcionare doar foarte puin rezerva de stabilitate static.

NC5 cu DG NC5 fr DG

Acest nod se afl relativ aproape de DG iar absena lui are o mare influen asupra punctului de funcionare n regim normal. modificndu-i valaoarea de la 0,95 la 0,93.

NC9-10.5kV cu DG

NC9-10,5kV fr DG

NC9-10.5kV este cel mai afectat de lipsa DG deoarece se afl pe acelai nod de interconexiune ila acelai nivel de tensiune iar puterea produs de DG fiind consumat de NC9 n totalitate, n concluzie n lipsa lui NC9 trebuie s se alimenteze de la sistemul cu care se afl n interconexiune, influenndu-i acestuia rezerva de stabilitate static i punctul de funcionare n regimnormal. NC3 cu DG

NC3 fr DG

NC6 cu DG

NC6 fr DG

NC3 i NC6 sunt n zone diferite fa de DG dar acesta nu influeneaz rezervele de stabilitate.

NC1 cu DG

NC1 fr DG

i acest nod se afl tot n zon diferit fa de DG iar singurul lucru care n influeneaz este compensatorul de reactiv

NC2-400kV cu DG

NC2-400kV fr DG

Etapa 5 Evaluarea curenilor de scurtcircuit FN, 2FN, 2F i 3F, componentele supratranzitorii i de durat n cel puin 4 noduri ale sistemului, unul fiind obligatoriu de m.t.

Cerine:

a. Se va verifica iniial corectitudinea schemei pentru regimul de scurtcircuit considerat (parametrii elementelor din schem, tipul de conexiune al nfurrilor generatoarelor i transformatoarelor, conectarea neutrului la pmnt).b. Se vor calcula valorile curenilor de defect FN, 2FN, 2F i 3F n u.r. i uniti absolute,pentru cele dou noduri alese.c. Se vor face comentarii asupra valorii curenilor de defect obinui, nivelului tensiunilor iasupra raportului Xh/Xd n seciunea de defect.

Calculul reactanei i rezistenei regimului de durat.

Regim de durata

Xd[u.r.n]Xd[u.r.]Xi[u.r.]Xh[u.r.]Xh[u.r.]=RXh/ Xd

NG11.3811.2441441440.1244144140.06220720.06220720.05

NG22.182.9066666670.2906666670.14533330.14533330.05

NG32.150.5541237110.0554123710.02770620.02770620.05

NG41.10.5945945950.0594594590.02972970.02972970.05

NG51.252.0491803280.2049180330.1024590.1024590.05

Rezultatele n cazul scurcircuitului FN, 2F, 2FN, 3F pentru regimul de durat pentru 4 noduri, 3 consumatoare la nivelul de 11kV, 220kV, 400kV si un nod Generator la 200kV

Regim de durata

NODTipul scurcircuituluiValoare curent [p.u.]Valoare curent [A]U AU BU C

FN5.90434085.701.03060.96557

NC4-11kV2F5.1929967.30.913760.456880.45688

2FN5.0529156.90.93800

3F5.27630463.2000

FN18.3844824.6500.985380.88022

NC7-220kV2F17.4634582.950.673810.336910.33691

2FN11.4693009.910.765700

3F15.0533950.41000

FN26.596978.0400.669250.57504

NG4-220kV2F18.2944801.030.568950.284470.28447

2FN21.8275728.130.4388500

3F14.5433816.45000

FN4.493648.5101.403471.30972

NC6-400kV2F6.821984.5110.875290.437640.43764

2FN2.506361.7281.1526400

3F6.5938.163000

Calculul reactanei i rezistenei regimului supratranzitoriu

Regim supratranzitoriu

Xd''[u.r.n]Xd''[u.r.]Xi''[u.r.]Xh''[u.r.]Xh''[u.r.]=RXh/ Xd

NG10.1160.1045045050.010450450.005225230.0052252250.05

NG20.17650.2353333330.023533330.011766670.0117666670.05

NG30.26930.0694072160.006940720.003470360.0034703610.05

NG40.220.1189189190.011891890.005945950.0059459460.05

NG50.160.2622950820.026229510.013114750.0131147540.05

Rezultatele n cazul scurcircuitului FN, 2F, 2FN, 3F pentru regimul de durat

Regim supratranzitoriu

NODTipul scurcircuituluiValoare curent [p.u.]Valoare curent [A]U AU BU C

FN00.00201.820591.82059

NC4-11kV2F6.27836245.20.988390.49420.4942

2FN00.0011.117360.800850.80085

3F6.8439490.5000

FN19.195036.1701.15671.09716

NC7-220kV2F24.2796371.680.845290.422640.42264

2FN12.6413317.491.0538600

3F24.726487.4000

FN41.41710869.100.845840.78437

NG4-220kV2F33.0388669.080.722540.361270.36127

2FN33.2338721.460.6810300

3F24.727768.6000

FN8.081444.66801.50571.39515

NC6-400kV2F5.589806.6751.060820.530410.53041

2FN1.978285.5231.4314600

3F6.353916.923000

Scurtcircuitul (defectul) monofazat afecteaz o singur faz, arcul eventual care nsoete defectul datorndu-se unei conturnri sau strpungeri a izolaiei. Curentul de scurtcircuit monofazat se nchide prin pmnt, legturile punctelor neutru ale transformatoarelor i autotransformatoarelor i faza cu defect.Datorit ionizrii puternice a traseului arcului scurtcircuitului FN, defectul se poate extinde uor transformndu-se n scurtcircuit bifazat la pmnt (2FN) mai frecvent dect scurtcircuitul bifazat (2F). Cele mai rare scurtcircuite sunt cele trifazate (3F) sau trifazate la pmnt (3FN).Scurtcircuitele nesimetrice - FN, 2FN i 2F - nu au toate tensiunile fazelor nule la locul defectului i de aceea calculul necesit utilizarea metodei generatorului ideal echivalent de tensiune.Scurtcircuitele 2FN i 2F se vor trata simplificat, considernd rezistena arcului nul.In cazul regimului de durata cea mai mare valoare a curentului de scurcircuit o intalnim la NG4 (220kV) la scurcircuit FN, 6978.04 A iar cea mai mica NC6 (400kV) 361.729 in cazul scurtcircuitului 2FN. Si in cazul regimului supratranzitoriu tot la aceleasi noduri avem limitele de scortcircuit a curentilor tot in la acelasi model de scurtcircuit.

Etapa 6 Analiza stabilitii dinamice a sistemului electroenergetic propriu, laun scurtcircuit 3F ce se produce pe linia de interconexiune dintre zone

Cerine:

a. Se vor introduce modelele regulatoarelor GS care sunt n funciune n sistem.b. Se determina prin simulare comportarea tuturor GS n funciune pentru o durat de 0.12 s a scurtcircuitului.c. Se va determina durata maxim a scurtcircuitului 3F de pe linia de interconexiunepentru care sistemul analizat este nc stabil.

Aplicatie:

S-au pregatit nodurile generatoare pentru studiu NG3 (Sistemul de echilibrare), NG2-G1 (Generator Termo) si NG5-G1 (Generator Hidro) de unde pentru diferite perioade de timp la un timp critic (durata defectului) de 1.12 s-au obtinut diferite grafice pentru: Viteza unghiulara (Speed), Unghiul intern (Rotor Angle) si tensiunea electromotoare din intrefierul generatorului (Field-Voltage).

Rezultate pentru timpul de esantionare: 0-10s la o durata a defectului de 1.12s

Rezultate pentru timpul de esantionare: 0-100s la o durata a defectului de 1.12s

Rezultate pentru timpul de esantionare: 0-200s la o durata a defectului de 1.12s

Conditii de stabilitate: Daca se stabilizeaza sub 50Hz atunci generatoarele reprezinta un deficit de putere produsa. Daca se stabilizeaza peste 50Hz generatoarele pierd consum avand o supragenerare de putereViteza unghiulara in intervalul 0-10s ne urca pana la 51.8Hz dupa care coboara pana la 48.6, pe durata timpului de esantionare avand o oscilatie care se aplatizeaza in jurul valori de 100sUnghiul intern se stabilizeaza intr-un timp foarte scurt, daca intervalul de esantionare este de 0-10s, defectul incepe la 1sacesta va reveni la valoarea initial ape la 5-6S.Tensiunea electromotoare din intrefierul generatorului la inceputul defectului avand oscilatii foarte mari ale tensiuni dar reusind sa se stabilizeze intr-un interval foarte scut, la fel ca si in cazul unghiului intern.In continuare vom analiza timpul critic la care generatoarele noastre ies din stabilitate in functie de durata defectului, la un timp de esantionare intre 0- 50s.Timpul critic la care va fi studiat va fi: 1.15s, 1.18s 1.21s iar la 1.22 generatoarele nu mai sunt stabile.

Durata defectului 1.15s.

Durata defectului 1.15s.

Durata defectului 1.21s. dupa acest timp isi pierde stabilitatea

25%

75%