Асинхронный режим в энергосистеме. Способы выявления асинхронного режима.

В нормальном режиме работы на вал генератора действует два момента (считаем, что можно пренебречь моментом сопротивления, обусловленным трением в подшипниках и сопротивлением охлаждающей среды): момент турбины Мт, вращающий ротор генератора и стремящийся ускорить его вращение, и синхронный электромагнитный момент Мэм, противодействующий вращению ротора. В случае  нарушения равновесия между вращающим моментом турбины и электромагнитным (тормозным) моментом генератора в зависимости от тяжести возмущения могут возникать: синхронные качания или асинхронный режим генератора.

Асинхронный режим (asynchronous regime) – переходный режим в энергосистеме, характеризующийся несинхронным вращением части генераторов энергосистемы.

Асинхронные режимы могут возникать в результате:

- нарушения статической устойчивости из-за увеличения передаваемой мощности по линиям электропередачи сверхдопустимого значения;

- нарушения динамической устойчивости из-за аварийных возмущений (коротких замыканий, отключение генерирующего оборудования или электроустановок потребителя);

- несинхронного включения линий электропередачи и генераторов;

- потери возбуждения генератора.

Следует отметить, что асинхронные режимы работы невозбужденной и возбужденной синхронной машины существенным образом отличаются друг от друга.

 1. Асинхронный режим возбужденной синхронной машины

В качестве примера, рассмотрим переход генератора в асинхронный режим работы из-за нарушения динамической устойчивости (см. рис.1) при возникновении короткого замыкания с отключением линии электропередачи.

Угловая характеристика мощности

Рис.1. Угловая характеристика мощности

На рисунке представлен процесс отключения поврежденной линии электропередачи из-за трехфазного короткого замыкания с последующим успешным включением линии электропередачи после АПВ. В связи  с тем, что в рассматриваемом примере площадь ускоренияhttp://referatwork.ru/image.php?way=oplibru/baza4/2179449364.files/image002.gifпревосходит наибольшую возможную площадь торможения, то из-за полученной инерции турбина не успевает вовремя «затормозиться» в результате взаимный угол  эквивалентного генератора G переходит за критическое значение . Таким образом, на турбину начинает действовать уско­ряющий избыточный момент, приводящий к дальнейшему увели­чению угла  с увеличением скорости вращения турбины (ротора генератора).

Как только скорость вращения ротора начинает отличаться от синхронной частоты, появляется скольжение S, растущее с увеличением разности скоростей. С появлением скольжения в синхронной машине:

- начинают действовать регуляторы мощности турбины, уменьшая .

- появляется асинхронный момент, который также зависит от напряжения на зажимах генератора, его параметров и скольжения.

Последнее выражение получено с учетом следующих соотношений:

               

При некотором значении скольжения S момент турбины уравновесится средним асинхронным моментом . Это условие определяет начало установившегося асинхронного режима.  В результате для выпавшей из синхронизма машины на вал генератор-турбина будет действовать взаимно уравновешивающие друг друга асинхронный момент и момент турбины, а также синхронный вращающий момент. Уравнение движения ротора генератора в асинхронном режиме может быть записано в следующем виде:

Следует отметить, что синхронный вращающий момент вызывает периодическое изменение скорости вращения ротора в асинхронном режиме, а следовательно, и пульсации скольжения, изменяющегося от  до  около своего среднего.

Во время асинхронного режима вектор ЭДС синхронной машины, выпавшей из синхронизма, начинает вращаться относительно вектора ЭДС машин, работающих синхронно. При этом машина работает то в генераторном, то в двигательном режиме, что сопровождается большими уравнительными токами, значительными отклонениями напряжения, а также большими  моментами действующими на генератор и турбину. Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любого типа относительно других генераторов электростанции не допускается (см. п. 5.1.27 ПТЭ РФ).

 Цитата:«Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любого типа относительно других генераторов электростанции не допускается.»

Для ликвидации асинхронного режима в энергосистеме используются устройства ликвидации асинхронного режима (АЛАР), которые действуют на отключение связей по сечению асинхронного хода, т. е. делением ЭЭС на несинхронно работающие части.

 

Изменение режимных параметров в условиях установившегося асинхронного режима

Рассмотрим особенности изменения режимных параметров в условиях асинхронного режима, к которым относятся следующие переменные:

 — ток электропередачи, измеренный в точке n;

 — напряжение в контролируемой точке n электропередачи;

 — сопротивление на зажимах реле сопротивления, установленного в точке n;

 — угол между напряжением и током в точке n;

 — соответственно активная  и  реактивная мощности, измеренные в точке n; 

—скольжение вектора напряжения в точке п1 относительно вектора напряжения в точке n2.

Рассмотренные параметры режима работы энергосистемы тесно связаны между собой. Приведенные ниже особенности изменения некоторых режимных параметров позволяют с достаточной точностью определить асинхронный режим в энергосистеме от других режимов работы энергосистемы, например, синхронных качаний.

Для анализа асинхронного режима пользуемся моделью простейшей схемы энергосистемы, построенной в предположении постоянства напряжений (U1 и U2) по концам линии электропередачи.

Расчетная схема сети

Рис.2. Расчетная схема сети

 В дальнейших расчетах принято, что вектор напряжения  совпадает  с  положительным направлением вещественной оси.

 

Зависимость изменения тока при асинхронном режиме

Выражение для определения тока, который протекает по линии, определяется в соответствии со вторым законом Кирхгофа по следующей формуле:

Анализ уравнения показывает, что значение тока изменяется в функции от угла периодически, а максимум тока наступает при угле 180°.

Изменение действующего значения тока в цикле асинхронного хода

Рис.3Изменение действующего значения тока в цикле асинхронного хода

Характерная особенность указанной зависимости — наличие четко выраженного  максимума и минимума. Отличие асинхронного режима от синхронных качаний с точки зрения изменения тока заключается только в величине максимального значения тока в цикле качаний и в длительности этих качаний. Поскольку угол  при синхронных качаниях теоретически может достигать своего критического значения, нельзя отличить асинхронный режим от синхронных качаний только по значению тока. Поэтому устройства АЛАР, основанные на выявлении асинхронного режима  по колебаниям тока, настраиваются на работу на втором, третьем и т.д. цикле асинхронного режима. Другими словами, селективно асинхронный режим можно выявить лишь по длительным колебаниям тока с амплитудой не менее заданной и периодом не более расчетного.

 

 

Зависимость изменения напряжения и взаимного угла между двумя векторами напряжения при асинхронном режиме

Выражение для определения напряжения в промежуточных точках определяется в соответствии со вторым законом Кирхгофа по следующей формуле:

 - относительная удаленность контролируемой точки с напряжением  от точки с напряжением .

Изменение действующего значения напряжения вдоль рассматриваемой линии электропередачи при различных взаимных углах между векторами напряжения

Рис.4Изменение действующего значения напряжения вдоль рассматриваемой линии электропередачи при различных взаимных углах между векторами напряжения

В асинхронном режиме вектор ЭДС синхронной машины, выпавшей из синхронизма, начинает вращаться относительно вектора ЭДС машин, работающих синхронно. Следует отметить, что в общем случае вращение вектора может происходить как по часовой стрелке, так и против часовой стрелки:

- если вектор энергосистемы №2 вращается против часовой стрелки, то это свидетельствует о том, что генераторы энергосистемы №2 ускоряются относительно генераторов энергосистемы №1.

- если вектор энергосистемы №2 вращается по часовой стрелке, то это свидетельствует о том, что генераторы энергосистемы №2 тормозятся относительно генераторов энергосистемы №1.

В качестве примера рассмотрим вращение вектора системы №2 в представленной расчетной схеме «по часовой стрелке».

 Векторная диаграмма изменения напряжения при асинхронном режиме в различных точках эквивалентной расчетной сети

Рис.5. Векторная диаграмма изменения напряжения при асинхронном режиме в различных точках эквивалентной расчетной сети

В момент времени I вектора напряжений системы №1 и системы №2 совпадают по модулю и фазе. В данном режиме работы перетоков активной мощности по линии электропередач почти нет, а уровень напряжения вдоль линии электропередач характеризуется емкостью линии.

В момент времени II вектора напряжения системы №1 и системы №2 находятся в диапазоне от 90 до 180 градусов. Режим работы характеризуется протеканием больших токов реактивной мощности и сниженными значениями напряжения (относительно номинального значения) вдоль рассматриваемой линии электропередачи.

В момент времени III вектора напряжения системы №1 и системы №2 находятся в противофазе, а в энергосистеме возникает асинхронный проворот. На рассматриваемой линии электропередачи наблюдается точка в которой снижается напряжение до минимального значения (в теории до нулевого значения). Данная точка называется электрическим центром качаний (ЭЦК), которая представляет собой точку электрической сети, характеризующуюся максимальным снижением напряжения при взаимных колебаниях или проворотах роторов генераторов электрически связанных частей энергосистемы.

В момент времени IV вектора напряжения системы №1 и системы №2 находятся в диапазоне от 180 до 270 градусов. Режим работы характеризуется протеканием больших токов реактивной мощности и сниженными значениями напряжения (относительно номинального значения) вдоль рассматриваемой линии электропередачи.

Дальнейший рост угла и подход его в зону  называют первым асинхронным проворотом или первым циклом асинхронного режима. Цикл асинхронного режима – проворот на 360 градусов относительного угла между ЭДС асинхронно работающих генераторов. За ним могут последовать второй, третий циклы асинхронного хода и т. д.

Таким образом, при асинхронном режиме векторы напряжения двух произвольных точек электропередачи совершают относительно друг друга полные провороты, если эти точки лежат по разные стороны от ЭЦК; если точки лежат по одну сторону от ЭЦК, происходят колебания, не превышающие по амплитуде 180°.

Зависимость изменения мощности при асинхронном режиме

Полная трехфазная мощность , которая передается по линии электропередачи, определяется следующим выражением:

- сопряженный вектор тока и фазного напряжения.

            Для простоты выкладок пренебрежем активным сопротивлением линии электропередачи , вектор напряжения  совместим  с  положительным направлением вещественной оси, а взаимный угол  будет определяться от вектора напряжения  (независимо от принятых начальных условий в качестве положительного направления для отсчета углов принимается направление против часовой стрелки).

Векторная диаграмма напряжения

Рис.6. Векторная диаграмма напряжения

Таким образом, сопряженный вектор напряжения определяется по следующей формуле:

.

В результате выражение для определения полной мощности перепишется в следующем виде:

Перепишем полученное выражение отдельно для определения вещественной части (активной мощности) и мнимой части (реактивной мощности):

Таким образом, угловые характеристики активной и реактивной мощностей представлены синусоидальными характеристиками.

Характеристика изменение активной и реактивной мощности  при асинхронном режиме

Рис.7Характеристика изменение активной и реактивной мощности  при асинхронном режиме

Анализ полученных выражений показывает, что в момент расхождения напряжения системы №1 и системы №2 на угол 180 градусов (асинхронный проворот) активная мощность меняет свой знак, а значение реактивной мощности достигает своего максимального значения. Данная особенность изменения мощности в момент асинхронного проворота используется различными производителями в устройствах АЛАР независимо от элементной базы (электромеханические или микропроцессорные устройства).

В общем случае годограф вектора полной мощности (S=P+jQ) в месте измерения (установки реле мощности) представляет собой эллипс (зависимость P от Q) при изменении угла. Особенности изменения годографа мощности в цикле асин­хронного хода позволяют выявить момент наступления асинхронного режима, если есть возможность зафиксировать переход указанного годографа из диапазона углов ~0<δ<180° в диапазон ~1800<δ<360при выполнении дополнительного условия, характеризующего зону δ≈180°.

Зависимость изменения сопротивления при асинхронном режиме

Сопротивление на зажимах реле сопротивления определяется как частное от деления напряжения в контролируемой точке на ток

С учетом соотношения между модулями напряжения по концам линии электропередачи  полученное выражение может быть преобразовано в следующем виде:

Анализ полученного выражения показывает, что годографом сопротивления является окружность (эллипс), смещенная относительно начала координат. В зависимости от соотношения модулей напряжений по концам линии электропередачи характеристика изменения сопротивления имеет различный вид.

Характеристика изменения сопротивления (годограф сопротивления) в месте измерения при асинхронном режиме

Рис.8. Характеристика изменения сопротивления (годограф сопротивления) в месте измерения при асинхронном режиме

В нормальном режиме работы вектор полного сопротивления прямой последовательности находится:

- в случае выдачи мощности: во 2-м или 4-ом квадранте в зависимости от того, куда направлен сток реактивной мощности, который определяется уровнями напряжения по концам линии электропередачи.

- в случае приема мощности: в 1-м или 3-ем квадранте в зависимости от того, куда направлен сток реактивной мощности, который определяется уровнями напряжения по концам линии электропередачи.

 При увеличении взаимного угла между напряжениями по концам линии электропередачи вектор полного сопротивления будет приближаться к оси ординат (мнимой оси) в комплексной плоскости, а при асинхронном провороте вектор полного сопротивления пересечет ось ординат (мнимую ось) в комплексной плоскости. Далее при увеличении угла от 180 до 360 градусов вектор полного сопротивления по дуге окружности вернется в исходное состояние. В асинхронном режиме наблюдаются периодические изменения вектора полного сопротивления.

 

2. Асинхронный режим генератора при потере возбуждения 
(асинхронный режим невозбужденного генератора)

К отдельной группе следует отнести асинхронный режим для отдельного генератора, который возникает в случае потери возбуждения вследствие неисправности возбудителя, расцепления полумуфт между ротором и возбудителем, обрыва в цепи ротора, случайного отключения АГП и другие причины

Асинхронный режим невозбужденного генератора – режим, возникающий при потере  возбуждения генератора или несинхронном включении невозбужденного генератора в сеть.

В случае потери возбуждения на вал генератора перестает действовать синхронный момент, а момент турбины остается неизменным. В таких условиях вал генератора начнет ускоряться под действием момента турбины и появится скольжение ротора относительно магнитного поля статора. В замкнутых контурах ротора будут наводиться ЭДС и токи, взаимодействие которых с магнитным полем статора создаст асинхронный момент генератора:

- В случае если при некотором скольжении s асинхронный момент сравняется с моментом турбины, то может возникнуть новый стационарный режим. Асинхронный тормозящий момент с увеличением скольжения ротора возрастает. Следует отметить, что мощность турбины с увеличением скольжения уменьшается, это связано с тем, что при увеличении частоты вращения, регулятор частоты вращения турбины начинает сокращать поступление пара (воды).

- В случае если такого баланса нет, то скольжение будет нарастать и при скольжении 7%-10% турбина будет остановлена действием автомата безопасности.

Кратковременная работа турбогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения допускается, но в течении небольшого времени и при сниженной нагрузке (п. 5.1.27 ПТЭ РФ).

Цитата:«Допускается кратковременная работа турбогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения при сниженной нагрузке».

При потере возбуждения генератор может продолжать выдавать активную мощность, получая возбуждение за счет потребления большой величины реактивной мощности из системы. Однако такой асинхронный режим работы генератора даже со сниженной нагрузкой длительно недопустим, так как вызывает перегревы в частях генератора, а иногда и более тяжелые последствия. Поэтому на современных мощных генераторах предусматриваются защиты, реагирующие на потерю возбуждения и при необходимости отключающие генератор.