Контрольные вопросы

1. Что такое синхронизация работы генератора и сети?

2. Назовите основные виды синхронизации включения генераторов на параллельную работу с сетью.

3. В чем заключается сущность методов точной и самосинхронизации? Их преимущества и недостатки.

4. Дайте определение «напряжения биения», «момента оптимума».

5. Назовите основные типы устройств для автоматизации процесса синхронизации. Их преимущества и недостатки.

6. Какими методами осуществляется автоматическое регулирование частоты вращениягидро- и турбоагргатов?

7. Опишите, какие принципы лежат в основе построения автоматики регулирования мощности гидро- и турбоагрегатов.

8. Какими способами осуществляется автоматическое регулирование величины напряжения и реактивной мощности синхронных генераторов?

9. Опишите основные виды возбудителей синхронных машин; их принципы построения, преимущества и недостатки.

2. Противоаварийная автоматика

2.1. Понятие статической и динамической устойчивости работы энергосистемы

2.2. Автоматическое повторное включение. Назначение и область применения АПВ

2.2.1. Требования к схемам автоматики повторного включения и их классификация

2.2.2. Схема трехфазного автоматического повторного включения однократного действия

2.2.3. Ускорение защиты до и после автоматики повторного включения

2.2.4. Выполнение схем автоматики повторного включения на переменном оперативном токе

2.2.5. Автоматика повторного включения сборных шин

2.2.6. Краткие сведения об особенностях и разновидностях автоматики повторного включения на линиях с двусторонним питанием

2.3 Автоматическое включение резерва

2.3.1. Назначение и область применения автоматики резерва включения

2.3.2. Требования к схемам автоматики включения резерва

2.3.3. Автоматика включения резерва трансформатора собственных нужд

2.4. Автоматическая частотная разгрузка

2.4.1. Назначение, принципы выполнения, категории автоматической частотной разгрузки

2.4.2. Автоматика повторного включения после автоматической частотной разгрузки

2.4.3. Схемы устройства автоматики частотной разгрузки и автоматики повторного включения

2.5. Особенности автоматики предотвращения нарушения устойчивости

2.6. Особенности автоматики прекращения асинхронного режима

2.1. Понятие статической и динамической устойчивости работы энергосистемы

Статическая устойчивость – это способность системы сохранять синхронную параллельную работу генератора при малых возмущениях и медленных изменениях параметров режима (рис. 2.1). Электрическая мощность, вырабатываемая электростанцией, имеет вид:

, (2.1)

где – эдс генераторов электростанции; – напряжение в энергосистеме; – суммарное результирующее сопротивление генераторов, ЛЭП и системы; – угол нагрузки.

– работа генератора возможна в точках 1 и 2. При этом точка 1 является точкой устойчивости работы, точка 2 – неустойчивой.

Устойчивая работа генератора наблюдается при угле нагрузки .

Практически работа генератора происходит при углах нагрузки, определенных через коэффициент запаса статической устойчивости

, (2.2)

где – максимальная мощность генератора; – допустимая мощность генератора.

Коэффициент запаса ограничивается: – в нормальном режиме, – в послеаварийном.

Под динамической устойчивостью понимается способность энергосистемы сохранять синхронную параллельную работу генераторов при значительных внезапных возмущениях (КЗ, аварийные отключения генераторов, трансформаторов, линий передачи) (рис. 2.3). Оценка динамической устойчивости является очень сложной задачей.

Рассмотрим простейший пример (рис. 2.2):

Рис. 2.2. Схема линии

Рис. 2.3. Переходный процесс в системе

Рассматриваемый процесс – однофазное КЗ на одной из линий:

I – угловая характеристика в нормальном режиме (1 – исходная точка);

II – угловая характеристика при КЗ до отключения линии релейной защитой. Снижение мощности связано с КЗ;

2–3 – ускорение ротора под действием момента турбины.

В точке 3 происходит срабатывание РЗ и отключение линии.

III – угловая характеристика при отклонении одной линии (снижение мощности относительно кривой I связано с увеличением );

– площадка ускорения. Она определяет дополнительную скорость, приобретенную ротором.

4–5 – торможение ротора под действием преобладающего момента турбины.

В точке 5 происходит успешное срабатывание АПВ и генератор возвращается на кривую I (в точку 6). Торможение ротора продолжается до точки 7, когда его скорость становится, равной номинальной.

Сама точка 7 определяется из равенства , где – площадка торможения. В зависимости от того, где находится точка 7, достигнутый режим может быть устойчивым ( и возврат к точке 1) и неустойчивым ( и выпадение из синхронизма).

Запас динамической устойчивости оценивается коэффициентом запаса динамической устойчивости

, (2.3)

где – максимально возможная площадка торможения, ограниченная величиной .

Если , процесс устойчивый, если – неустойчивый.

Меры повышения динамической устойчивости:

– повышение быстродействия РЗ и АПВ;

– воздействие на мощность турбины со стороны РЧВ и ее импульсная разгрузка;

– воздействие на генератор со стороны АРВ (автоматический регулятор возбуждения).