Методичнi вказiвки

для студентів напряму 6.0906 " Електротехніка" усіх форм навчання

Затверджено

на засіданні кафедри

електричних систем і мереж

Протокол № 7

від 4 лютого 2009 р.

Львів - 2009

Дослідження процесу ресинхронізації збудженого синхронного генератора: Методичні вказівки для самостійної підготовки та інструкція до лабораторної роботи з дисципліни “Електромеханічні перехідні процеси” для студентів напряму 6.0906 “Електротехніка” усіх форм навчання / Укл. Варецький Ю.О., Коновал В.С., Сторчун О.Л. - Львів: Видавництво Національного університету “Львівська Політехніка”, 2000. – 15 с.

Мета роботи

Вивчення основних теоретичних положень та отримання практичних навиків дослідження результуючої стійкості електроенергетичної системи та процесів ресинхронізації збудженого синхронного генератора.

1. Основні відомості

Здатність електроенергетичної системи відновлювати синхронну роботу після короткотривалого асинхронного режиму називають результуючою стійкістю [1].

Причини виникнення асинхронного режиму генератора чи частини системи (групи генераторів) можуть бути різними: непередбачена втрата збудження генератора, порушення динамічної стійкості після великого збурення або порушення статичної стійкості сильно перевантаженої системи після малого збурення. У першому випадку, після втрати збудження синхронний генератор починає працювати як асинхронний, у другому й третьому - після порушення синхронного режиму генератор поряд з синхронною потужністю генерує також асинхронну потужність.

Для більшості синхронних машин асинхронний режим не становить небезпеки. Турбогенератори в асинхронному режимі можуть розвивати співмірну з номінальною потужність. З ковзаннями у кілька відсотків, які супроводжують асинхронний режим, струми, як правило, не становлять небезпеки для турбогенераторів.

Недопустимість асинхронного режиму може бути пов’язана з небезпекою порушення стійкості іншої частини системи, у якій потужний генератор або група генераторів працює несинхронно. У цьому режимі генератори, як правило, споживають від системи значну реактивну потужність, що може призводити до зниження напруги у всій системі, створюючи небезпеку порушення стійкості інших генераторів і двигунів. Однак, правильним вибором джерел реактивної потужності й регулювальних пристроїв можна забезпечити такі умови, коли небезпека такої аварії буде малоймовірною.

Відновлювати нормальну роботу системи можна не відмикаючи від мережі генератор, що “випав із синхронізму”. У цьому випадку, допускаючи в системі асинхронний режим певної тривалості, “змушують” цей генератор знову ввійти в синхронізм. Тоді система зберігає результуючу стійкість, оскільки в підсумку відновлюється нормальний синхронний режим й не відбувається порушення енергопостачання споживачів. Асинхронний режим не є нормальним для електроенергетичної системи, тому допустимість його існування повинна піддаватися попереднім оцінкам. Усі інженерні дослідження асинхронного режиму спрямовані на з’ясування його допустимості, тривалості та способів відновлення синхронної роботи генераторів системи, які називають ресинхронізацією. В деяких випадках не потрібні спеціальні розрахунки; тут можуть бути використані результати здійснених у системі експериментів та отримані в процесі експлуатації характеристики короткотривалих асинхронних режимів у подібних умовах. В окремих випадках для простих схем електропередач для виявлення умов ресинхронізації достатнім є застосування практичних критеріїв з застосуванням нескладних розрахунків. Наприклад, це стосується схеми “генератор - шини системи безмежної потужності”, де можливість ресинхронізації можна оцінювати за характеристикою зміни частоти обертання генератора в усталеному асинхронному режимі.

Ресинхронізація можлива, як правило, тільки після втручання персоналу, який повинен встановити причини виникнення асинхронного режиму. Входження в синхронізм після порушення динамічної стійкості, наприклад, після вимкнення короткого замикання та успішного автоматичного повторного ввімкнення (АПВ) повітряних ліній електропередачі, може відбуватись і без втручання персоналу, автоматично - під дією регуляторів швидкості турбін чи спеціальних автоматичних ресинхронізаторів.

2. Спрощена фізична картина процесу

Розглянемо на прикладі найпростішої електропередачі (рис. 1) процес виникнення асинхронного режиму синхронного генератора. У процесі встановлення асинхронного режиму розрізняють три стадії: режим синхронних коливань, перехід від синхронного до асинхронного режиму, усталений асинхронний режим.

Рис. 1. Принципова схема електропередачі

Покладемо, що в цій схемі відбулося непередбачене вимкнення лінії електропередачі W1. У цьому випадку різко зменшиться електромагнітна потужність генератора P _ел, яка в синхронному режимі є синхронною потужністю P _сн. Тоді, при незмінній потужності турбіни P _т порушиться баланс моментів на валу турбіна-генератор, який існував у попередньому режимі в точці 1 (рис. 2).

Рис. 2. Процес випадання з синхронізму та встановлення асинхронного режиму

У перший після вимкнення лінії момент часу положення вала не зміниться і синхронна потужність буде характеризуватися точкою 2. Оскільки потужність турбіни P _т у цих умовах є більшою від синхронної потужності генератора, то під дією надлишкового моменту Δ Р = P _т - P _сн2(0) починає наростати швидкість обертання вала, що характеризується ковзанням ротора s відносно поля статора генератора. Це викликає збільшення кута d між поперечною віссю ротора синхронного генератора та вектором напруги на шинах приймальної системи. Після АПВ лінії W1, яке відбулося у момент, який відображається на характеристиці потужності кутом d_в, значення синхронної потужності генератора різко зростає від точки 3 (на характеристиці потужності P _сн2) до точки 5 (на характеристиці потужності P _сн1). Таким чином, в результаті повторного ввімкнення лінії відновилася нормальна схема електропередачі, проте отримане валом агрегата турбіна-генератор збурення виявилося настільки великим, що генератор втратив синхронізм.

В межах розглянутих змін значення ковзання є невеликим і дозволяє знехтувати асинхронною потужністю, тому аналіз тут можна здійснити методом площ. У перехідному процесі площа гальмування 4 - 5 - 6 - 4 є меншою від площі прискорення 1 - 2 - 3 - 4 - 1. Це означає, що, незважаючи на сповільнення руху під дією сил гальмування в межах кутів d_в…d_гр, вал турбіна-генератор буде мати надлишкову кінетичну енергію і в момент досягнення кута d_гр. Це спричинить подальше прискорення вала, оскільки зростання кута у цій зоні супроводжується зростанням надлишкового прискорювального момента. Зростання ковзання обумовлює збільшення асинхронного момента, який починає впливати на енергетичну картину процесу. На початку переходу до асинхронного режиму асинхронна потужність синхронного генератора є пропорційною до ковзання й у відносних одиницях можна прийняти, що Р _ас = М _ас = φ (s). З ростом відносної швидкості (збільшенням ковзання) потужність турбіни Р _т зменшується під дією регулятора швидкості турбіни, а синхронна потужність набуває пульсуючого характеру:

.

Очевидно, що за кожний повний оберт ротора генератора на кут d = 2p відносно поля статора середнє значення синхронної потужності (синхронного момента) дорівнює нулю, тому середнє ковзання зростатиме, поки середнє значення асинхронної потужності P _ac не зрівноважиться потужністю турбіни Р _т . Тоді встановиться усталений асинхронний режим синхронного генератора з деяким значенням середнього ковзання s _ср. Приблизно це значення можна знайти за допомогою графічних залежностей відповідних моментів (потужностей) від ковзання, як це показано на рис. 3а. Відображаючи залежності момента турбіни М _т = φ ₁(s), який певний коефіцієнт нерівномірності регулятора швидкості обертання турбіни, та асинхронного момента М _ас = φ ₂(s) у координатах вказаних величин, знаходять середнє ковзання s _ср.

Усталений асинхронний режим при відсутності пульсацій буде характеризуватися ковзанням s _ср і відповідним асинхронним моментом М _{ас ∞} . Однак, якщо синхронний генератор в асинхронному режимі не втратив збудження, то крім взаємно зрівноважених асинхронного момента й момента турбіни до вала агрегата буде прикладений також пульсуючий синхронний момент, як це показано на рис. 3б, спричинюючи пульсації ковзання в межах від s _mах до s _міn. Пульсації ковзання будуть тим більшими, чим більшою буде амплітуда синхронного момента. Ця обставина є суттєвою у визначенні умов ресинхронізації. Іншими словами, збільшуючи струм збудження генератора можна спричинити таку амплітуду пульсацій ковзання, коли миттєва швидкість ротора генератора у певні моменти часу буде дорівнювати синхронній. Якщо у ці моменти часу надлишковий момент на валу буде гальмівним, то можна очікувати “втягування у синхронізм” генератора.

Рис. 3. Моменти та ковзання генератора в усталеному асинхронному режимі

3. Умови ресинхронізації

Розглянемо умови відновлення синхронної роботи генераторів, що перебувають в асинхронному режимі. Відносний рух ротора генератора в асинхронному режимі можна описати наступним рівнянням:

.

(1)

Після простих перетворень лівої частини отримаємо:

.

(2)

Для усталеного асинхронного режиму момент турбіни й асинхронний момент можна подати як функції кута δ, тобто М _т = f ₁(δ); М _ас = f ₂(δ). Тоді, з рівняння (2) можемо отримати значення енергії, пов’язаної з коливаннями ротора в асинхронному режимі:

. .

(3)

З цього виразу отримаємо значення ковзання для будь-якого момента часу:

.

(4)

Якщо в усталеному асинхронному режимі у процесі пульсацій миттєве значення ковзання буде проходити через нуль (s = 0), то з’являється можливість ресинхронізації генератора. Згідно з формулою (4) це відповідає умові:

.

(5)

Значення s _max, визначені за співвідношенням (5), не дозволяють одержати кількісні результати для встановлення надійних умов ресинхронізації з двох причин:

1) вираз (5) вказує тільки на можливість ресинхронізації, тобто визначає необхідні, але зовсім не достатні умови ресинхронізації;

2) залежність Σ М = f (δ), що входить в (5), заздалегідь не відома і щоб отримати кількісний результат потрібно взяти певні припущення про її характер.

Приймемо, що зміна сумарного момента носить синусоїдний характер Σ М = М _т sin δ. Тоді, інтегруючи праву частину виразу (5) в межах зміни кута δ від 0 до 2π, отримаємо значення максимального ковзання:

,

(6)

для якого амплітуда коливань ковзання s_а дорівнює значенню середнього ковзання в асинхронному режимі s _ср:

.

(7)

В загальному випадку, коли маємо інший характер зміни сумарного момента як функції кута δ, можемо скористатися співвідношенням:

,

(8)

де k може змінюватися від 1 до . Якщо подати T_J у секундах, а М _т - у відносних одиницях, то можна отримати наступний вираз, який часто використовують для наближеної оцінки середнього значення ковзання в асинхронному режимі:

.

(9)

Для отримання величин (6) та (7) було зроблено й інші допущення. Суттєво, що усталений асинхронний режим і умови синхронізації визначалися за статичною характеристикою момента первинного двигуна. Насправді, цей режим наступає не відразу; процес його встановлення визначає динамічна характеристика турбіни, яка відрізняється від статичної тим більше, чим більшим є прискорення генератора, інерція регулятора швидкості та серводвигуна напрямного апарата.

В реальних електроенергетичних системах процеси ресинхронізації протікають набагато складніше і, як показує досвід, не існує досконалої методики їх розрахунку. Використання комп’ютерних програм розрахунку дозволяє врахувати особливості об’єктів електроенергетичної системи та характеристики їх регулювання, що суттєво підвищує надійність оцінки умов поведінки системи під час аналізу асинхронних режимів. У цій лабораторній роботі для розрахунку перехідного процесу, пов’язаного з виникненням асинхронного режиму та наступною ресинхронізацією генераторів, використовується програма ДАКАР [2, 6].

4. Дослідження процесу ресинхронізації генераторів

4.1. Характеристика електроенергетичної системи

На рис. 4 наведено схему досліджуваної в лабораторній роботіелектроенергетичної системи.

 

Рис.4. Схема електроенергетичної системи

 

На збірних шинах 1 потужної енергосистеми S (балансуючий вузол) підтримується незмінною за модулем напруга U _s=320 кВ. Чотири повітряні лінії електропередачі (ЛЕП) W1 ¸ W4 зв’язують між собою шини 1 системи S з шинами 2, 3 теплових електростанцій G1, G2 та шинами 4 вузла навантаження.

4.2. Характеристика елементів енергосистеми

У табл. 1 і 2 наведено характеристики повітряних ліній електропередачі, генераторів і трансформаторів досліджуваної електроенергетичної системи. У табл. 3 подано варіанти навантажень у вузлі 4 схеми електроенергетичної системи. За завданням викладача студент вибирає відповідний варіант даних за табл. 1, 2 і 3.

Таблиця 1

Характеристика повітряних ліній електропередачі

Варіант	W1	W2	W3	W4
L, км	q, мм2	L, км	q, мм2	L, км	q, мм2	L, км	q, мм2
		2´ 300		2´ 300		2´ 300		2´ 200
		2´ 300		2´ 300		2´ 300		2´ 200
						2´ 300		2´ 300
		2´ 300		2´ 300
								2´ 200

Таблиця 2

Типи генераторів і трансформаторів

Позначення	Тип	Кількість
G1	ТВВ-320-2
G2	ТГВ-200
T1	ТДЦ-400000/330
T2	ТДЦ-250000/330

 

Таблиця 3

Потужності навантаження енергосистеми

Варіант	Р, МВт	Q, Мвар

4.3. Завдання досліджень

Дослідити процеси в системі під час вимкнення та повторного ввімкнення лінії електропередачі зв’язку з системою такими пристроями:

1. АПВ з уловлюванням синхронізму (АПВ УС) через заданий проміжок часу;

2. несинхронного швидкодійного АПВ (ШАПВ) без контролю синхронізму.

Здійснити розрахунок та аналіз перехідних процесів з різним часом АПВ:

а) t _АПВУС = 3 с;

б) t _АПВУС = 6 с;

в) t _ШАПВ = 0, 3 с;

г) t _ШАПВ = 0, 6 с.

Всі генератори станції G1 і G2 обладнані пристроями АРЗ СД і форсуванням збудження.

На екран комп’ютера виводити наступні параметри G1:

§ напругу збірних шин 2;

§ напругу збудження генератора U_f;

§ струм статора генератора I_G;

§ сумарну активну потужність генератора P_G (або електромагнітний момент генератора);

§ потужність турбіни P_T (або момент турбіни);

§ ковзання s та кут вибігу ротора генератора δ.

 

1234Следующая ⇒

Поделиться с друзьями: