На головну

Динамічна стійкість найпростішої електроенергетичної системи

  1.  B.5. Нутрощі операційної системи
  2.  CAD / CAM системи високого рівня
  3.  CAD / CAM системи нижнього рівня
  4.  CAD / CAM системи середнього рівня
  5.  DSS - системи підтримки прийняття рішень - СППР
  6.  II.2 Аналіз системи цілей АТЦ
  7.  III. МЕТОДИ РІШЕННЯ СТАНУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ СИСТЕМИ

У п. 1.4 ми вже розглядали на якісному рівні процеси прискорення і гальмування ротора в залежності від знака небалансу потужностей на валу генератора і його положення в даний момент часу. Розглянемо ці процеси при великому обуренні в найпростішої ЕЕС, вводячи поняття енергії прискорення и енергії гальмування ротора генератора.

Нехай лінія електропередачі на рис. 1.8 включає два паралельні ланцюги, і одна ланцюг аварійно відключається з якої-небудь причини (наприклад, в результаті помилкового спрацьовування релейного захисту). Загальний опір зв'язку  збільшиться, тим самим максимум кутовий характеристики потужності в післяаварійний режимі виявиться нижче, ніж в доаварійному. Доаварійних (I) і Післяаварійний (II) кутові характеристики потужності показані на рис. 1.13,а.

Будемо виходити з рівняння руху ротора генератора у вигляді (1.3). В результаті раптового відключення одного ланцюга Дволанцюговий лінії внаслідок інерції ротора в перший момент часу після обурення ми потрапляємо з точки 0 кутовий характеристики потужності в точку 2. У цьому положенні потужність турбіни більше видається генератором електромагнітної потужності, тобто прискорення в рівнянні (1.3) має знак плюс і діє на збільшення кута генератора, в результаті кут ротора збільшується від значення  до значення .

В результаті такого руху від точки 2 до точки 1 ротор набирає за рахунок інерційності маси ротора енергію прискорення, Яка визначається інтегралом

 (1.19)

  Мал. 1.13. До ілюстрації поведінки ротора генератора при розгляді динамічної стійкості ЕЕС
a
в
0
d
б
s
d
d
I
 II
Р
 Енергія прискорення відповідно до (1.19) дорівнює заштрихованої площі зліва на рис. 1.13, а; вона отримала назву майданчики прискорення.

Аторм
 В силу інерційності ротор "проскакує" положення рівноваги 1 і рухається в бік збільшення кута ротора від значення  до значення  . У цьому діапазоні кутів електро-магнітна потужність генератора більше потужності турбіни, небаланс потужностей негативний і, отже, прискорення ротора негативно, внаслідок чого рух ротора гальмується і набирає енергію гальмування, яка визначається інтегралом

 (1.20)

 Енергія гальмування ротора відповідно до (1.20) дорівнює правій заштрихованої площі на рис. 1.13,а; вона отримала назву майданчики гальмування.

 Якщо немає втрат енергії, то

 (1.21)

t
 Оскільки реально втрати енергії існують внаслідок тертя, омических втрат і розсіювання енергії в Демп-Ферна контурах, а також в результаті демпфуючого дії автоматичного регулятора збудження (буде розглянуто докладно далі), коливання ротора поступово згасають, що показано на так званій фазової площині, координатами якої є змінні, які визначаються диференціальнимирівняннями (в даному випадку це d и s - См. (1.5), (1.6)) (рис. 1.13,б), А також траєкторією зміни кута ротора в часі (рис. 1.13,в). В цьому випадку динамічна стійкість найпростішої ЕЕС зберігається.

Розглянемо кілька характерних випадків. Перший з них представлений на рис. 1.14,а. Тут характерно те, що ротор, компенсуючи енергію прискоренням

 
а
Р
РТ
АуСК
Аторм
dперед
d
dперед
d
б
Р
АуСК
Аможл.торм


Мал. 1.14. До визначення енергії можливого гальмування ротора

ня енергією гальмування, "прийшов" до значення кута  , де  значення кута, відповідне максимуму кутовий характеристики потужності. З цього випливає, що ротор може набирати енергію гальмування до того значення кута  , До якого електромагнітна потужність генератора залишається вище потужності турбіни. Цю потенційно можливу енергію гальмування називають енергією можливого гальмування (Рис. 1.14,б), Який на малюнку відповідає майданчик можливого гальмування.

Очевидно, що для того, щоб динамічна стійкість найпростішої ЕЕС не порушувалася, необхідно, щоб виконувалася умова

 (1.22)

яке отримало назву критерію площ, А сам метод такого визначення динамічної стійкості найпростішої ЕЕС, заснований на перевірці критерію (1.22), називають методом площ.

Розглянемо випадок порушення динамічної стійкості найпростішої ЕЕС при тому ж обурення, коли критерій площ (1.22) не виконується. Цей випадок при тому ж обурення у вигляді аварійного відключення одного ланцюга Дволанцюговий ЛЕП показаний на рис. 1.15.

Ускладнимо ситуацію і розглянемо наступну послідовність подій: однофазне к.з. на одній з ланцюгів Дволанцюговий ЛЕП на відправною її кінці поблизу генератора найпростішої ЕЕС; відключення однофазного к.з. захистом; автоматичне повторне включення (АПВ) відключеному колі ЛЕП з деякою витримкою за часом, необхідної для самопога-сания дуги короткого замикання. Пояснимо цей випадок, використовуючи рис. 1.16.

Р
 
б
s
d
в
d
а
Аможл.торм
АуСК
 Як видно, на рис. 1.16 є три кутові характеристики потужності: 1-я відповідає доаварійних режиму зі значенням кута ротора  в стійкому положенні рівноваги; 2-я відповідає аварійному режиму, в якому в точці к.з. в схемі найпростішої ЕЕС підключається шунт однофазного короткого замикаючи-ня, який вираховується за відомим параметрам схем зворотної та нульової послідовностей; 3-тя відповідає післяаварійного режиму при відключеною одного ланцюга Дволанцюговий ЛЕП.

t
 Мал. 1.15. Випадок порушення стійкості найпростішої ЕЕС
 З рис. 1.16 видно, що за час від виникнення к.з. до його відключення захистом ротор прискорюється за рахунок надлишкової потужності турбіни і кут ротора збільшується від значення  до значення  . При цьому ротор набирає енергію прискорення АУСК..

Після відключення одного ланцюга ЛЕП, на якій відбулося к.з., ми переходимо на послеаварийную характеристику 3. З рис. 1.16 видно, що майданчики можливого гальмування при цьому недостатньо для того, щоб забезпечити стійкість системи.

В результаті АПВ аварійно відключеному колі ЛЕП ми повертаємося на кутову характеристику потужності 1, відповідну доаварійних режиму. Система набуває додаткову енергію можливого гальмування. З рис. 1.16 видно, що в цьому випадку майданчики можливого гальмування досить для забезпечення стійкості системи, оскільки виконується критерій динамічної стійкості (1.22).

d0 dоткл.к.з. dАПВ
 Мал. 1.16. Ілюстрація ефективності АПВ лінії для забезпечення стійкості ЕЕС
 Можлива ситуація з неус-пешню АПВ, коли протягом паузи АПВ (витримки часу між відключенням ланцюга ЛЕП з к.з. і її включенням з
 допомогою АПВ) недостатньо для самопогасанія дуги к.з. або сталося непереборні перекриття фази ЛЕП (наприклад, в результаті збільшення стріли провисання проводу фази ЛЕП в результаті збільшення струму внаслідок зростання переданої потужності і закорочування на рослинність, яка виросла під ЛЕП). Тоді після АПВ ми повертаємося в режим короткого замикання, тобто на кутову характеристику потужності 2 і ротор продовжує прискорюватися аж до порушення стійкості системи (див. АУСК. при неуспішному АПВ на рис 1.16).

Повернемося до початкового обурення в найпростішої ЕЕС у вигляді аварійного відключення одного ланцюга Дволанцюговий ЛЕП і розглянемо можливості забезпечення стійкості системи за рахунок управління генерацією. Перша ситуація в цьому плані показана на рис. 1.17. Припустимо, що електрон

 
Р
РТ
d
РТ
 
Р
d
РТАРС
РТ= const


Мал. 1.17. До ілюстрації ефективності Рис. 1.18. До ілюстрації еффектівнос-

ності аварійного відключення генерації ти автоматичного регулювання ско-

ратора для забезпечення устойчівос- рости (АРС) генератора для забезпечення

ти ЕЕС стійкості ЕЕС

електростанція в найпростішої ЕЕС має два однакових генератора і однаково завантажених. Є автоматика аварійного відключення генераторів (АОГ), яка після деякої витримки часу відключає один генератор з двох. При цьому система переходить зі стану, коли  (Відповідає двом включеним генераторів), в стан, в якому  (Відповідає одному включеному генератору). Система при цьому отримує додатковий майданчик можливого гальмування для забезпечення її стійкості, що показано на рис. 1.17.

В ту ж сторону діє автоматичне регулювання швидкості генератора (АРС), як це показано на ріс.1.18.

На рис. 1.19 показана принципова схема регулятора швидкості гідрогенератора. Тут 1 - напірний резервуар (водосховище), 2 - трубопровід, 3 - турбіна, 4 - генератор, 5 - передача швидкості від вала турбіни до маятнику регулятора, 6 - вал маятника, 7 - муфта регулятора, 8 - пружина муфти, 9 - двигун для зсуву муфти (задає вплив), 10 - серводвигун, 11 - золотник, 12 - засувка, 13 - автоматичний регулятор частоти, А - поршень серводвігателя, В - поршень золотника, m - Зміщення поршня серводвігателя, r - Зміщення поршня золотника, h - Зміщення муфти регулятора.

?
?
?
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A
B
h
m
Df


Мал. 1.19. Принципова схема регулятора швидкості гідрогенератора

Дія регулятора швидкості гідрогенератора відбувається наступним чином. При номінальній швидкості обертання ротора турбогенератора це обертання передається через передавальний механізм 5 валу відцентрового маятника (так званий маятник Уатта) 6, муфта якого 7 через серводвигун 10 утримує засувку направляючого апарату 12 в певному положенні, достатньому для пропуску води до турбіни при номінальній її швидкості обертання .

Нехай в результаті аварійного відключення одного ланцюга Дволанцюговий ЛЕП (див. Рис. 1.18) виникає надлишок потужності на валу генератора (РТ>Р, См. Рівняння (1.3)), в результаті якого ротор починає прискорюватися, а його кутова швидкість - збільшуватися. Збільшилася кутова швидкість ротора через механізм 5 передається на вал відцентрового маятника 6, в результаті збільшення його кутової швидкості кулі відцентрового маятника піднімаються, піднімаючи муфту 7, поршень серводвігателя 10 зміщується вгору і через важіль прикриває засувку направляючого апарату 12, знижуючи доступ енергоносія (в даному випадку води) до турбіни. Потужність турбіни знижується (див. Рис. 1.18).

Аналогічним чином, тільки в іншому напрямку, працює АРС при дефіциті активної потужності на валу генератора (РТ<Р).

При тривалому зміні кутової швидкості обертання ротора і, відповідно, частоти в електричній мережі відхилення частоти Df через автоматичний регулятор частоти 13 за допомогою двигуна для зміщення муфти 9 змінює її положення таким чином, щоб за допомогою зміщення засувки 12 домогтися зниження небалансу потужності на валу генератора, який викликав відхилення частоти.

Якщо дія АРС дозволяє досить швидко знизити потужність турбіни, ми отримаємо замість  , Що показано на малюнку, в результаті чого зменшується майданчик прискорення і виходить додаткова площадка можливого гальмування (див. Рис. 1.18).

 Мал. 1.20. До ілюстрації ефективності дії автоматичного регулювання збудження (АРВ) генератора для забезпечення стійкості ЕЕС
 
d
РТ= const
Р
 Останній з розглянутих випадків ілюструє ефективність автоматичного регулювання збудження (АРВ) генератора з метою збільшення майданчики можливого гальмування і, відповідно, забезпечення динамічної стійкості найпростішої ЕЕС (див. Рис. 1.20).

Структурна схема системи збудження синхронної машини показана на рис. 1.21 і складається, як правило, з збудника, підзбудника і АРВ. Різні пропорційні системи збудження (керуючий сигнал на систему збудження підзбудника пропорційний відхилень напруги  і струму статора  ) В основному поділяються за конструктивним виконанням (електромашинні і випрямні) і за видом збудника (з самозбудженням або незалежним збудженням). Застосовуються системи збудження, в яких підзбудника служить машина змінного струму, що живить обмотку збудження через випрямлячі. На великих гідро- і турбогенераторах використовуються АРВ сильної дії (СД), в яких вхідними сигналами служать не тільки відхилення напруги і струму статора, а й похідні (перша і друга) цих величин, а також частота і похідна частоти. Поєднання різних похідних залежить від конструктивного виконання АРВ СД. Використання похідних параметрів режиму дозволяє надати АРВ СД властивості демпфірування електромеханічних коливань.

Розглянемо дію АРВ на простому прикладі, використовуючи рис. 1.20.

 Зворотній зв'язок
 підзбудника
 збудник
 вимірювальний
 підсилювальний
 перетворювальний
 елементи регулятора
 Регулятор - АРВ
 Генератор - об'ектрегулірованія
 виконавчий елемент


Мал. 1.21. Система збудження синхронного генератора

Після аварійного відключення однієї Дволанцюговий ЛЕП видно, що
 за умови Е= Const (кутова характеристика 1 на рис. 1.20) площадки можливого гальмування недостатньо для забезпечення стійкості ЕЕС. У той же час, що залишився в роботі лінія додатково навантажується, падіння напруги на всьому сумарному реактивному опорі  збільшується і внаслідок цього напруги на шинах генератора зменшується в порівнянні з його значенням в доаварійному режимі. АРВ по сигналу
 зниження напруги на шинах генератора починає через підзбудника і збудник збільшувати е.р.с. генератора Е і ми переходимо при куті  на кутову характеристику потужності 2 з більш високим максимумом. АРВ продовжує діяти на збільшення струму збудження, відповідно, збільшується е.р.с. генератора Е і ми при куті  переходимо на ще більш високу кутову характеристику потужності 3.

Насправді цей процес збільшення струму збудження і ЕРС генератора безперервний і відбувається «нарощування» кутовий характеристики потужності по потовщеною кривою, показаної на рис. 1.20. В результаті отримуємо майданчик можливого гальмування, достатню для забезпечення стійкості найпростішої ЕЕС.

 



 Статична стійкість найпростішої електроенергетичної системи |  системі

 електроенергетичних систем |  Ідеалізована синхронна машина |  Діаграма і рівняння руху ротора генератора |  Стійкість асинхронної навантаження |  системах |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати