2.9. Практический критерий статической устойчивости для асинхронных двигателей

Рассмотрим асинхронный двигатель, подключенный к узловой точке системы.

Характеристика мощности для таких асинхронных двигателей представлена на рис. 2.30.

Рис. 2.30. Характеристика мощности асинхронного двигателя

В этом случае для асинхронных двигателей статическая устойчивость проверяется по скольжению и из соотношения механической мощности, которая присоединена к валу ротора двигателя и имеет тормозящий характер, и электрической мощности – той, которая подводится к двигателю. Исходя из этого, практический критерий статической устойчивости асинхронных двигателей имеет вид (на возрастающей части характеристики). В отличие от генератора расчетным возмущением для асинхронных двигателей будет являться изменение скольжения на величинуs. При этом электрическая мощность, подводимая к асинхронному двигателю, будет ускорять вращение ротора двигателя и тем самым уменьшать скольжение. Механическая мощность рабочих агрегатов, приводимых во вращение асинхронным двигателем, носит тормозящий характер. При преобладании этой мощности будет происходить увеличение скольжения асинхронного двигателя.

2.10. Коэффициенты запаса статической устойчивости

Под действием случайных факторов баланс мощности может нарушаться. Кроме отклонения нагрузки, которая вызывает изменение баланса мощности, могут быть и другие причины его нарушения:

1. Отключения генераторов, трансформаторов или ЛЭП, которые приводят к малым возмущениям режима в электроэнергетической системе. Такие изменения при нахождении режима вблизи границы области статической устойчивости могут вызвать нарушение режима. Это является первой причиной обеспечения необходимого запаса статической устойчивости.

2. Некоторая неопределенность самой границы области статической устойчивости, которая объясняется тем, что нет возможности учесть влияние на эту границу устойчивости всех параметров ЭЭС.

3. Неизбежны погрешности самих расчетов, которые обусловлены упрощением схемы, применением упрощенных математических моделей элементов ЭЭС, приближенного задания параметров элементов ЭЭС и т. д.

По указанным причинам допустимые режимы работы ЭЭС должны задаваться с некоторым запасом по отношению к рассчитываемому режиму. И геометрически запас статической устойчивости для ЭЭС будет характеризоваться удаленностью отображающей точки от границы устойчивости.

При этом возникает вопрос определения количественных показателей запаса статической устойчивости. Такими общепринятыми показателями в настоящее время являются:

а) для ЭЭС – коэффициент запаса статической устойчивости по активной мощности – К_Р;

б) для оценки запаса статической устойчивости узла нагрузки используется коэффициент запаса по напряжению K_U.

Для определения коэффициента запаса по активной мощности рассчитываемый переток мощности исходного режима Р₀ сравнивается с рассчитываемым перетоком в предельном по статической устойчивости режиме Р_пр (рис. 2.31)

%.

Причины, требующие введения запаса по напряжению, те же самые, что и при введении запаса статической устойчивости по активной мощности:

– возможность самопроизвольного утяжеления режима;

– наличие множества трудно учитываемых в расчетах факторов, влияющих на границу устойчивости;

– неизбежность погрешности самих расчетов.

Рис. 2.31. Графическая иллюстрация определения коэффициента

запаса статической устойчивости

Для определения запаса статической устойчивости по напряжению для узла нагрузки напряжение U₀ в исходном режиме заданного узла сравнивается с критическим напряжением U_кр в этом же узле нагрузки. Тогда

% ,

.

Значение U_кр определяется свойствами нагрузки, главным образом двигательной нагрузки, а также протяженностью ЛЭП, входящей в узел нагрузки.

Выбор обеспечения запасов статической устойчивости представляет собой сложную технико-экономическую задачу. Увеличение запаса статической устойчивости позволяет снизить количество нарушений устойчивости и связанных с ними аварий в энергосистеме. В то же время увеличение запаса статической устойчивости ведет к недоиспользованию пропускной способности ЛЭП, эксплуатируемых в ЭЭС, и как следствие, увеличению затрат на строительство новых ЛЭП.

В соответствии с ПУЭ и ПТЭ в нормальном установившемся режиме работы коэффициент запаса должен быть K_P ≥ 20 %, коэффициент по напряжению K_U ≥ 15 %.

В кратковременных послеаварийных установившихся режимах коэффициент запаса может быть снижен, но при этом должен быть не меньше для K_P ≥ 8 % и K_U ≥ 10 %.

Под кратковременным послеаварийным установившимся режимом понимается режим, который устанавливается в энергосистеме после возмущения и переходного процесса и существует в течение времени, необходимого диспетчеру для восстановления нормальной схемы ЭЭС; обычно время существования послеаварийного установившегося режима составляет не более 40 мин.