3 Стандарты качества энергии ветровых турбин
Введение энергии ветра в сеть оказывает влияние на качество напряжения. Качество напряжения должно быть в определенных пределах в соответствии с условиями потребителя. Чтобы оценить воздействие, необходимо знать энергетические характеристики ветряных турбин, так как в конечном итоге может появиться неподходящая конструкция сетевого подключения. Зная энергетические характеристики любой ветряной турбины, можно оценить влияние на качество энергии как ветряной турбины, так и группы ветряных турбин.
Видя необходимость в согласованной документации о качестве электрической энергии, производимой ветряными турбинами, Международный электротехнический комитет (МЭК) активизировал свою работу в 1996 году. Результатом этой работы стал стандарт IEC 61400-21 (IEC, 2001), и в настоящее время многие крупные производители ветротурбин согласны с ним по данным о качестве электроэнергии.
IEC 61400-21 обрисовывает процедуры нахождения характеристик качества энергии для ветровых турбин. До разработки этого стандарта не существовало общепринятых процедур определения качества энергии ветряной турбины. Были приняты простые общие правила для определения параметров качества для подключения ветряных турбин к сети (например, мощность короткого замыкания 25 кВА или ветряная турбина не должна вызывать повышение напряжения более чем на 1%). Доказано, что этот метод гарантирует приемлемое качество напряжения, но приводит к необходимости дорогостоящей поддержки сети и ограничивает развитие ветропарков в распределительных сетях. Если ветроэлектростанция имеет огромную мощность или если сеть слаба, могут потребоваться дополнительные исследования для оценки влияния на стабильность и управление.
Характеристики качества энергии для ветровых турбин
По стандарту IEC 61400-21 данные параметры используются для анализа качества энергии ветротурбины:
- Номинальные параметры (Pn, Qn, Sn, Un, In,);
- Максимальная разрешенная мощность, Pmc (10-минутный отрезок);
- Максимальная измеренная мощность, P60 (60-секундный отрезок) и Р0.2 (0,2-секундный отрезок);
- Реактивная мощность, Q, как функция от активной мощности средних значений за 10-минутный отрезок;
- Коэффициент перепада напряжения c (ψk, νa) для продолжительного отрезка как функция от фазового угла сопротивления сети ψk и среднегодовой скорости ветра νa;
- Максимальное количество коммутаций ветротурбины за 10-минутный период, N10, и 2-часовой период N120;
- Шаговый коэффициент перепада, kf(ψk) и коэффициент изменения напряжения ku(ψk) для указанных коммутационных операций ветровой турбины как функция от фазового угла сопротивления сети ψk;
- Максимальные гармонические токи, In, во время постоянной эксплуатации как среднее значение за 10-минутный отрезок для каждой гармоники вплоть до 50.
Номинальные параметры
Номинальная активная мощность, Pn, – это максимальная непрерывная выходная мощность, которую турбина достигает в нормальных условиях.
Номинальная реактивная мощность, Qn, – это реактивная мощность турбины при номинальной мощности, напряжении и частоте.
Номинальная общая мощность, Sn, – это общая выходная мощность турбины при номинальной частоте и номинальном напряжении.
Номинальный ток, В – ток, который вырабатывается ветротурбиной в ходе работы с номинальной мощностью, частотой, напряжением.
Максимально допустимая мощность
Средняя выходная мощность за 10-минутный период. Для турбин с активным регулированием выходной мощности Pmc= Pn.
Для турбин с пассивным управлением выходная мощность Pmc на 20% выше, чем у Pn.
Максимальная измеряемая мощность
Максимальная измеренная мощность в интервалах 60 секунд и 0,2 секунды служит двум целям: для настройки релейной защиты и для управления турбинами в изолированных энергосистемах.
В турбинах с переменной скоростью обычно P60=P0,2=Pn.
В турбинах с постоянной частотой P0,2> Pn.
Реактивная мощность
Реактивная мощность ветротурбины представлена в виде таблицы средних значений за 10-минутный интервал с выходной мощностью от 0,1% до 100%. Реактивная мощность также указывается при измерении Pmc, P60, P0,2.
Ветряные турбины с асинхронным генератором, присоединенные непосредственно к сети, употребляют реактивную мощность в зависимости от выходной активной мощности. Потребляемая реактивная мощность просто возмещается конденсаторами.
Коэффициент колебаний
Колебания мощности, которые инициируют ветряные турбины, могут вызывать колебания напряжения в сети. Амплитуда колебаний напряжения зависит не только от мощности сети, но и от фазового угла сопротивления сети и коэффициента мощности турбины.
Коэффициент вибрации – это нормализованная мера максимальной вибрации (в процентах) ветротурбины во время непрерывной работы:
, (3.1)
где Pst – исходящие искажения от ветровой турбины
Sn – номинальная полная мощность ветротурбины
Sk – мощность короткого замыкания сети
Турбины с переменной скоростью имеют относительно небольшой коэффициент колебаний, хотя значения для турбин с постоянной скоростью могут варьироваться от средних до высоких.
Наибольшее количество операций переключения
В указанных случаях операции переключения непременно актуальны, так как вызывают значительные изменения напряжения:
- Запуск турбины при изменении скорости ветра
- Запуск турбины при номинальной скорости ветра
- Переключения между генераторами (для ветротурбин с более чем одним генератором).
Координация коммутационных операций зависит не только от влияния на напряжение сети, но и от того, как часто возможно реализовывать коммутацию. Потому следует указать количество переключений в течение 10-минутного периода и в течение 2-часового периода.
Шаговый коэффициент искажения
Шаговым коэффициентом искажения называется нормированная мера искажения от одной операции переключения ветротурбины. Определяется по формуле:
, (3.2)
где Tp – длительность искажения напряжения от операции переключении
Pst – исходящие искажения от ветровой турбины
Sn – номинальная полная мощность ветротурбины
Sk – мощность короткого замыкания сети
Коэффициент изменения напряжения
Шаговый коэффициент искажения – это нормированная мера искажения от одной операции перелючения ветротурбины. Определяется по формуле:
(3.3)
Гармонические токи
Необходимо учитывать образование гармонических токов при постоянной работе турбины. Простые гармоники подсчитываются как средние значения за 10-минутный период для каждой гармоники до 50, тогда необходимо учитывать наибольшее общее гармоническое искажение тока. На данный момент нет четко согласованной процедуры измерения гармоник асинхронных машин, и нет органа, который фиксировал бы повреждения потребителей и оборудования ветрогенераторов [3].
4 Проблемы при интеграции ветровой энергии в сеть
4.1 Основные проблемы интеграции
Интеграция значительного количества энергии ветра в сеть не только возможна, но часто не требует значительных модификаций существующей сети. С технической точки зрения инженеры энергосистемы должны иметь в виду, что основной целью энергосистемы является обеспечение потребителей энергией из сети в любое желаемое время. Это условие также должно выполняться, если энергия ветра вводится в сеть. Сложность внедрения ветроэнергетики в сеть заключается в вероятностной природе ветра и относительно новых типах генераторов (таких как асинхронные двухэнергетические машины), которые используются в ветровых турбинах, но не широко распространены в традиционных энергосистемах.
Ключевая проблема внедрения энергии ветра в энергетическую систему складывается из двух аспектов:
– как удерживать устоявшийся уровень напряжения для всех потребителей энергосистемы
– как гарантировать баланс сил в энергосистеме
Зарубежные исследования в данной области показывают, что трудности интеграции ветроэнергетики во многом зависят от энергетической системы. Однако основные методы, которые использовались ранее, также могут быть применены к интеграции энергии ветра. Для разработки и управления энергосистемой кое-какие способы могут потребовать модификации.
Ключевая задача, которую определяет ветровая энергия, представлена на рисунке 4.1.
Рисунок 4.1 – Модель энергосистемы
В данной энергосистеме предприятия и дома потребляют нагрузку PD, а ВЭС вырабатывает энергию PW. PG – это дополнительная энергия, которая вырабатывается в другом месте. Сопротивления Z1–Z3 – это сопротивления в линиях и трансформаторах.
Баланс активной мощности для данной энергосистемы:
, (4.1)
где PG – требуемая дополнительная энергия;
PD – потребляемая энергия;
PL – потери энергии;
PW – энергия производимая ВЭС.
Это выражение справедливо для коротких и длительных периодов времени. Это выражение также показывает, что электричество не может храниться в электросети. Поэтому изменение нагрузки (или энергии ветра) должно быть одновременно сбалансировано выработкой электроэнергии в энергосистеме. Самая главная задача – обеспечить любого потребителя энергией в каждый момент времени по доступной цене. Три основных требования потребителей:
- Требование потребителя 1 – уровень напряжения должен оставаться постоянным, колебания напряжения в пределах ±5%
- Требование потребителя 2 – энергия должна быть доступна строго в то время, когда она нужна потребителю
- Требование потребителя 3 – потребляемая энергия должна быть доступна по разумной цене, первое и второе требования подразумевают надежность источника питания, большая надежность приводит к увеличению стоимости и, следовательно, возникает конфликт между требуемым уровнем надежности и ценой энергии.
Как и потребители, операторы ветроэлектростанций имеют четкие требования к существующей энергосистеме, чтобы быть уверенными в возможности продажи своей продукции.
- Потребность в энергии ветра 1 – как и потребители, ветроэлектростанции требуют установленного уровня напряжения в точке подключения, поскольку ветряные турбины работают на определенном уровне напряжения
- Потребность в энергии ветра 2 – владельцы ветропарков хотят иметь возможность продавать энергию, когда возможно производство энергии ветра, в противном случае энергия должна быть сброшена, что означает потерю дохода для производителя
- Потребность в энергии ветра 3 – высокая надежность энергосистемы требует высоких затрат. Проблема заключается в том, чтобы экономически эффективным образом согласовать требования потребителя с требованиями операторов ветроэлектростанций, даже в случае значительной доли энергии ветра в энергосистеме. Эта проблема будет рассмотрена более подробно на примере энергосистемы, показанной на рис. 4.1.
Первое требование потребителя: уровень напряжения в точке подключения к потребителю
Допустим, что в энергосистеме отсутствует энергия ветра и напряжение U0 поддерживается постоянной генерацией PG. Если нагрузка PD изменится, то токи I3 и I1 также изменятся. Значит, следует потеря напряжения на сопротивлениях Z3 и Z1. Если сопротивления Z3 и Z1 достаточно велики, то напряжение U3 будет меняться с изменением PD. Имеются некоторые методы для исключения больших колебаний напряжения U3:
– использовать значительно более мощную сеть (сопротивления Z3 и Z1 малы), это становится возможно если использовать более высокие напряжения линий и больших трансформаторов
– осуществлять контроль напряжения при помощи трансформаторов близких к U3
– осуществлять контроль напряжения U1 при помощи регулируемых трансформаторов или при помощи иного оборудования, которое контролирует напряжение, например, такого как шунтирующие реакторы.
Первое требование ветровой энергии: уровень напряжения в точке подключения ветровой фермы
Напряжение U2 зависит от PD, PW, и величины Z2 и Z1. Применима доступная мера:
– использование регулируемого трансформатора вблизи U2
Второе требование потребителя: при необходимости наличие энергии
Теперь, давайте предположим, что в сети отсутствует энергия ветра. Значит, когда потребитель решит увеличить потребление, энергия станет поставляться с тепловых электростанций.
Требования к балансировке нагрузки означают, что:
- энергосистема должна иметь первичное и вторичное регулирование мощности, чтобы соответствовать изменениям нагрузки
- эти электростанции всегда должны иметь резерв для увеличения мощности до уровня, необходимого для системы.
Если энергия ветра будет добавлена в сеть, в ней появится дополнительный источник колебаний. По мере увеличения доли энергии ветра в энергосистеме требования к балансировке энергосистемы могут возрастать. Но первичное и вторичное регулирование будет производиться таким же образом, как было описано выше. Кроме того, если выработка энергии ветра уменьшится, это окажет такое же влияние на систему, как и увеличение нагрузки. Следствием этого является большая изменчивость в балансировании во время первичной и вторичной регуляции.
Добавочные системные требования для балансировки системы значительно зависят от индивидуальных данных системы: характеристик нагрузки, гибкости имеющихся электростанций, доли вводимой энергии ветра, географического месторасположения ветропарков.
Второе требование ветровой энергии: доступность сети при необходимости
Ветроэлектростанции должны поставлять энергию ветра в сеть в любое время, когда это возможно. В зависимости от энергосистемы и объема использования энергии ветра это может привести к перегрузке и нестабильности сети.
Третье требование потребителя: эффективность электроснабжения
Когда начинаем проектировать энергосистему, следует проводить анализ цены конкретного уровня надежности электроснабжения. Не имеется энергосистем, которые имеют 100% — ный уровень надежности.
Во-первых, любая энергосистема обязательно должна иметь соответствующий уровень мощности PG для того, чтобы можно было удовлетворить максимальный спрос на энергию PD+ PL.
Для повышения надежности, необходимо построить дополнительные электростанции. В данном случае, если смотреть на это с экономической точки зрения, эффективнее отключить потребителей.
Во-вторых, должна существовать соответствующая пропускная способность сети для передачи энергии от генераторов потребителям. Потребители распределены по сети, соответственно, мощность сети должна быть достаточной для обеспечения любого потребителя электроэнергией.
Третье требование ветроэнергетики: надежность энергосистемы
Критический уровень мощности энергосистемы является значительной задачей в обеспечении установленного уровня надежности. Если мы возьмем определенную энергосистему, всегда будет шанс, что имеющиеся электростанции не сумеют покрыть пиковую нагрузку. Если в сеть будет добавлена энергия ветра, надежность повысится за счет покрытия дефицита энергии за счет энергии ветра. Внедрение энергии ветра в энергосистему позволит снизить мощность электростанций без снижения надежности энергосистемы.
Должно вдобавок учитываться, что в отличие от систем, в которых меняется лишь нагрузка, ветроэнергетические системы требуют наибольшего числа балансировочного оборудования для поддержания установленного уровня надежности.
Сейчас перейдем к вопросу передачи электроэнергии среди ветропарка и остальной сетью. Начнем с предположения, что ветровые ресурсы расположены в отдаленных районах на большом расстоянии от остальной части сети (сопротивление линий Z2 будет большим), поэтому резервная система передачи между ветропарком и основной сетью будет дороже по сравнению с экономическими выгодами, которые она обеспечивает.
Кроме того, когда необходим стабильный уровень напряжения, сеть, обозначенная сопротивлением Z2, должна иметь оборудование, используемое для регулирования напряжения. Альтернативой является то, что используемые ветряные турбины должны иметь низкую чувствительность к колебаниям напряжения.
Следует также отметить, что изменения напряжения от ветроэлектростанции повлияют на потерю напряжения на сопротивлении Z1 [3].
4.2 Обеспечение баланса активной мощности в энергосистеме
Как правило в энергосистеме в установившейся системе должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощности системы, т.к. производящие станции обязаны производить мощность, равноправную мощности потребителей, и покрывать утечки в сети:
, (4.2)
где ΣРr – выдаваемая активная мощность станции;
ΣРn – суммарное потребление активной мощности;
ΣРu – суммарная активная мощность нагрузки потребителей;
ΣΔР – суммарные потери активной мощности.
При постоянном составе нагрузок энергосистемы потребляемая мощность связана с частотой переменного тока. При нарушении исходного баланса мощности частота принимает новое значение. Сокращение генерируемой активной мощности приводит к уменьшению частоты, повышение обуславливает рост частоты. Иначе говоря, при ΣРг<ΣРп частота уменьшается, при ΣРг> ΣРп частота возрастает. Для наглядности можно представить систему, которая состоит из одного генератора и двигателя, какие вращаются с равной частотой. Как только мощность генератора убывает, частота понижается. Верно еще и обратное утверждение.
Первопричинами нарушения баланса активной мощности могут быть: а) аварийное выключение генератора; б) спонтанное усиление энергопотребления, например, усиление энергопотребления электронагревателями в результате внезапного мощного перепада температуры: в) аварийное выключение линий электропередачи или трансформаторов связи.
Отклонение частоты Δf — это отличие ее фактического значения f от номинального fном в данный момент времени, выражаемое в герцах или процентах:
Δf=f – fном (4.3)
(4.4)
Допустимое отклонение частоты: нормальное—в границах ±0,2 Гц и максимальное — в границах ±0,4 Гц.
Данные нормы отклонений частоты относятся к обычному режиму работы энергосистемы и никогда не распространяются на послеаварийные режимы [5].
4.3 Обеспечение баланса реактивной мощности в энергосистеме
При выработке и потреблении энергии на переменном токе единство вырабатываемой и потребляемой электроэнергии во всякий момент времени соответствует равенству вырабатываемой и потребляемой не только активной, но и реактивной мощности. Это утверждение может быть зафиксировано в виде выражения:
, (4.5)
где ΣQr – выдаваема реактивная мощность станций;
ΣQН – реактивная мощность потребителей;
ΣΔQ – суммарные потери реактивной мощности в сетях;
ΣQП – суммарное потребление реактивной мощностей.
Баланс реактивной мощности энергосистемы в целом описывает обязательный уровень напряжения. Напряжения в узлах сети электрической системы некординально различаются от среднего уровня, и эта разница обусловливается конфигурацией сети, нагрузкой и иными факторами, воздействующими на падение напряжения. Баланс реактивной мощности для системы в целом не сможет установить необходимые требования к мощности источников реактивной мощности. Нужно оценить перспективу получения нужной реактивной мощности, как для всей системы, так и для единичных ее частей.
Необходимость появления оценки баланса реактивной мощности появляется при конструировании подсистемы регулирования напряжения-реактивной мощности АСДУ (автоматизированной системы диспетчерского управления). В некоторых вариантах изменения в балансовых условиях также оцениваются в оперативной практике, например, при введении новых устройств управления, установке определенных мощностей электростанций и изменении схемы сети.
Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению значения напряжения в сети. Когда генерируемая реактивная мощность делается больше потребляемой (ΣQГ>ΣQП), то напряжение в сети повышается. При недостатке реактивной мощности (ΣQГ<ΣQП), напряжение в сети значительно понижается. Для того, чтобы пояснить эту связь, напомним, что, например, емкостный ток линии на холостом ходу усиливает напряжение на ее конце. Соответственно, излишек генерируемой реактивной мощности приводит к увеличению, а ее недостаток – к понижению напряжения.
В энергосистемах с дефицитом активной мощности уровень напряжения естественно ниже номинального. Активная мощность, недостаточная для выполнения баланса, подается в подобные системы из соседних энергосистем, в каких присутствует превышение генерируемой мощности.
Энергетические системы, испытывающие недостаток активной мощности, обычно также ощущают недостаток реактивной мощности [5].
5 Устойчивость энергосистем с ветрогенераторами
5.1 Режимы работы энергосистемы
Режим системы – это набор процессов в системе, какие устанавливают ее состояние в любой момент времени.
Параметры режима – индикаторы режима, отражающие условия работы системы. Параметры режима включают в себе значения мощности, напряжения, тока, частоты и т.
Все режимы работы электроэнергетической системы возможно разъединить на нормальный, аварийный и послеаварийный.
Обычный нормальный установившийся режим характеризуется долгим сохранением значений всех рабочих параметров бесперебойно работающих компонентов системы. В соответствии с установленным режимом разрабатывается электроэнергетическая система и определяются ее эксплуатационные характеристики.
Послеаварийный режим, возникающий после аварийного отключения какого-нибудь компонента или нескольких компонентов энергосистемы.
В процессе перехода система переходит из одного состояния в другое.
Переходные процессы, нормальные или аварийные, образующие переходный режим – систематические поочередные изменения параметров режима системы от момента возмущающего воздействия до момента начала нового нормального установившегося режима.
Обычные переходные процессы случаются во время текущей работы системы. Такие процессы случаются при обычных рабочих операциях: оперативном переключении, вводе и выводе компонентов системы, плановых изменениях нагрузочных мощностей и генерирующих мощностей генераторов, работе устройств автоматического управления.
Аварийные переходные процессы случаются во время перебоев системы, когда кое-какие элементы системы переходят в аварийное состояние.
Переходные процессы и переходные режимы стартуют с возмущающих воздействий – значительных первичных отклонений значений токов, напряжений, емкостей и иных параметров системы.
Но в качестве возмущающих воздействий могут выступать короткие замыкания, обрывы линий электропередачи и оперативное переключение в электрических сетях. Системные нарушения делятся на мелкие и крупные.
Значительными возмущениями называются начальные отклонения параметров режима, инициированные некоторыми резкими изменениями в системе электроснабжения, то есть активными возмущающими воздействиями, такими как короткие замыкания, переключение выключателей в электрической сети.
Устойчивость синхронной работы электрических машин при малых и больших возмущениях в электроэнергетической системе обязана быть сохранена. В зависимости от типа возмущений выделяют два основных типа устойчивости энергосистемы.
Статическая стабильность – это способность системы восстанавливать начальный режим после небольшого возмущения или режим, очень близкий к исходному, когда возмущение не устраняется. Динамическая устойчивость – это способность системы восстанавливать свое исходное состояние или близкое к исходному состояние после действия больших возмущающих воздействий [6].
5.2 Статическая устойчивость
Многочисленные основательные вопросы электромеханических переходных процессов рассматриваются с применением элементарных моделей электроэнергетических систем.
Особенно общераспространенными являются одномашинные и двухмашинные модели энергосистем. Самой несложной среди них является одномашинная модель энергосистемы, которая имеет другое название – модель «машина-шина».
Одномашинная модель энергосистемы представлена одной электростанцией (одним равносильным генератором), действующей через трансформаторные соединения и линию электропередачи одновременно с мощной концентрированной энергосистемой, приемные шины которой отмечены как шины безграничной мощности (SBM). Специфическими свойствами СБМ являются постоянное напряжение по модулю и постоянная частота этого напряжения. При использовании SBM соответствующие системы питания обычно не изображаются на электрических схемах. В схемах замещения в качестве элемента, представляющего мощную систему, применяются шины бесконечной мощности.
Для упрощения расчетов примем, что активные сопротивления и полные проводимости всех элементов системы равны нулю (r=0, g=0, b=0) и составим схему замещения. При данных упрощениях схема замещения примет вид цепочки из индуктивных сопротивлений (рисунок 5.1), включенной между двумя источниками электродвижущих сил. Источником Eq обозначается синхронная ЭДС генератора, источником U – напряжение на ШБМ.
Рисунок 5.1 – Одномашинная модель энергосистемы
Угловой характеристикой генератора является геометрическое размещение точек, отвечающих всем вероятным значениям мощности, подаваемой от генератора в систему. В установившемся режиме от генератора передается только одно определенное значение мощности, которое отвечает определенному значению угла. Эта мощность P0 равна мощности турбины PT, в следствии чего турбина, вал и ротор генератора удерживают равномерное вращательное движение.
Рисунок 5.2 – Угловая характеристика генератора
Практический критерий статической устойчивости одномашинной энергосистемы:
(5.1)
При непрерывной работе не рекомендовано нагружать генератор на предельную мощность Пм, так как в этом случае любое ничтожное отклонение параметров режима возможно приведет к утрате синхронности и переходу генератора в асинхронный режим. В случае внеплановых возмущений гарантируется некоторый запас по нагрузке генератора, который характеризуется коэффициентом запаса по статической устойчивости:
(5.2)
Руководящими указаниями по устойчивости энергосистем предписывается, что в обычных режимах энергосистем обязан обеспечиваться запас, соответствующий коэффициенту Кст ≥ 20%. В некоторых тяжёлых режимах, когда усиление перетоков мощности по линиям позволяет снизить ограничения потребителей или потери гидроресурсов, позволяется сокращение запаса по статической стабильности до Кст ≥ 8%. В кратковременных послеаварийных режимах еще вынужден обеспечиваться запас Кст ≥ 8%. В данном случае под кратковременными понимаются послеаварийные режимы продолжительностью до 40 минут, в течение этого отрезка времени диспетчер энергосистемы обязан восстановить нормальный запас по статической устойчивости.
Коэффициент запаса по напряжению
Значения коэффициента запаса по напряжению KU относятся к узлам нагрузки и приближенно вычисляются по формуле:
, (5.3)
где U–напряжение в узле в данном режиме
Ukp–критическое напряжение в том же узле [6].
5.3 Динамическая устойчивость
Основной причиной динамических нарушений устойчивости энергосистем являются короткие замыкания, которые приводят к резким изменениям электромагнитных моментов синхронных машин. Для более детального рассмотрения основных положений анализа динамической устойчивости рассмотрим явления, возникающие при внезапном отключении одной из двух параллельных цепей одномашинной линии электропередачи (рисунок 5.3).
Рисунок 5.3 – Одномашинная энергосистема (а) и ее схемы замещения: для нормального режима (б) и режима с отключенной цепью (в)
Взаимное реактивное сопротивление цепи замены определяет максимальную угловую характеристику мощности генератора в начальном режиме. После отключения одной из цепей линии электропередачи будет получено новое сопротивление более высокого значения.
Поэтому максимум новой угловой характеристики будет иметь меньшее значение.
Рисунок 5.4 – Устойчивый динамический переход энергосистемы
Угол δ0, мощность P0 и скорость (частота) ω0 соответствуют точке пересечения a мощностной характеристики турбины PТ(δ)=const и угловой характеристики генератора PI(δ)= PIM sinδ в нормальном режиме. При отключении цепи происходит сброс активной мощности, отдаваемой генератором в сеть, до величины, соответствующей точке b. В результате нарушается баланс мощностей или вращающих моментов на валу ротора генератора и турбины за счет уменьшения тормозящего момента, обусловленного электрической нагрузкой. Угол δ0 и относительная скорость сохраняют свои значения в момент отключения цепи по причине большой инерции ротора генератора. Далее под действием избыточного ускоряющего момента относительная скорость υ нарастает и становится наибольшей при значении угла δc.
В точке c ускоряющий и тормозящий моменты сравниваются, но ротор в силу большой инерции и за счёт дополнительной кинетической энергии, которая была накоплена на участке bc, будет продолжать относительное движение. Это движение будет происходить с замедлением, так как справа от точки с ускоряющий момент турбины меньше, чем тормозящий электромагнитный момент генератора. Увеличение угла остановится при значении δm, когда дополнительная кинетическая энергия, накопленная ротором на участке bc, компенсируется равной по величине потенциальной энергией на участке cm. Очевидно, что при значении угла δm режим не установится, поскольку в этом состоянии тормозящий момент генератора выше ускоряющего момента турбины. Под действием избыточного тормозящего момента от точки m ротор будет возвращаться к углу δс и снова по инерции его пройдёт. Однако следует отметить, что к начальному углу δ0 ротор не возвратится по причине потерь на трение и действия демпфирующих моментов. Амплитуда изменения угла при дальнейших последующих качаниях ротора будет уменьшаться (рисунок 5.4), и окончательно режим системы установится в новой точке с устойчивого равновесия системы.
Однако возможен другой результат данного переходного процесса. Если угол достигнет критической величины δкр, в точке f (рисунок 5.5) прежде, чем относительная скорость υ примет нулевое значение, то избыточный момент на валу ротора генератора становится вновь ускоряющим. Относительная скорость υ ротора опять начинает возрастать до выпадения генератора из синхронизма. Такой характер нарушения устойчивости называется динамическим.
Рисунок 5.5 – Неустойчивый динамический переход энергосистемы
Можно сделать вывод, что основной причиной динамических нарушений устойчивости энергосистем являются короткие замыкания, приводящие к резким изменениям электромагнитных моментов вращающихся синхронных машин [6]