Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Анализ режимов электромеханического резонанса в изолированных энергосистемах с газотурбинными электростанциями

irina_krut2019 1875 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 75 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 19.01.2020
Пояснительная записка 73 с., 25 рис., 16 источников. ТУРБОГЕНЕРАТОР, ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИЙ РЕЗОНАНС, ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ, МОДЕЛИРОВАНИЕ PSCAD Объектом исследования является турбогенератор и возможность возникновения режима резонанса на частоте, близкой какой-либо из частот высших гармоник. Цель работы – исследование электромеханического резонанса турбогенераторов, а также определение частоты, на которой возможен режим резонанса, при заданной степени компенсации реактивной мощности, и токов резонансного режима для последующего расчета параметров, предназначенных для снижения негативного воздействия высших гармоник. В процессе выполнения работы была рассмотрена специальная математическая модель, описывающая резонансную частоту, а помимо этого, был промоделирован процесс резонанса по модели Бисмарка. Полученные данные были изучены.
Введение

Турбогенераторы представляют собой генераторы синхронного типа, которые напрямую подсоединены к тепловой электростанции. Турбины работают на органическом топливе и обладают самыми высокими показателями экономичности. Особенно при большой частоте их вращения. Это генерирующее оборудование обеспечивает около 80 процентов суммарного мирового объема вырабатываемой электрической энергии. Главной задачей турбогенератора – трансформация механической энергии паровой или газовой турбины в электрическую энергию. Осуществляется при большой скорости вращения ротора от 3000 до 15000 оборотов в минуту Паровой турбогенератор обладает повышенной надежностью, при этом развивая мощность на протяжении многих часов работы. Современные генераторы могут обладать мощностью до 1300 МВт. Зачастую, паровые турбогенераторы могут работать параллельно. Передача мощности при параллельной работе может осуществляться в одну электрическую цепь. Тепловая экономичность электростанции, в которой установлен паровой турбогенератор, зависит от видов и параметров теплового цикла и использования тепла от образовавшегося пара, а также от самого оборудования и его характеристик. Как правило, паровая турбина турбогенератора малой мощности монтируется в промышленных котельных, где используется мазут, либо твердое топливо. Турбины в данных котельных функционируют в качестве дросселирующих устройств редукционно-охладительных установок, на разнице величины давления от котла до промышленного отбора, либо же теплообменника. Мощность турбогенератора, эксплуатирующего в данной отрасли, находится в пределах от 250 киловатт до 5 Мегаватт. Турбина позволяет получить очень дешевую электроэнергию. Она получается в семь-восемь раз дешевле покупаемой энергии. А все оборудование, при работе больше 5000 часов в год, быстро окупает себя, за время около трех лет. Паровая турбина турбогенератора маленькой мощности применяется не только в качестве привода электрогенератора, но и для приведения в действия устройств, необходимых для работы котельных. Вибрационное состояние турбогенератора это один из основных параметров, который отвечает за безопасность и надежность во время работы. Она может быть вызвана в ряду механических причин, обусловленных неуравновешенностью вращающихся узлов турбогенератора, нарушением конструкции подшипников, несимметричностью воздушных зазоров, замыканием витков в обмотках роторе, нарушением изоляции обмоток и т.д. Возможна длительная работа турбогенератора при несимметричной мощности, когда обратный ток меньше восьми процентов от номинальной величины тока самого статора. При этом токи в фазах должны быть больше номинальных величин. Продолжительная эксплуатация турбогенераторов обеспечивается и в том случае, если в этом случае они включены методом «точной синхронизации». При аварийном режиме устройство включать можно, только если ток статора не больше тройного номинального значения. Допустимая температура охлаждающего водорода составляет 40°С. Снижать ее менее 20 градусов нельзя. Если его температура растет, необходимо снизить номинальную нагрузку генератора. Все значения уменьшения мощности должны быть включены в инструкции по работе устройств. Состояние турбогенераторов, находящихся в эксплуатации, оценивается по нормам, содержащимся в Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей. Возможна работа данного устройства и при входном напряжении, не превышающего 110 процентов от номинального значения. Для нормальной и бесперебойной работы турбогенератора, температура охлаждающей жидкости, находящейся в газоохладителе, должна быть 33 градуса. Минимальное ее значение составляет 15°С. При производстве турбины все части балансируют. Устраняется малейшее несоответствие весов всех деталей ротора. Но одной балансировкой опасность вибраций не устранить. Весь ротор в целом и отдельные его части могут совершать колебания. Их частота зависит от массы и упругости колеблющейся детали. Колебания могут возникнуть под влиянием отдельных толчков, но при этом они быстро прекращаются, затухают. Плохо получается, когда частота этих толчков совпадает с собственной частотой колебаний. Тогда даже самые слабые толчки будут действовать в такт и могут раскачать ротор до очень больших и опасных вибраций. Та скорость вращения турбины, которая совпадает с собственной частотой колебаний ротора или его частей, называется критической, резонансной. Усилия конструкторов мощных турбин всегда направлены на то, чтобы уйти от этого совпадения частот, уйти от резонанса, избежать его.
Содержание

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 7 1 РЕЗОНАНС 9 1.1 Электромеханический резонанс 10 1.2 Основные подходы к исследованию электромеханического резонанса…………………………………………………………….10 1.3 Компенсирующие устройства 16 1.4 Основы моделирования агрегата Турбна – Генератор 25 1.5 Статическая и динамическая устойчивость модели автономной ЭЭС 30 2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 41 2.1 Математическая модель электромеханического резонанса……………….41 3.1 ОДНОТЕСТОВАЯ СХЕМА IEEE 49 4.1УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКОГО РЕЗОНАНСА 52 4.2 Численное моделирование энергосистемы с линейным контроллером….57 4.3 Численное моделирование энергосистемы с нелинейным контроллером.61 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 66 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 65 ПРИЛОЖЕНИЕ А 67
Список литературы

1. Бессонов Л.А. Теоретические основы электротехники. Электрические цепи. / Л.А. Бессонов. – Москва: «Высшая школа», 1996. – 587 с. 2. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. – Введ. 2014–07–01. – М.: Стандартинформ, 2014. – 19 с. 3. Долгинов А.И. Резонанс в электрических цепях и системах. / А.И. Долгинов. – М.: Государственное энергетическое издательство, 1957. – 330 с. 4. Жежеленко, И. В. Высшие гармоники в системах электроснабжения промпредприятий / И. В. Жежеленко. – М.: Энергоатомиздат, 2000 – 331 с. 5. Андерсон, П. Управление энергосистемами и устойчивость / П. Андерсон, А. Фуад. – Пер. с англ., под ред. Я.Н. Лугинского. – М.: Энергия, 1980. – 568 с. 6.Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах. / Ю.С. Железко. –М.: Энергоиздат, 1981 – 198 с. 7. Глебов, И.А. Скручивающие моменты на валу турбоагрегата при отключении коротких замыканий / И.А. Глебов и др. // Электричество. – 1978. – № 2. – С.22-26. 8. Горев, А.А. Переходные процессы синхронной машины / А.А. Горев.– М.Л.: Госэнергоиздат. – 1950.– 551 с. 9. Кошкарев, А.В. Математическое моделирование переходных процессов валопровода турбоагрегата при малых возмущениях / А.В. Кошкарев, С.В. Смоловик // Вопросы проектирования, исследования и производства мощных турбо-, гидрогенераторов и крупных электрических машин: Тез. докл. Всес. научн.-техн. совещ. – Л. – 1988. – С. 23-25. 10. Шидловский, А. К. Высшие гармоники в низковольтных электрических сетях / А. К. Шидловский, А. Ф. Жаркин. – Киев: Наукова Думка, 2005. – 211 с. 11. Основы переходных процессов электроэнергетических системах: Конспект лекций. Часть I / Сост. А.Н. Беляв, С.В. Смоловик, Р.В. Окороков, Г.А. Першиков, B.C. Чудный. – СПб: СПбГТУ, 2006. –112 с. 12. Основы переходных процессов в электроэнергетических системах: Конспект лекций. Часть II / Сост. А.Н. Беляв, С.В. Смоловик, Р.В. Окоро¬ков, Г.А. Першиков, B.C. Чудный. – СПб: СПбГТУ, 2006. –76 с. 13. Основы переходных процессов в электроэнергетических системах: Конспект лекций. Часть III / Сост. А.Н. Беляв, Г.А. Першиков, И.Е. Рын-дина, СВ. Смоловик. - СПб: СПбГТУ, 2006. – 140 с. 14. Рысев, Д.В. Анализ возникновения подсинхронного резонанса в электроэнергетических системах / Д.В. Рысев, П.В. Рысев, А.С. Архипова // Энергетика и энергосбережение: межвуз. тематический сб. науч. тр. – Омск: Изд-во ОмГТУ, 2011.– С. 8-12. 15. Рысев, Д.В. Устойчивость энергосистемы турбина-генератор-нагрузка при возникновении электромеханического резонанса / Д.В. Рысев, В.К. Федоров // Омский научный вестник. – 2011. – № 3(103). –– С. 194-198. 16. Титов, В.В. Турбогенераторы. Расчет и конструкция / В.В. Титов, Г.М. Хуторецкий, Г.А. Загородная и др. Л.: Энергия. Ленинградское отделение, 1967. – 895с.
Отрывок из работы

1 РЕЗОНАНС Рeзонaнcoм нaзывaют – явлeниe peзкого вoзрастания aмплитуды вынуждeнных кoлебаний в какой-либо колебательной cиcтeмe, наcтупающиe при приближeнии частоты пeриодичеcкого внешнего воздeйcтвия и нeкотoрыми замeдлениями, определяемым cвойcтвамиcамойcиcтeмы. Мeханическое колебание – это движение, которое повторяется через определенный промежуток времени. Колебания бывают вынужденными и свободными. Вынужденные колебания – это колебания, совершаемые под воздействием какой-либо внешней периодической силы. В настоящее время часто строят турбины, у которых частота собственных, резонансных колебаний ротора выше ее максимальной скорости вращения. Это – турбины с жестким валом. Ни в коем случае нельзя работать на скорости, совпадающей с собственной резонансной частотой ротора. В первом приближении собственную частоту колебаний ротора определяют, как частоту колебаний маятника, масса которого равна массе ротора, а длина – прогибу ротора под его собственным весом. Так как ротор выполняется из прочной стали, прогиб его очень мал – доли миллиметра – и собственная частота высока. Чтобы увести собственную частоту колебаний от требуемой скорости вращения, приходится иногда менять массу и размеры ротора. Легко уйти от резонанса, когда только одна частота является резонансной. Но одну резонансную частоту имеет только такая простая конструкция, как маятник. У ротора турбины может быть много резонансных частот. Между ними надо расположить рабочую частоту. В правильно рассчитанной и хорошо изготовленной турбине вибрации совершенно неощутимы. 1.1 Электромеханический резонанс Подавляющее большинство механических систем электропривода в процессе эксплуатации подвергаются воздействиям циклически изменяющихся нагрузок. Поэтому часто выход их из строя связан с возникновением и развитием усталостных повреждений. Предотвращение усталостного разрушения элементов механического оборудования электроприводов является актуальной проблемой. Это вызвано, во-первых, требованием снижения материалоемкости механических систем, выполнение которого связано с повышением уровня напряженности их элементов, и в первую очередь вибрационной напряженности, во-вторых – требованием увеличения ресурса, что приводит к большому количеству циклов переменных напряжений за срок службы и к возрастанию влияния малых переменных нагрузок, которых трудно избежать в процессе эксплуатации, в-третьих, расширением набора используемых в технике материалов, характеристики сопротивления усталостному разрушению которых, с учетом влияния технологии, мало изучены. Характеристики сопротивления усталости металлов существенно зависят от технологии изготовления, конструкции и условий эксплуатации. Воздействие коррозии, фреттинг-коррозии, наличие остаточных напряжений снижает предел выносливости в пять и более раз по сравнению с расчетным. Характерно и то, что усталостное разрушение происходит при нагрузках меньше предела текучести. Явление возникновения нежелательных колебаний на подсинхронных частотах, которые могут привести к разрушению вала турбогенератора или потере синхронизма, получило название «электромеханический резонанс» (ЭМР). 1.2 Основные подходы к исследованию электромеханического резонанса В процессе работы турбогенератора в упругих связях возникают колебания, как продольные, так и поперечные. Они приводят к преждевременному выходу из строя оборудования, и имеется необходимость для их ограничения. Анализ способов и средств ограничения динамических нагрузок в электроприводах с упругими элементами показывает, что способы ограничения могут быть разделены на два вида: ограничения с помощью механических средств и с помощью использования демпфирующих свойств электропривода. Ограничение динамических нагрузок посредством механических устройств в целом благоприятно сказывается на работе системы, однако данные устройства конструктивно сложны и имеют малую надежность. Наиболее перспективным является ограничение динамических нагрузок посредством использования демпфирующих свойств электропривода. Однако существует ряд исследований, позволяющих ввести турбогенератор в режим контролируемого резонанса с целью улучшения ряда показателей производительности, снижения потребления электроэнергии и, как следствие, повышения энергетической эффективности оборудования за счет снижения удельных энергозатрат. К генераторам подобных систем предъявляются достаточно высокие требования по параметрам регулирования в стационарных режимах работы, в первую очередь, по амплитуде колебаний мощности (±7,5%) и напряжения (0,6%) при заданном возмущающем воздействии (6% номинального момента). Сложившаяся практика борьбы с колебаниями мощности предполагает в качестве основного мероприятия повышение величины механической инерционной постоянной. Однако, аналогичный эффект может быть достигнут при помощи автоматического регулирования возбуждения. В автономной энергосистеме, характеризующейся жесткими электрическими связями, применение дополнительной обратной связи по производной тока статора является наиболее простым и эффективным путем подавления колебаний мощности. Показано, что подавление колебаний электромагнитной мощности генератора за счет регулирования возбуждения приводят к увеличению колебаний напряжения на шинах приемной станции. Даны рекомендации по выбору настроек дополнительного системного стабилизатора, обеспечивающие удовлетворение всех ограничений, в том числе в условиях параллельной работы нескольких дизель-генераторов. Основным эффектом удержания взаимного угла между роторами генераторов является почти трехкратное снижение уравнительного тока при включении линии связи и связанное с этим уменьшение колебаний напряжения на шинах станций. Применение в системах управления частоты и активной мощности дополнительных стабилизирующих воздействий по взаимным параметрам позволит существенно облегчить быструю ресинхронизацию генераторов, что в некоторых случаях приведет к сохранению в работе слабосвязанных частей энергосистемы и не допущению дальнейшего утяжеления оставшихся в работе линий. Обоснование применения современных алгоритмов робастного (грубого или способного работать в изменяющихся схемно-режимных условиях) управления для проектирования регуляторов элементов энергосистем (АРВ генераторов, системы управления УШР, УПК и т.п.) производилось на моделях ЭЭС различной степени сложности. Поскольку оптимальность регулятора достигается для определенного объекта, его изменение в процессе функционирования или переход к другому объекту ведут к потере оптимальности и, возможно, устойчивости. Целесообразность применения робастных систем регулирования (на примере методики линейно-квадратичного Гауссова управления с восстановлением регулятора пониженной размерности или LQG/LTR) демонстрируется на примере подавления крутильных колебаний валопроводов турбоагрегатов в электропередаче с УПК и УШР, свойства которой при использовании традиционных регуляторов являются хорошо известными. Возможным средством улучшения демпферных свойств рассматриваемых систем является введение в закон управления УШР, по аналогии с АРВ-СД синхронных генераторов, ряда стабилизующих параметров, например, отклонения и производной частоты напряжения в точке подключения реактора. Получаемые настроечные параметры УШР по частоте обладают чрезвычайно высокой степенью робастности (то есть слабой зависимостью от изменения режима работы) и могут быть рекомендованы для управления во всем диапазоне передаваемых по транзиту мощностей. При этом достигается улучшение показателей демпфирования по сравнению со случаем применения неуправляемых устройств компенсации более чем в 2 раза. Также применяется и изолированный режим работы Термин "изолированный режим работы" относится к переключению из режима работы параллельно с электрической сетью энергосистемы к работе в изолированном режиме, известном под иным названием "изолированный режим работы" ("islandmode"), и к последующей работе в установившемся изолированном режиме работы. Изолированный режим работы обычно используют для обеспечения относительно малых локальных нагрузок для нужд самой электростанции. Режим работы параллельно с электрической сетью энергосистемы является типичным для подачи электроэнергии на внешнюю электрическую нагрузку. Переключение в изолированный режим работы происходит в результате размыкания автоматических выключателей линии связи, соединяющей генератор с внешней электрической нагрузкой, и во время этого режима турбина остается в действии, обеспечивая локальные электрические нагрузки электростанции. Во время переключения в изолированный режим работы система управления реагирует на размыкание автоматического выключателя линии связи и разрешает регулятору частоты вращения в изолированном режиме автоматически поддерживать частоту в системе в соответствии с заданным значением скорости в изолированном режиме работы. Изолированный режим работы газовой турбины обычно включает в себя два этапа: этап отключения от электрической сети энергосистемы и этап управления посредством регулятора в изолированном режиме работы. Во время этапа отключения от электрической сети энергосистемы газовая турбина подвергается сбросу нагрузки. Внезапное отключение нагрузки на генераторе может вызвать резкое ускорение газовой турбины с переходом в состояние с превышенной допустимой скоростью вращения. Для противодействия ускорению и превышению допустимой скорости вращения вала регулятор скорости вращения, которым является, например, стабилизирующий регулятор, реагирует путем быстрого уменьшения подачи топлива для ограничения ускорения и предотвращения превышения допустимой скорости вращения вала газотурбинного генератора. Быстрое снижение подачи топлива в результате реакции регулятора скорости вращения налагает ограничения на работоспособность турбины во время этапа отключения от электрической сети энергосистемы. Во время следующего этапа регулятор, работающий в изолированном режиме, берет на себя управление и регулирует частоту таким образом, чтобы она была равна заданному значению скорости в изолированном режиме работы. Электростанции часто должны обеспечивать бесперебойную выработку электроэнергии после неожиданного отключения от электрической сети энергосистемы для обеспечения локальных электрических нагрузок во время переходного процесса при отключении от электрической сети энергосистемы и после него. Наличие разности ("дисбаланс полезной нагрузки") между локальной электрической нагрузкой, требуемой для самой электростанции, и количеством электроэнергии, выводимой в электрическую сеть энергосистемы непосредственно перед отключением от электрической сети энергосистемы, требует реакции на электрический переходный процесс и реакции от газотурбинного генератора во время этапа отключения от электрической сети энергосистемы. Если дисбаланс полезной нагрузки является большим, то реакция на результирующую скорость и на ускорение газотурбинного генератора может быть существенной. Результирующая реакция газотурбинного генератора может определять способность обеспечения локальной электрической нагрузки для собственных нужд электростанции во время этапа отключения от электрической сети энергосистемы. При переключении газовой турбины в изолированный режим работы обычно используют тот же самый стабилизирующий регулятор, который регулирует вращение газовой турбины в режиме работы параллельно с электрической сетью энергосистемы. Стабилизирующий регулятор регулирует подачу топлива в газовую турбину таким образом, что заставляет генератор поддерживать желательную частоту для электрической сети энергосистемы. При отключении от электрической сети энергосистемы стабилизирующий регулятор реагирует на изменения частоты в изолированном режиме работы, происходящие в результате изменений локальной нагрузки. Изменения нагрузки и частоты, происходящие во время переключения из режима работы в электрической сети энергосистемы в изолированный режим работы, могут быть быстрыми и большими. Стабилизирующий регулятор может не быть способным полностью реагировать на изменения во время этого переключения. Кроме того, во время изолированного режима работы стабилизирующий регулятор может не быть способным восстанавливать частоту генератора до номинальной частоты. К обычному стабилизирующему регулятору были добавлены дополнительные функциональные возможности, например, алгоритм предварительной установки и настройки параметров, обеспечивающие возможность корректировки и восстановления номинальной частоты тогда, когда регулятор осуществляет управление в изолированном режиме работы. После отключения от электрической сети энергосистемы регулятор подачи топлива в газовую турбину реагирует на результирующее ускорение вала путем быстрого уменьшения подачи топлива в камеры сгорания. Ускорение приводит к увеличению потока воздуха, подаваемого в газовую турбину. Уменьшение подачи топлива вместе с изменением потока воздуха, подаваемого в газовую турбину, приводит к тому, что в камеру сгорания подают переходный состав топливно-воздушной смеси, который может выйти за пределы технических норм по работоспособности газовой турбины с сухими камерами сгорания и низким содержанием окислов азота (DryLowNOx, DLN). Традиционным способом управления такими переходными процессами являлось переключение в режим управления, обеспечивающий надежное горение, который может выдерживать быстрые изменения подачи топлива и воздуха во время переходного процесса. Этот традиционный способ ограничивает максимальную мощность требуемой нагрузки в изолированном режиме работы во время переходного процесса, и в некоторых случаях требует локального отключения существенной доли нагрузки в электростанции. В альтернативном варианте применялось осторожное управление работой газовой турбины перед отключением от электрической сети энергосистемы, при этом работа электростанции ограничивала электроэнергию, выдаваемую электростанцией, ограничивая, тем самым, дисбаланс полезной нагрузки в момент отключения от электрической сети энергосистемы. Этот обычный способ может ограничивать максимальную нагрузку, которая может быть достигнута газотурбинным генератором во время обычного режима работы. 1.3 Компенсирующие устройства В последнее время в энергосистемах активно внедряется концепция гибких систем передачи переменного тока (FACTS). Данная концепция предполагает широкое применение регулируемых компенсирующих устройств, в том числе устройств продольной компенсации. Однако, применение таких устройств может приводить к возникновению колебаний на подсинхронных частотах вращения турбогенераторов – электромеханическому резонансу. Часто при исследовании электромеханического резонанса (ЭМР) в энергосистемах пренебрегают действием насыщения стали ротора и статора синхронных машин [1, 5]. Это делается для упрощения процесса моделирования. В данной работе выполняется бифуркационный анализ математической модели энергосистемы. В этой математической модели учитывается насыщение, но пренебрегается АРВ и управлением турбиной. Учет насыщения в осях q и d приводит к повышению точности модели. При учете насыщения стали в исследовании устойчивости принимают следующие допущения: 1) Поток рассеяния существует только в воздушном зазоре по пути основного магнитного потока. Следовательно, он не сильно влияет на насыщение стального сердечника. Таким образом, индуктивности рассеяния не зависят от насыщения стали. В результате насыщаются лишь взаимные потоки рассеяния ?mq и ?md. 2) Потоки рассеяния обычно небольшие и их путь совпадает с основным магнитным потоком. Таким образом, насыщение может быть определено только через поток в воздушном зазоре. 3) Отношение насыщения между потоком в воздушном зазоре и магнитодвижущей силой (МДС) под нагрузкой такое же, как и без нагрузки. Это позволяет представлять характеристики насыщения через кривую насыщения холостого хода. При исследовании используются современные методы нелинейной динамики для анализа действия (влияния) насыщения машины на ЭМР в реальной модели энергосистемы. Рассмотрим энергосистему турбина – генератор – шина бесконечной мощности, представленную на рисунке 1. Модель и параметры выбраны для нагруженного генератора. Рисунок 1 – Схема системы турбина – генератор – компенсированная нагрузка Механическая система (турбина) состоит из: ступени высокого (СВД), ступени низкого (СНД) давления, связей между ступенями (СВН и СНГ) и генератора (Ген) Чтобы получить аналитические формулы потокосцеплений ?md и ?mqв функции токов, представляем данные опытов, изображенные на рисунке 2, по следующим полиномам третьего порядка: В которых dn и qn – постоянные. Очевидно, что взаимные потокосцепления рассеяния ?md и ?mq – нелинейные функции токов генератора id, iq, if и iQ. Рисунок 2 – Зависимости потокосцеплений ? от токов i Потокосцепления рассеяния осей d и q ?dи ?q могут быть определены из взаимных потокосцеплений рассеяния ?md и ?mq следующим образом: где Xle – реактивность утечки. Модель энергосистемы описывается системой 16 нелинейных ОДУ первого порядка, 6 из которых относятся к электрической подсистеме, остальные 10 – к механической [1, 4, 5]. Механическая подсистема состоит из турбины со ступенями высокого (СВД) и низкого (СНД) давления, двух связей между ними (СВН и СНГ) и генератора. Одна подсистема расположена между ступенями высокого и низкого давления турбины, другая – между ступенью низкого давления турбины и генератором (рисунок 1). В данном случае не учитывается динамика АРВ и управление турбиной. Учитывается динамика демпферных обмоток оси q и насыщение генератора.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg