- •Вопросы
- •4. (4) Уравнение движения ротора генератора в различных формах
- •5. (7) Понятие о статической устойчивости простейшей энергосистемы
- •6. Определение собственных и взаимных сопротивлений и проводимостей при сложной связи между двумя генераторными станциями
- •7 (1, 27).Влияние промежуточных поперечных подключений (активного, индуктивного или емкостного сопротивления) на статическую устойчивость одномашинной энергосистемы.
- •1. Влияние активной нагрузки
- •2. Влияние шунтирующего реактора
- •2. Влияние конденсаторной батареи
- •8. (9) Линеаризация уравнений электрических систем и её назначение.
- •9. (15) Применение метода малых колебаний при исследовании статической устойчивости одномашинной энергосистемы
- •10. (19) Типы арв генераторов и их влияние на статическую устойчивость энергосистем.
- •11.(24)Угловые характеристики генератора с арв.
- •12.(25) Причины появления самораскачивания роторов генераторов энергосистемы.
- •13.(10) Понятие о синхронной оси. Абсолютное и относительное движение роторов генераторов.
- •14.(18) Критерий статической устойчивости двухмашинной эс.
- •15.(2)Понятие о динамической устойчивости эс.
- •16. (3) Учёт генераторов и нагрузок при расчётах динамической устойчивости энергосистем.
- •1. Уравнение движения
- •17(23). Правило (способ) площадей и критерий динамической устойчивости одномашинной энергосистемы.
- •18.(15) Определение предельного угла и предельного времени отключения кз в простейшей энергосистеме.
- •19 (12,20) . Метод последовательных интервалов и предельное время отключения повреждённой цепи двухцепной линии электропередачи.
- •20 (14,28) . Динамическая устойчивость простейшей энергосистемы при полном сбросе мощности.
- •21. (13) Анализ динамической устойчивости одномашинной энергосистемы при осуществлении трёхфазного апв на одной из цепей двухцепной линии электропередачи.
- •22. (19) Переходный режим одномашинной энергосистемы при однофазном кз с последующим оапв.
- •23.(24) Отключение части генераторов как средство сохранения динамической устойчивости одномашинной энергосистемы.
- •24.(16,27) Процессы (динамическая устойчивость) при форсировке возбуждения генераторов.
- •25. (26) Условия успешной синхронизации генераторов.
- •26.(7)Правило площадей при анализе ду двухмашинной энергосистемы.
- •27. (18) Ду энергосистем с дефицитом мощности.
- •28.(10,26)Определение запасов статической и динамической устойчивости одномашинной энергосистемы.
- •29.(25) Статические характеристики элементов нагрузки: лампа накаливания, конденсаторная батарея, реактор, синхронный компенсатор.
- •30. (14,23) Статические характеристики синхронного и асинхронного двигателей по напряжению.
- •31. (11) Статические характеристики комплексных нагрузок по напряжению и частоте.
- •32. (17) Коэффициенты крутизны и регулирующие эффекты нагрузки
- •33. (8) Статическая устойчивость асинхронного двигателя: критерий статической устойчивости; предел статической устойчивости; критическое скольжение; критическое напряжение.
- •34. (6) Влияние напряжения источника питания и частоты в энергосистеме на статическую устойчивость асинхронного двигателя.
- •35. (5) Вторичные признаки (критерии) статической устойчивости нагрузки.
- •36.(16)Возмущающие воздействия и большие возмущения в узлах нагрузки.
- •37. (21)Динамические характеристики осветительной нагрузки и асинхронного двигателя.
- •38.(22) Динамические характеристики синхронного двигателя.
- •39.(20) Динамическая устойчивость синхронного двигателя.
- •40.(28) Процессы при самозапуске электродвигателей.
12.(25) Причины появления самораскачивания роторов генераторов энергосистемы.
Самораскачивание-это вид электромеханической неустойчивости генератора, когда его ротор совершает колебательные движения относительно основной скорости (синхронной) с увеличивающейся амплитудой вплоть до выпадения из синхронизма.
3 основные причины появления самораскачивания:
1)Большое активное сопр-е в статорной цепи генератора r/x>0.5 При увеличении активного сопр-я цепи статора демпферный коэф-т уменьшается и при некотором знач становится «-», что явл условием возмож появления самораскачивания генератора.
2)Наличие зоны нечувствительности явл свойством систем АРВ элмех типа, кот-е на современных СМ практически не применяются. Запаздывание в прохождении сигнала от момента изменения параметра регулирования до момента изменения ЭДС обусловлено электромагнитной инерционностью элементов АРВ и обмотки возбуждения, свойственной всем СГ. При работе генератора в области искусственной устойчивости колебательный процесс будет определяться отрицательным наклоном внутренних характеристик, зоной нечувствительности, запаздыванием, энергетическими соотношениями ускорения-торможения и демпфированием колебаний ротора.
3)Неправильная настройка АРВ
Типичным примером неправильной настройки АРВ СД является случай, когда чрезмерно увеличен коэф-т усиления по отклонению напряжения k0U, а коэф-ы усиления по производным (коэф-ы каналов стабилизации) находятся вне области устойчивости. В этом случае самораскачивание может возникнуть не только в зоне искусственной устойчивости, но и в других режимах, даже при очень малой загрузке генераторов.
Область устойчивости D(0) , построенная на плоскости коэф-ов усиления по первой k1U и второй k2U производным напряжения генератора (рис.1.28), ограничена некоторой кривой, называемой границей области устойчивости. Устойчивая работа генератора возможна лишь в том случае, когда значения коэф-в усиления определяют точку внутри этой области (например, точку A).
Рис. 1.28. Область устойчивости энергосистемы
13.(10) Понятие о синхронной оси. Абсолютное и относительное движение роторов генераторов.
Ротор синхронной машины представляет собой вращающееся тело, и поэтому к нему применимы законы механики, которым подчиняется вращательное движение. Если к телу приложить вращающий момент , то оно получит ускорение . где - момент инерции вращающегося тела, в данном случае агрегата “турбина - ротор”. В рабочем состоянии ротор генератора находится под действием двух основных моментов: вращающего, обусловленного действием энергоносителя на турбину и тормозящего, обусловленного воздействием электромагнитных сил, возникающих от тока нагрузки. Поэтому можно записать уравнение:где - вращающий момент турбины;- электромагнитный тормозной момент, обусловленный нагрузкой. Угловое ускорение может быть выражено через вторую производную угла поворота ротора по времени: . Получим уравнение движения ротора :. Однако такое уравнение движения ротора генератора несколько неудобно для электроэнергетических расчетов, поскольку при его : или ,где - постоянная инерции ротора, численно равная времени, в течение которого ротор разгоняется d-магнитная ось ротора из состояния покоя до номинальной скорости под действием номинального вращающего момента при постоянном моменте сопротивления; Следует иметь в виду, что угол отсчитывается от неподвижной оси, называемой осью отсчета. Однако более удобно измерять угловое положение ротора, его скорость и ускорение не относительно неподвижной оси, а относительно оси, вращающейся с синхронной скоростью .
Угол ( б-с точки зрения устойчивости это угол относительно синхронно вращающейся оси) между синхронной вращающейся осью и поперечной осью ротора, скорость и ускорение изменения этого угла определяются как; ; .С учетом этих соотношений уравнение движения ротора принимает окончательный вид: .В этом уравнении выражены в радианах, а и - в относительных единицах.
Переходные электромагнитные процессы в генераторах сопровождаются изменениями отдаваемой Г мощности, благодаря чему нарушается равновесие между моментом, развиваемым первичным двигателем, с одной стороны, и генераторами, с другой. В результате этого возникает относительное перемещение ротора, отражаемое изменением угла б. Относительное перемещение роторов связанно с отклонением их частоты вращения от синхронной) При относительном перемещении ротора в его обмотках наводятся токи, налагающиеся на систему токов, вызванных первоначальным изменением режима работы генератора. Эти дополнительные токи обуславливают дополнительные колебания мощности генератора.