Wilhelm ROJEWSKI - SIECI 2004

Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze – SIECI 2004
V Konferencja Naukowo-Techniczna
Politechnika Wrocławska
Instytut Energoelektryki
Wilhelm ROJEWSKI
Marian SOBIERAJSKI
Instytut Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej, 50-370 Wrocław, Wybrzeże Wyspiańskiego 27
e-mail: [email protected], [email protected]
WARUNKI PRACY MAŁEJ ELEKTROWNI WODNEJ Z GENERATOREM
INDUKCYJNYM W SIECI ŚREDNIEGO NAPIĘCIA
W referacie omówiono ważniejsze zagadnienia związane z pracą małych generatorów indukcyjnych
w sieci rozdzielczej średniego napięcia. Na przykładzie Małej Elektrowni Wodnej z generatorem
indukcyjnym o mocy 130 kW, przyłączonej do sieci terenowej 20 kV, omówiono charakterystyczne stany
pracy generatora: rozruch, pracę normalną, pracę na zwarcie i odłączenie od systemu wraz z fragmentem
sieci. Zachowanie się generatora i jego wzajemne oddziaływanie z siecią zilustrowano wynikami badań
symulacyjnych.
1. WPROWADZENIE
Maszyny asynchroniczne wykorzystuje się jako generatory małej i średniej mocy głównie
w małych elektrowniach wodnych (MEW) oraz w elektrowniach wiatrowych (EW). Ostatnio
popularne stają się także agregaty, w których generator indukcyjny napędzany jest silnikiem
spalinowym zasilanym biogazem, pochodzącym, np. z utylizacji wysypiska śmieci lub oczyszczalni
ścieków. Główne zalety generatora indukcyjnego w porównaniu z generatorem synchronicznym to:
prosta konstrukcja, duża niezawodność, niski koszt wykonania i eksploatacji oraz brak źródła
napięcia stałego (wzbudnicy) do wytworzenia strumienia wzbudzenia i urządzeń do synchronizacji
z siecią.
Generator asynchroniczny posiada zdolność do wytwarzania jedynie mocy czynnej i to
w warunkach, gdy jego wirnik napędzany jest mechanicznie z prędkością wyższą od prędkości
synchronicznej (poślizg jest ujemny), a jednocześnie do generatora dostarczana jest stale moc
bierna indukcyjna, niezbędna do wytwarzania wirującego pola magnetycznego.
Stosowane są następujące systemy pracy generatorów indukcyjnych [1], [2]:
- praca równoległa z systemem elektroenergetycznym, z którego pobierana jest moc bierna,
- praca autonomiczna, gdy do maszyny dołączone jest inne precyzyjnie sterowane źródło mocy
biernej, jak np. bateria kondensatorów lub układ przekształtnikowy.
W praktyce generatory asynchroniczne w MEW z reguły pracują równolegle z systemem
elektroenergetycznym, a w wypadku stwierdzenia utraty tego połączenia są natychmiast wyłączane.
Przytoczone dalej rozważania dotyczą takich właśnie przypadków.
W referacie, na przykładzie MEW z generatorem indukcyjnym o mocy 130 kW, omówiono
cztery charakterystyczne stany pracy generatora: rozruch, pracę normalną, pracę na zwarcie
i wydzielenie się fragmentu sieci wraz z pracującym generatorem. Przedstawiono krótką
charakterystykę sieci terenowej 20 kV, do której przyłączona jest MEW oraz podano wybrane
wyniki symulacji, ilustrujące zachowania się małego generatora i jego wzajemne oddziaływanie
z siecią w wymienionych tu charakterystycznych stanach pracy. Zwrócono także uwagę na niektóre
zjawiska występujące tylko przy pracy większych jednostek tego typu.
106
2. CHARAKTERYSTYKA UKŁADU ELEKTROENERGETYCZNEGO
Rozważana MEW posiada jeden generator asynchroniczny o mocy 130 kW, wytwarzający
energię elektryczną przy napięciu 0,4 kV i napędzany turbiną wodną typu Kaplana o maksymalnej
mocy na wale 115 kW. Generator przyłączony jest, poprzez słupową stację transformatorową
21/0,4kV o mocy 160 kVA, do odgałęzienia linii napowietrznej w odległości ok. 4,5 km od stacji
GPZ. W stacji tej zainstalowany jest transformator T1 110/21 kV o mocy 16 MVA, wyposażony w
układ automatycznej regulacji zaczepowej pod obciążeniem. Uproszczony schemat ciągu liniowego
L-100 20 kV, do którego przyłączona jest MEW przedstawiono na rys. 1.
110 kV
S"k= 1100 MVA
T1
115/22kV
16 MVA
Yd11
u"k=11,2%
GPZ
SI
L-100
20 kV
R-160
G
MEW
130 kW
R-102
R-101
Rys. 1. Uproszczony schemat ciągu liniowego L-100 20 kV, do którego przyłączona jest MEW o mocy 130 kW.
Z GPZ zasilana jest rozległa sieć 20 kV z liniami napowietrznymi i kablowymi, przy tym
z ciągu liniowego L-100 zasilanych jest ok. 60 stacji 20/0,4kV, pobierających łącznie 0,5-1,2 MW
mocy, podczas gdy moc osiągalna MEW nie przekracza 110 kW.
3. BADANIA SYMULACYJNE WYBRANYCH STANÓW PRACY GENERATORA
ASYNCHRONICZNEGO
Model układu i oprogramowanie
Stan ustalony analizowano uwzględniając w ciągu liniowym L-100 wszystkie stacje
odbiorcze o znaczącym obciążeniu. Wzięto pod uwagę faktyczny poziom napięcia w sieci 110 kV
oraz uwzględniono działanie i nastawy regulatora przekładni transformatora T1 w GPZ. Odbiory
107
modelowano po części za pomocą stałej impedancji, a po części jako odbiory stałej mocy czynnej
i biernej. Linie napowietrzne i kablowe modelowano za pomocą czwórnika typu PI o parametrach
skupionych. Rozważano pracę elektrowni przy stałym współczynniku mocy cosϕ=0,85 i cosϕ=1,0.
Do symulacji stanów dynamicznych wykorzystano uproszczony model sieci z odbiorami
skupionymi w kilku wybranych punktach. Pominięto regulację turbiny i reprezentowano ją za
pomocą stałego momentu mechanicznego lub stałej mocy mechanicznej na wale. Generator
asynchroniczny reprezentowano za pomocą modelu piątego rzędu, tzn. czterech równań
różniczkowych w układzie d-q oraz równania ruchu.
Przyjęto następując dane znamionowe maszyny asynchronicznej:
Pn=132 kW,
Un=420 V, cosϕn=0,85, nn=1015 obr/min, 2p=6, kr=Ir/In=5,6, H=0,19s
oraz parametry rezystancyjne i reaktancyjne:
Rs=0,0496 Ω, Xs=0,0889 Ω,
R’w(s=1)=0,01734 Ω, X’w(s=1)=0,0889 Ω, R’w(s=sn)=0,0156 Ω, X’w(s=sn)=0,2832 Ω,
Xm=4,0 Ω.
W badaniach symulacyjnych wykorzystano standardowe procedury pakietu MATLAB oraz
własne oprogramowanie autorów.
Rozruch generatora asynchronicznego
Podczas bezpośredniego rozruchu generatora asynchronicznego, jego wirnik rozpędza się do
prędkości bliskiej synchronicznej, a następnie załącza się generator do sieci. Załączeniu generatora
towarzyszy krótkotrwały udar prądu o wartości kilkakrotnie przekraczającej prąd znamionowy oraz
przejściowe obniżenie (zapad) napięcia. Na rys. 2a. przedstawiono zmiany wartości skutecznej
prądu Irg generatora w czasie symulowanego rozruchu dla czterech różnych warunków w chwili
załączenia: przy poślizgu s=1 (tzw. rozruch silnikowy), przy prędkości wirnika dokładnie równej
synchronicznej, tzn. s=0 oraz przy prędkościach różniących się o ±5% od prędkości synchronicznej,
czyli s=−0.05 i s=0,05. W każdym z tych przypadków rozruch generatora wywołuje zapad napięcia
na zaciskach generatora i w sieci 20 kV. Z punktu widzenia odbiorców energii bardziej interesujący
jest poziom napięcia w sieci, dlatego na rys. 2b. przedstawiono zmiany napięcia UrT20 na zaciskach
górnego napięcia transformatora blokowego.
4.
1.
2.
3.
4.
3.
2.
1.
Rys. 2. Rozruch generatora asynchronicznego przy różnych prędkościach wirnika w chwili załączenia: a) wartości
skuteczne prądu generatora Irg, b) napięcie Urt20 na zaciskach górnego napięcia transformatora blokowego.
Podczas rozruchu generatora bateria kondensatorów pozostawała wyłączona, co jest zgodne
z zalecaną zasadą załączania najpierw generatora, a następnie baterii. Uniknięto także w ten sposób
nałożenia stanu przejściowego związanego z załączaniem pojemności na przebieg prądu rozruchu.
108
Rozruch silnikowy generatora (załączenie przy poślizgu s=1) spowodował udar prądowy
o wartości 5,5 razy większej od prądu znamionowego. Przejściowe obniżenie napięcia na zaciskach
górnego napięcia transformatora blokowego wynosi w tych warunkach ok. 1%Un i występuje w
czasie nie przekraczającym 0,4 s. W przypadku rozważanego generatora o mocy 130 kW, taki
sposób rozruchu nie jest zalecany. Załączenie generatora z wirnikiem rozpędzonym do prędkości
bliskiej synchronicznej odbywa się znacznie łagodniej. Wynika to głównie z tego, że reaktancja
rozproszenia wirnika przy poślizgu bliskim znamionowego jest kilkakrotnie większa od reaktancji
wirnika zatrzymanego. W rozważanym przypadku ta krotność wynosi 3,1. Jak to widać
z przebiegów na rys.2a. niewielkie odstępstwo od prędkości synchronicznej w chwili załączenia nie
wpływa na wartość maksymalnej wartości udaru prądu, która wynosi tu ok. 3,9 p.u., ani na czas
trwania rozruchu (ok. 0,4 s). Pewne różnice uwidaczniają się jednak w kształcie zmian wartości
skutecznej prądu rozruchu. Wynikają one z tego, że po zaniknięciu udaru prądu, który ma charakter
bierny, generator zaczyna oddawać moc czynną do sieci, co następuje tym wcześniej im wyższa jest
prędkość w chwili załączenia. Przejściowe zmiany napięcia w sieci 20 kV w czasie takiego
rozruchu są niewielkie i wynoszą (0,2-0,3)% napięcia znamionowego.
W przypadku generatorów indukcyjnych o mocach rzędu megawatów w celu zapobieżenia
udarom prądu rozruchu i towarzyszącym im zapadom napięcia, stosuje się specjalne tyrystorowe
urządzenia tzw. „soft-start”, pozwalające ograniczać prąd do poziomu prądu znamionowego. Taki
rozruch trwa wtedy kilka sekund. Stosowane są także rozwiązania, polegające na wzbudzeniu
generatora asynchronicznego do napięcia bliskiego znamionowego, a następnie załączeniu do sieci.
Do tego celu wykorzystuje się magnetyzm szczątkowy maszyny lub ładunek zgromadzony
w kondensatorach oraz regulowaną baterie kondensatorów. Proces załączenia generatora wymaga
tu synchronizacji analogicznie, jak w przypadku generatorów synchronicznych i może trwać ok. 1
minuty.
Praca normalna generatora asynchronicznego
W pracy sieci występują ciągłe zmiany, zmienia się poziom obciążeń, moc czynna
generowana w MEW, a także napięcie w sieci 110 kV. Oceniając wpływ elektrowni na pracę sieci
bierze się głównie pod uwagę następujące kwestie: dopuszczalną obciążalność elementów sieci,
odchylenia napięcia, migotania światła i zawartość harmonicznych w napięciu. W przypadku
elektrowni wodnych wymagania dotyczące wskaźników migotania światła spełnione są z zasady,
gdyż nie występują tu niskoczęstotliwościowe pulsacje mocy na wale. Generator indukcyjny
przyłączony do sieci bezpośrednio, tzn. bez układu przekształtnikowego, nie powoduje odkształceń
harmonicznych prądu, a zatem nie wpływa na wzrost zawartości harmonicznych w napięciu. Dwa
pozostałe warunki wymagają bliższego rozpatrzenia, przy czym ocena warunku dopuszczalnej
obciążalności elementów układu promieniowego nie nastręcza żadnych trudności. Wystarczy
sprawdzić, czy maksymalna moc generowana w MEW nie przekracza długotrwale dopuszczalnej
obciążalności żadnego z elementów, znajdujących się na drodze przepływu energii elektrycznej
z elektrowni do sieci. Ocena wpływu MEW na poziom i odchylenia napięć w sieci rozdzielczej jest
znacznie bardziej złożona i wymaga zebrania odpowiednich danych oraz wykonania
wielowariantowych obliczeń rozpływowych.
Na podstawie danych pozyskanych z zakładu energetycznego sporządzono bilans mocy
w sieci zasilanej z transformatora T1 w GPZ. Dane te zawarto w tablicy 1.
Tablica 1. Bilans mocy w sieci zasilanej z sekcji SI w GPZ
Element sieci
Transformator T-1
Ciąg liniowy L-100
Pozostałe ciągi liniowe zasilane z SI
P + jQ [MVA]
szczyt zimowy
dolina letnia
6,20 + j1,00
2,30 + j0,60
1,58 + j0,49
0,59 + j0,09
4,62 + j0,51
1,71 + j0,51
109
Łatwo zauważyć, że moc MEW jest ponad 5 razy mniejsza od obciążenia ciągu liniowego L-100
w lecie i około 15 razy mniejsza od tego obciążenia w zimie.
W modelu sieci odwzorowano wszystkie stacje odbiorcze 20/0,4 kV zasilane z ciągu
liniowego L-100. Obciążenie tych stacji ustalono stosując jednakowy dla wszystkich stacji
współczynnik obciążenia, zapewniający zbilansowanie do wartości podanych w tablicy 1.
Obciążenie pozostałych ciągów liniowych zastąpiono odbiorem zastępczym. Dla wszystkich
odbiorów przyjęto współczynnik mocy tgϕ=0,4. Uwzględniono rzeczywiste parametry wzdłużne
i poprzeczne odcinków linii. W modelu transformatora T1 uwzględniono regulację zaczepową pod
obciążeniem w zakresie 115 kV±10% (± 9 stopni regulacji). Przyjęto także, że transformator
blokowy pracuje przy znamionowej przekładni 21/0,4 kV.
Obliczenia rozpływowe wykonano przy założeniu rzeczywistych warunków napięciowych
w sieci 110 kV i nastaw regulatora transformatora T1, które podano w tablicy 2.
Tablica 2. Warunki napięciowe w sieci 110 kV i nastawy regulatora transformatora T-1 w GPZ.
Dane
Napięcie na szynach 110 kV
Nastawa regulatora Uzad, ,
Kompensacja prądowa regulatora
Napięcie utrzymywane na szynach 20 kV
szczyt zimowy
114,4 kV
105 V
Rk=0, Xk=0
21 kV
dolina letnia
118,8 kV
105 V
Rk=0, Xk=0
21 kV
Zarówno dla szczytu zimowego, jak i doliny letniej analizowano po trzy warianty:
praca sieci bez MEW,
praca z MEW, wprowadzającą do sieci moc czynną P=0,11 MW przy cosϕ=1,
praca z MEW, wprowadzającą do sieci moc czynną P=0,11 MW przy cosϕ=0,85.
W szczycie zimowym moc generowana w MEW jest w całości konsumowana przez
odbiorców zasilanych z najbliżej leżących stacji, tzn. R-101 i R-102. Wzrost napięć wywołany
przyłączeniem MEW nie przekroczy w tych warunkach 0,1%Un i jest pomijalny. W dolinie letniej
moc generowana w MEW przesyłana jest do dalej położonych stacji i wzrost napięcia wynosi tu ok.
0,2%Un, co nadal jest wielkością do pominięcia.
Stwierdzono, że niezależnie od pracy lub wyłączenia generatora napięcie na szynach 20 kV
w GPZ i w stacjach leżących na początku ciągu liniowego L-100 może przekroczyć dopuszczalny
poziom 1,05Un. Wynika to ze zbyt wysokiego nastawienia regulatora transformatora i może być
łatwo skorygowane przez przyjęcie wartości zadanej napięcia Uzad=104 V w zimie i Uzad=103 V
w lecie.
W przypadku większych jednostek lub grupy generatorów asynchronicznych, oprócz
rozważanych tu zagadnień, należy zbadać stabilność napięciową w węźle, do którego zostają one
przyłączone. Utrata stabilności napięciowej w określonym węźle sieci może wystąpić wskutek
wzrostu poboru mocy biernej przez odbiory w takim stopniu, że spowoduje on pogłębiające się
obniżenie napięcia aż do całkowitego załamania, czyli do tzw. lawiny napięcia. Dotyczy to głównie
słabych sieci, charakteryzujących się dużą impedancja zastępczego źródła (systemu). W węźle, do
którego przyłączona jest elektrownia z generatorami asynchronicznymi może nastąpić utrata
stabilności napięciowej wg następującego scenariusza: wskutek niedokładnej regulacji mocy
turbiny może nastąpić przekroczenie znamionowej mocy mechanicznej, co spowoduje wzrost
poślizgu generatora a następnie znaczny wzrost mocy biernej pobieranej przez generator.
Towarzyszące temu obniżenie się napięcia w elektrowni wpłynie na zmniejszenie momentu
krytycznego maszyny i jeżeli stanie się on mniejszy od momentu mechanicznego na wale turbiny,
to moc czynna nie będzie dalej oddawana do sieci i nastąpi szybki wzrost prędkości obrotowej
wirników maszyn. Ze wzrostem poślizgu nastąpi dalszy silny wzrost poboru mocy biernej przez
generatory, pociągając za sobą dalsze obniżanie się napięcia aż do ewentualnej lawiny napięć. Jest
oczywiste, że w rozważanym przykładzie z małym generatorem o mocy 130 kW, taka sytuacja nie
wystąpi.
-
110
Praca generatora indukcyjnego na zwarcie
Zachowanie się generatora indukcyjnego podczas zwarć jest odmienne niż generatora
synchronicznego. W przypadku trójfazowego zwarcia na zaciskach prąd generatora indukcyjnego
w krótkim czasie zanika do zera. Zwarcie powoduje bowiem nagłą przerwę w dostarczaniu mocy
biernej, niezbędnej do podtrzymania pola magnetycznego generatora, a wskutek dość dużych
wartości rezystancji uzwojeń stojana i klatki wirnika, proces przejściowy zanika w czasie rzędu
100-200ms. W przypadku zwarcia w sieci zanikanie prądu generatora jest nieco wolniejsze i jego
udział może się przyczynić do wzrostu prądu początkowego w miejscu zwarcia, a szczególnie
udarowego prądu zwarcia [3].
W rozważanym układzie, praca MEW spowoduje wzrost mocy zwarciowej w najbliższych
stacjach R-101 i R-102 nie przekraczający 0,7 MVA, czyli mniej niż 1% mocy zwarciowej bez
udziału MEW. Przyrost mocy zwarciowej na szynach 20 kV w GPZ nie przekroczy 0,5%.
Podczas zwarcia dwufazowego generator indukcyjny nadal jest domagnesowywany z sieci
i po zaniknięciu stanu przejściowego następuje niesymetryczny stan ustalony, w którym
w generatorze prądy płyną we wszystkich trzech fazach. Ich wartości są znacznie mniejsze od
początkowego prądu zwarcia trójfazowego, jednak z uwagi na to, że w prądach tych występuje duża
składowa symetryczna przeciwna, następuje silne grzanie generatora oraz drgania wału.
Przykładowe przebiegi prądów fazowych generatora podczas trójfazowego i dwufazowego
zwarcia na jego zaciskach pokazano na rys.3.
Rys. 3. Przebiegi prądów fazowych generatora asynchronicznego podczas zwarcia na jego zaciskach: a) zwarcie
trójfazowe, b), c) i d) zwarcie dwufazowe wyłączone po czasie 0,1s przez zabezpieczenie po stronie 20 kV.
Ogólnie można powiedzieć, że prąd zwarciowy płynący od generatora asynchronicznego
zwykle nie jest wystarczający do spowodowania działania jego zabezpieczeń zwarciowych
i w takich sytuacjach muszą działać zabezpieczenia reagujące na prąd płynący z sytemu. To
powoduje wyizolowanie generatora, a następnie działanie jego zabezpieczeń nad/podnapięciowych,
nad/podczęstotliwościowych i w konsekwencji wyłączenie generatora oraz turbiny.
Zwarcia w sieci mogą także prowadzić do niestabilności generatora asynchronicznego.
W czasie trójfazowego zwarcia szybko wzrasta prędkość wirnika i poślizg może przekroczyć
wartość, po której pomimo wyłączenia zwarcia nie powróci on do stanu normalnego. Po wyłączeniu
zwarcia taki generator pobiera z sieci moc czynną i bardzo dużą moc bierną, a napięcie na jego
zaciskach załamuje się. Jest to sytuacja analogiczna do niestabilności pierwszego wychylenia
wirnika generatora synchronicznego. W przypadku dużych generatorów indukcyjnych lub grupy
mniejszych, występujący wtedy zwiększony pobór mocy biernej może doprowadzić do utraty
stabilności napięciowej w węźle sieci. Zachowanie się generatora w takich warunkach zilustrowano
na rys. 4, gdzie przedstawiono przebiegi zmian wybranych wielkości podczas symulowanego
111
trójfazowego zwarcia w sieci. Przyjęto oznaczenia: Ig- prąd generatora, Ug- napięcie na zaciskach
generatora, w- prędkość wirnika, Pg- moc czynna oddawana przez generator, Qg- moc bierna
indukcyjna pobierana przez generator. Przebiegi na rys. 4a. i 4b. odpowiadają zwarciu
wyłączonemu po czasie 0,3s, po którym generator nie utracił stabilności, natomiast na rys.4c. i 4d.zwarciu trwającemu 0,4s i utracie stabilności generatora. Podczas symulacji założono, że
w analizowanym czasie nie działają zabezpieczenia generatora i nie zmienia się moment turbiny.
W celu zapobieżenia utracie stabilności generatora podczas zwarć w sieci terenowej, w której
stosowana jest automatyka SPZ, pierwsze wyłączenie zwarcia powinno być bezzwłoczne.
Rys. 4. Przebiegi zmian wybranych wielkości podczas symulowanego trójfazowego zwarcia w sieci: Ig- prąd
generatora, Ug- napięcie na zaciskach generatora, w- prędkość wirnika, Pg- moc czynna oddawana przez
generator, Qg- moc bierna indukcyjna pobierana przez generator. a) i b) – zwarcie wyłączone po czasie 0,3s i
zachowana stabilność generatora, c) i d) zwarcie trwające 0,4s i utrata stabilności generatora.
Wydzielenie się fragmentu sieci z pracującym generatorem
Wyłączenie generatora asynchronicznego w elektrowni odbywa się według zasady, że
najpierw wyłącza się baterię kondensatorów, a następnie generator, przy czym jednocześnie
następuje zredukowanie mocy mechanicznej na wale. W przeciwnym wypadku może dojść do
niepożądanego i niebezpiecznego samowzbudzenia generatora. W uproszczeniu polega to na tym,
że generator wyłączony z sieci wraz z przyłączoną do jego zacisków baterią kondensatorów
i napędzany przez turbinę, zacznie przyspieszać, dzięki czemu wzrośnie częstotliwość
generowanego napięcia. Wraz z częstotliwością wzrośnie prąd pojemnościowy baterii i generator
może się wzbudzić do napięcia znacznie przekraczającego napięcie znamionowe.
Niepożądane samowzbudzenie generatora może także wystąpić w wypadku odcięcia
pracującego generatora od systemu wraz z fragmentem sieci. Warunkiem samowzbudzenia jest
przede wszystkim zapewnienie dostarczania generatorowi odpowiedniej mocy biernej, przy czym
oprócz baterii kondensatorów źródłem mocy biernej może tu być pojemność robocza linii. Z drugiej
strony w wydzielonej sieci pozostają załączone odbiory i w praktyce istnieje bardzo wiele
możliwych realizacji procesu, jaki wystąpi po takiej utracie połączenia z systemem. Głównymi
czynnikami, wpływającymi na charakter i zakres zmian napięcia i częstotliwości w czasie tego
procesu są: a) obciążenie w wydzielonej sieci, b) moment (moc) na wale turbiny i sposób regulacji,
c) pojemność baterii kondensatorów i sieci, d) moc generowana w chwili wyizolowania się układu,
e) parametry maszyny asynchronicznej.
Znane z literatury, np. [4], [5], badania zjawiska samowzbudzenia generatora indukcyjnego
dotyczą szczegółowych przypadków i bazują na wielu uproszczeniach, co utrudnia sformułowanie
ogólniejszych wniosków. Upowszechnił się jednak pogląd, że niepożądane samowzbudzenie
generatora jest możliwe tylko przy bardzo małym obciążeniu w wydzielonym układzie. Inaczej
112
mówiąc, samowzbudzenie takie nie wystąpi, jeżeli minimalne obciążenie w sieci jest co najmniej
trzy razy większe od mocy generatora indukcyjnego.
Na rys. 5. przedstawiono poglądowe wyniki symulacji przebiegu procesu, jaki może wystąpić
w rozważanym układzie elektroenergetycznym po wyłączeniu wyłącznika ciągu liniowego L-100 w
GPZ. W symulacjach przyjęto stały moment turbiny równy znamionowemu, założono pełną
kompensację mocy biernej generatora oraz pominięto nieliniowość reaktancji magnesowania
maszyny. Rys.5a. przedstawia przebiegi zmian napięcia generatora Ug i prędkości wirnika w
(pośrednio częstotliwości napięcia) przy obciążeniu w wydzielonej sieci równym realnie
minimalnemu obciążeniu ciągu liniowego L-100, tzn. PL=0,4 MW. Samowzbudzenie w tym
wypadku nie występuje i napięcie zanika do zera przy ciągłym wzroście prędkości obrotowej
wirnika. Rys. 5b. odpowiada obciążeniu PL w sieci równemu mocy generowanej przed rozcięciem,
tzn. 110 kW. Następuje tu samo-wzbudzenie do napięcia ok. 0,8Un przy znacz-nie obniżonej
częstotliwości. W przypadku bardzo małego obciążenia, np. PL=25 kW, proces samowzbudzenia
może przebiegać, jak na rys. 5c. Częstotliwość
ustala się na poziomie nieco niższym od
normalnego, natomiast napięcie osiąga
wartości bliskie 2Un. W analizowanym
układzie prawdopodobieństwo samowzbudzenia generatora jest niewielkie, jednak w
celu wyeliminowania takiego zagrożenia
standardowo turbinę wyposaża się w
zabezpieczenie
od
wzrostu
prędkości
obrotowej, a generator w zabezpieczenia
nad/podczęstotliwościowe i nad/podnapięciowe, reagujące w sytuacji utraty połączenia
z systemem.
Rys. 5. Przebieg procesu samowzbudzenia generatora przy różnym obciążeniu w wydzielonej sieci:
a) PL=400 kW, b) PL=110 kW, c) PL=25 kW. Ug - napięcie generatora, w- prędkość obrotowa wirnika
4. PODSUMOWANIE
W rozważanym przykładzie wykonane badania pozwoliły stwierdzić, że przyłączenie MEW z
generatorem indukcyjnym o mocy 130 kW, w żadnym z analizowanych jego stanów pracy nie
wpłynie negatywnie na pracę sieci i na jakość energii dostarczanej odbiorcom. W stosunku do
innych szczegółowych przypadków przedstawione wyniki mają jedynie charakter poglądowy i dla
nich wymagane są oddzielne analizy.
LITERATURA
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
Gientkowski Z.: Autonomiczne prądnice indukcyjne o wzbudzeniu kondensatorowym i
przekształtnikowym, Rozpr.. nr 83, AT-R, Bydgoszcz, 1997.
Pieńkowski K.: Przekształtnikowe układy sterowania generatorów indukcyjnych, Mat. VII Symp.
ENiD, Kazimierz Dolny, 2001, s.83-89
Kacejko P., Machowski J.: Zwarcia w systemach elektroenergetycznych, WNT, Warszawa 2002.
Belhomme R., Plamondon M., Nakra H., Desrosiers D., Gagnon C: Case study on the integration of a
non-utility induction generator to the Hydro-Quebec distribution network, IEEE Trans. on Power
Delivery, Vol. 10, No. 3, July 1995, 1677-1684.
Demoulias C.S., Dokopulos P.S.: Transient behaviour and self-excitation of wind-driven induction
generator after its disconnection from the power grid, IEEE Trans. on Energy Conversion, Vol. 5., No.
2, June 1990, 272-278.