ДИНАМИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ ЭЭС

Допущения, принимаемые при анализе динамической

Устойчивости

Под динамической устойчивостью (ДУ) понимается способность ЭЭС сохранять синхронную работу и восстанавливать исходный режим, или режим практически близкий к исходному, и допустимый по условию эксплуатации после резкого возмущения режима рассматриваемой энергосистемы.

При анализе больших возмущений принимаются следующие допущения:

1. Считают, что электромеханические процессы при больших возмущениях протекают при малых изменениях скорости, т. е. скольжение s при анализе ДУ не превышает 2−3 % номинальной скорости генератора.

2. Все изменения режима работы ЭЭС отражаются в изменении ее схемы, в которую будут вводиться новые значения сопротивления, ЭДС, а в некоторых случаях новые значения механической мощности.

3. Электрическая мощность, отдаваемая генератором в приемную систему как в установившихся, так и в переходных режимах определяется исходя из значений Е_г и значений сопротивлений всех элементов рассматриваемой системы. При этом приближенно будем принимать, что при изменении схемы системы мгновенно будет изменяться электрическая мощность, отдаваемая генератором в приемную систему. Влияние дополнительных потерь в стали генератора, которые появляются при переходных режимах, будем приближенно рассчитывать, увеличивая активное сопротивление в 1,2−1,5 раза. При анализе ДУ будем пренебрегать апериодической слагающей тока статора, что соответствует пренебрежению периодической слагающей тока ротора. Следовательно, не будем учитывать дополнительный пульсирующий вращающий момент, который связан со снижением электромагнитной энергии, запасенной ротором до короткого замыкания (КЗ).

Приближенный учет апериодической слагающей тока статора можно осуществить за счет понижения мощности турбины Р_г на 10−15 %.

И тогда с учетом сказанного, влияние момента, созданного апериодической слагающей тока статора, и добавочных потерь в цепи статора и ротора можно представить на рис. 3.1.

Рис. 3.1. Зависимость при КЗ:

1 – без учета апериодической слагающей тока статора и активных добавочных потерь в цепях статора и ротора генератора;

2 – с учетом этих факторов

4. Несимметричные режимы, в т. ч. и несимметричные КЗ, при анализе ДУ приводятся к симметричным режимам с помощью комплексной схемы замещения. При этом будем считать, что изменение скорости движения ротора генератора будет вызываться моментами, которые создаются токами прямой последовательности. В этом случае, пренебрегая моментами, обусловленными токами обратной и нулевой последовательности, будем учитывать потери, связанные с протеканием этих токов, и вводить в комплексную схему замещения активные сопротивления обратной и нулевой последовательности.

5. Изменения сопротивлений генераторов и трансформаторов, обусловленные насыщением стали, в расчетах не учитывают или же учитывают приближенным путем, уменьшая сопротивление, которое замещает данный элемент ЭЭС в расчетной схеме замещения. И тогда такая схема будет считаться ненасыщенной, т. е. линейной схемой.

При учете насыщения стали токи КЗ будут увеличенными по сравнению с действительными величинами, также могут оказаться уменьшенными периоды качания ротора генератора (рис. 3.2).

Рис. 3.2. Влияние насыщения стали на изменение угла :

1 − кривая без учета насыщения стали генератора и трансформатора;

2 − при учете насыщения стали генератора и трансформатора

В приближенных расчетах грубый учет насыщения стали генераторов можно отразить некоторым уменьшением сопротивления, замещающего генератор в расчетной схеме замещения. Приближенно можно принять, что насыщенное = (0,6−0,9) ненасыщенное.

6. В соответствии с упрощенными уравнениями генератор в схеме замещения ЭЭС можно представить , , причем её поперечная составляющая Е_q' принимается постоянной в течение всего рассматриваемого переходного процесса. Таким образом, . Основанием к

этому допущению служит закон электромагнитной инерции, согласно которому в синхронной машине результирующее потокосцепление ψ_рез, сцепленное с обмоткой возбуждения, остается в момент возмущения неизменным, а далее медленно изменяется, переходя к ψ_рез.∞ при t = ∞. Величина Е_q' пропорциональна результирующему потокосцеплению ψ_рез, сцепленному с обмоткой возбуждения (Е_q' ≡ ψ_рез). Следовательно, ЭДС Е_q' будет оставаться неизменной в момент любой коммутации, например, в момент короткого замыкания, а далее будет изменяться относительно медленно. ЭДС Е_q , которая пропорциональна полному току возбуждения i_f,в момент коммутации будет изменяться скачком, повторяя закон изменения тока i_f . В ток возбуждения i_f входят две составляющие:

а) i_f_е − вынужденная составляющая тока возбуждения, обусловленная действием автоматического регулятора возбуждения;

б) Δ i_f − свободный ток в обмотке возбуждения.

Таким образом, i_f = i_fе + Δ i_f. Регулятор возбуждения после аварийного возмущения, которое обычно сопровождается понижением напряжения на шинах генератора, будет увеличивать вынужденную составляющую i_fе, стремясь поддерживать напряжение на шинах генератора неизменным. Это приводит к стабилизации ЭДС Е_q' на еще большем интервале времени (рис. 3.3).

Рис. 3.3. Характер изменения ЭДС при аварийном возмущении

Кривые сплошной чертой характерны для нерегулируемого генератора (без АРВ), а штриховой линией – для генераторов с АРВ.

Поскольку все генераторы энергосистемы в настоящее время, как правило, оснащены АРВ, то при приближенном расчете и анализе динамической устойчивости можно считать, что ЭДС Е_q'=const. Качественный же анализ процессов при больших возмущениях можно проводить при еще более гру-

бом допущении: принимают за постоянную переходную ЭДС Е'=const, хотя данная ЭДС изменяется в момент коммутации.

Угловые характеристики при будут строиться исходя из уравнения