вход Вход Регистрация



В энергосистемах генераторы электростанций объединены на параллельную работу сетями разного напряжения. При синхронной работе генераторов вращательные моменты их турбин уравновешиваются соответствующими электромагнитными (тормозными) моментами генераторов.

В эксплуатации должна быть обеспеченная стойкая параллельная работа синхронных машин и частей энергосистемы. Стойкость электрической системы – это ее способность возобновлять начальный устойчивый режим или режим, близкий к начальному, при разного рода возмущениях. Стойкая параллельная работа генераторов в энергосистеме при эксплуатации во время возмущений, которые случаются (сброс и наброска нагрузки по разным причинам, короткие замыкания, неповнофазные режимы и т.п.) обеспечиваются за счет ряда мер, таких как правильный выбор параметров нормального режима с учетом характеристик генераторов, оснащение генераторов быстродействующими эффективными устройствами автоматического регулирования возбуждения (АРЗ), установка быстродействующих устройств релейной защиты и системы автоматики, увеличение быстродействия коммутационной аппаратуры, применение специальных пристроил для увеличения стойкости (например, устройства динамического торможения), быстродействующее регулирование вращательного момента турбин. Детальное изучение этих мер составляет предмет отдельного лекционного кадра за другой специальностью. Различают статическую, синхронную динамическую и результирующую стойкости работы генераторов.

Статическая стойкость генераторов, или стойкость к малым возмущениям, обеспечивается, если при возмущениях факторы, которые приводят к возбуждению режима, меняются менее интенсивно, чем противодействующие им факторы, которые стараются сохранить предыдущий режим.

Рассмотрим схему, которая изображена на рис. 1.4.

 

Рис. 1.4. Работа синхронного генератора на систему неизменного напряжения.

 

На схеме неявнополюсный синхронный генератор Г без АРЗ связан через трансформатор Т и линию электропередачи Л с системой неизменного напряжения (неконченой мощности) Uc.

Угловая характеристика Р(δ) такого генератора изображенная на рис. 1.5.

 

Рис. 1.5. Угловые характеристики синхронного генератора

 

Из-за того, что активная мощность и момент связаны через угловую скорость обращения

,

это при ω = const характеристика Р(δ) в то же время в соответствующем масштабе является характеристикой М(δ). При устойчивом режиме работы генератора выполняются очевидные условия:

и ,

где Рт и Мт – соответственно активная мощность и момент первичного двигателя ( турбины).

Этим условиям в принципе удовлетворяют режимы на возрастающей и ниспадающей ветках угловой характеристики ( точки а и с). Однако стойкими могут быть режимы только на возрастающей ветке, так как здесь малые возмущения в того или другой бок не приводят к возбуждению стойкости.

Синхронизирующая способность генератора характеризуется синхронизирующей мощностью и соответственно синхронизирующим моментом:

и

Синхронизирующие мощность и момент имеют самое большое значение при кованые δ=0 и меньше всего значение (равняются нулю) при кованые δ=90˚. Статическая стойкость может быть обеспечена при соблюдении условий:

В неявнополюсного синхронного генератора без АРЗ граница статической стойкости равняется 90˚.

При наличия на генераторах АРЗ пропорционального действия и особенно АРЗ сильного действия (регулирование по отклонением параметру и его производным), которые обеспечивают Uг=const, угловая характеристика деформируется. При этом максимум угловой характеристики возрастает и сдвигает в область углов, больших чем 90˚ - в так называемую зону искусственной стойкости, повышая статическую стойкость генераторов (рис. 1.5).

Синхронизирующая динамическая стойкость генераторов, или способность генераторов вернуться к устойчивому режиму, близкому к начальному, после больших возмущений обеспечивается, если действие факторов, которые стараются сохранить синхронную работу генератора с сетью после снятия возмущения, более сильная за действие факторов, которые имели место во время возмущения.

Так, движение ротора машины описывается уравнением:

где J – момент инерции масс, которая оборачивается;

ω – угловая скорость обращения ротора;

Tj – постоянная инерции агрегата турбина-генератор;

Mт – момент турбины;

Мел – электромагнитный момент генератора;

∆М – избыточный момент;

s – скольжение ротора относительно поля статора, который синхронно оборачивается, которое равняется

nc – синхронная частота обращения;

n – частота обращения ротора.

При синхронной работе машины ∆М=0. Появление по любой причине положительного или отрицательного избыточного момента приводит к соответственно ускорению или торможению ротора машины, появление скольжения ротора и изменение угла δ. Анализ динамической стойкости генераторов удобно выполнять, пользуясь так называемым правилом площадей. При качаниях ротора во время перехода от одного стойкого состояния к другому, что стали причиной возмущения в системе, должна выполняться условие:

,

где Wприск – энергия, израсходованная на ускорение ротора;

Wгальм – энергия, израсходованная на торможение ротора.

Так как при изменению угла δ от значения δ1 к значению δ2 энергия ротора меняется на величину

,

это при качаниях ротора должная также выполняться условие

,

иначе говоря на угловых характеристиках площади ускорения должны быть равными площадям торможения.

Применение правила плоскостей рассмотрим на конкретном упрощенном примере. Пусть имеем схему, в которой энергетический блок (или электростанция) работает через две линии электропередачи на систему неизменного напряжения (рис. 1.6.а)

Рис. 1.6. Применение правила плоскостей при анализе динамической стойкости синхронных генераторов.

Генератор неявнополюсный и не имеет АРЗ. Предположим, что за некоторой причины внезапно выключается невредимая линия Л1 (внезапное выключение одного из выключателей В1 или В2; ошибочное срабатывание защиты линии и т.п.). Так как момент турбины при этом остается неизменным, а угловая характеристика генератора меняется благодаря росту внешнего сопротивления, то режим работы генератора изменится и будет характеризоваться точкой 2 на рис.1.6.б. Под действием избыточного момента при неизменному во время возмущения кутьи δ01 ротор начнет ускоряться, пройдет точку устойчивого равновесия 3, а дальше под действием тормозного момента , который появился, начнет тормозиться и при кованую δmax снова вернется к синхронной частоте обращения. При этом кинетическая энергия, которая была ротором в процессе ускорения, полностью перейдет в потенциальную энергию, которая зависит от положения ротора в генераторе. Очевидно, что в этих условиях, если презреть затратами в цикле, площадь ускорения 1-2-3-1 должна равняться площади торможения 3-4-5-3. Под действием избыточного момента при кованые δmax ротор, продолжая тормозиться, начнет уменьшать свой угол δ, пройдет точку 3 устойчивого равновесия и достигнет угла δ01 . В дальнейшем ротор, как маятник, будет делать затухающие ( вследствие наличия потерь в цикле) колебание возле точки 3 новое стойкого состояния и в конце концов перейдет на стойкий режим с углом δ02 . Синхронная динамическая стойкость в рассмотренном случае может быть обеспечена, если . В предельном стойком цикле ротор может достичь угла δгран, которому отвечает точка 6.

Предположим теперь, что появилось трехфазное короткое замыкание (к.з.) в точке К1 в начале линии Л2, что привело к отключению этой линии (рис. 1.6.а).

В период к.з. , потому что напряжение на сборных шинах падает к нулю, точка 2 на рис 1.7. После отключения к.з. меняется величина внешнего сопротивления. При этом генератор будет иметь угловую характеристику (рис. 1.7). Если предельная площадь торможения 4-5-8-4 будет большая или равняться площади ускорения 1-2-3-4-1, то после возмущения появится новый стойкий режим с углом δ03. При этом в режиме колебание минимальное значение угла δ может быть меньшим чем δ01.

В случае трехфазного к.з. в средней части линии Л2 (точка К2) и ее следующему отключению отвечают характеристики, показанные на рис. 1.8. По всей видимости, условия для сохранности стойкости в этом случае более благоприятные, чем в предыдущем.

Результирующая стойкость генераторов обеспечивается, если в процессе асинхронной работы после выхода из любой причины генератора из синхронизма образовываются условия для ресинхронизации последнего с сетью. Эти условия могут появиться за счет уменьшения момента турбины под действием регулятора скорости, изменения величины асинхронного момента с изменением скольжения, а также за счет изменения величины знакопеременного синхронного момента под действием АРЗ. Опыт эксплуатации энергосистем подтвердил возможность сохранения в ряде случаев результирующей стойкости генераторов (особенно турбогенераторов, которые имеют значительный асинхронный момент и жесткую асинхронную характеристику) при наличия эффективных регуляторов скорости и пристроил АРЗ.


 

Рис. 1.7 Применение правила площадей при анализа динамической стойкости синхронных генераторов.

Рис. 1.8. Применение правила площадей при анализа динамической стойкости синхронных генераторов.

Случайная статья

3.2 Порядок маркирования средств автоматизации

Средствам автоматизации, изображенным на функциональной схеме, присваивается индекс (номер позиции), который хранится во всех материалах проекта. Индекс присваивается каждому комплекта аппаратуры....
© 2017
  • Сайт "Литературка"
  • мы собираем различную техническую, образовательную, научную литратуру