Понятие результирующей устойчивости электрической системы

Проведенные рассуждения позволяют углубить ранее введенное понятие результирующей устойчивости применительно к генератору Г в электрической системе (рис.2.1).

Данное в разделе 1 определение результирующей устойчивости предполагает наличие, во-первых, этапа нарушения устойчивости генератора, во-вторых, этапа пребывания его в неустойчивом состоянии и, в третьих, этапа восстановления устойчивой работы.

Рассмотрим этап нарушения устойчивости генератора Г, причиной которого, например, является отключение одной из цепей линии электропередачи Л электрической системы (рис.2.1). Характеристика начала этого этапа дана в разделе 6 и отражена на рис.6.2.б. Далее процесс идет с прогрессирующим нарастанием угла d из-за превышения вращающего момента турбины Мт над тормозящим моментом МII генератора. Достижение углом d в момент времени t1 значения 2p говорит о том, что ротор генератора Г провернулся на один оборот относительно ротора генератора Гс приемной системы, что, в свою очередь, означает переход его в неустойчивое состояние (рис.12.1). Момент времени t1 при этом можно считать границей, разделяющей этапы нарушения устойчивости генератора и пребывания его в неустойчивом состоянии. За время t1 одного проворота ротора генератора избыточный момент DM = Mт-МII был большей частью ускоряющим и совершил работу по увеличению кинетической энергии турбоагрегата (турбины и генератора), то есть увеличил скорость wf ротора генератора Г или его скольжение s=(wf-wc)/wc. Если более не учитывать никаких факторов, то за время каждого последующего проворота ротора будет увеличиваться кинетическая энергия турбоагрегата и следовательно его среднее скольжение. Мгновенное (полное) же скольжение s будет увеличиваться, колеблясь вокруг среднего значения sср. Это связано с колебательным характером избыточного момента DM, а точнее, являющегося его частью, момента МII генератора. Однако с появлением скольжения s и связанного с этим проскальзывания ротора генератора Г относительно магнитного поля с индукцией Вс в теле последнего, а также в его демпферных обмотках и обмотке возбуждения наводятся токи с частотой скольжения s. Взаимодействие этих токов и магнитного поля с индукцией Вс согласно закону Ампера приводит к появлению тормозящего электромагнитного момента Ма, получившего название асинхронного. Его величина в рассматриваемом случае при относительно небольших значениях скольжения s может считаться пропорциональной значению s. Поэтому с каждым проворотом ротора и ростом среднего скольжения sср растет и величина среднего асинхронного момента Маср. По достижении в момент времени t2 средним асинхронным моментом Маср момента турбины Мт среднее скольжение sср достигает максимального значения scpm, так как среднее значение избыточного момента DMcp = Мт - Маср становится равно нулю. Величина scpm, например, для турбогенераторов невелика и соcтавляет десятые доли процента от синхронной скорости wc. Одновременно с этим, с одной стороны, вследствие увеличения скольжения s при неизменном впуске энергоносителя в турбину (значении развиваемой турбиной активной мощности) уменьшается ее момент Мт (см. характеристику Мт1 на рис.11.2) и, с другой стороны, в результате работы регулятора турбины уменьшается впуск энергоносителя в последнюю, а следовательно и ее момент Мт. Однако в силу инерционности регулятора заметное снижение момента турбины происходит не сразу, а, например, начиная с момента времени t1 (рис.12.1). Снижение момента Мт турбины происходит и после уравновешивания его средним асинхронным моментом Маср генератора в результате продолжающегося действия регулятора скорости, пытающегося снизить скорость ротора wf генератора до синхронной wc (скольжение s до нуля). Это вызывает интенсивное снижение скольжения s и соответствующего ему среднего асинхронного момента Маср. В момент времени t3 ротор генератора завершает последний проворот, а в момент времени t4 мгновенное значение скольжения s становится равно нулю, и это считается началом этапа восстановления устойчивости. Условие равенства скольжения s нулю является необходимым для успешной ресинхронизации генератора. Будет ли при этом ресинхронизация генератора успешной зависит от значения угла d(0) при котором скольжение s=0. Если оно будет меньше dкр, как это показано на рис.12.1, то ресинхронизация будет успешной, так как процесс будет протекать аналогично описанному в разделе 6 и отраженному на рис.6.12.а с той только разницей, что регулятор турбины будет поднимать ее момент до прежнего значения М0. В результате восстанавливаeтся синхронная скорость вращения ротора генератора (s=0), регулятор увеличивает момент турбины до прежнего значения М0, а угол d устанавливается на уровне dуст, соответствующем новому режиму с отключенной цепью линии электропередач Л. Таким образом генератор Г самостоятельно восстанавливает нормальный режим работы после некоторого периода несинхронной работы с генератором Гс и поэтому согласно определению его можно считать обладающим результирующей устойчивостью.

Очевидно, что на рассмотренный процесс влияет множество факторов, как то, параметры регулятора турбины и возбуждения, сети, к которой подключен генератор, параметры самого генератора. Поэтому задачей расчета результирующей устойчивости применительно к рассматриваемому случаю является определение оптимального сочетания этих параметров, минимизирующих риск нанесения ущерба как самому генератору, так и системе в которой он работает.