Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze SIECI 2004 V Konferencja Naukowo-Techniczna

Transkrypt

1 Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze SIECI 2004 V Konferencja Naukowo-Techniczna Politechnika Wrocławska Instytut Energoelektryki Wilhelm ROJEWSKI Marian SOBIERAJSKI Instytut Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej, Wrocław, Wybrzeże Wyspiańskiego 27 wilhelm.rojewski@pwr.wroc.pl, marian.sobierajski@pwr.wroc.pl 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.

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 kv, do którego przyłączona jest MEW przedstawiono na rys kv S " k = 1100 MVA GPZ 20 kv T1 115/22kV 16 MVA Yd11 u " k =11,2% SI L-100 R-160 G MEW 130 kw R-101 R-102 Rys. 1. Uproszczony schemat ciągu liniowego L 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

3 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: P n =132 kw, U n =420 V, cosϕ n =0,85, n n =1015 obr/min, 2p=6, k r =I r /I n =5,6, H=0,19s oraz parametry rezystancyjne i reaktancyjne: R s =0,0496 Ω, X s =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, X m =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 I rg 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 U rt20 na zaciskach górnego napięcia transformatora blokowego Rys. 2. Rozruch generatora asynchronicznego przy różnych prędkościach wirnika w chwili załączenia: a) wartości skuteczne prądu generatora I rg, b) napięcie U rt20 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.

4 108 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%U n 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 P + jq [MVA] szczyt zimowy dolina letnia Transformator T-1 6,20 + j1,00 2,30 + j0,60 Ciąg liniowy L-100 1,58 + j0,49 0,59 + j0,09 Pozostałe ciągi liniowe zasilane z SI 4,62 + j0,51 1,71 + j0,51

5 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 szczyt zimowy dolina letnia Napięcie na szynach 110 kv 114,4 kv 118,8 kv Nastawa regulatora U zad,, 105 V 105 V Kompensacja prądowa regulatora R k =0, X k =0 R k =0, X k =0 Napięcie utrzymywane na szynach 20 kv 21 kv 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%U n 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 1,05U n. Wynika to ze zbyt wysokiego nastawienia regulatora transformatora i może być łatwo skorygowane przez przyjęcie wartości zadanej napięcia U zad =104 V w zimie i U zad =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. 109

6 110 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 ms. 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

7 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. 111 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

8 112 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. P L =0,4 MW. Samowzbudzenie w tym wypadku nie występuje i napięcie zanika do zera przy ciągłym wzroście prędkości obrotowej wirnika. Rys. 5b. odpowiada obciążeniu P L 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. P L =25 kw, proces samowzbudzenia może przebiegać, jak na rys. 5c. Częstotliwość ustala się na poziomie nieco niższym od normalnego, natomiast napięcie osiąga wartości bliskie 2U n. 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) P L =400 kw, b) P L =110 kw, c) P L =25 kw. U g - 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] Gientkowski Z.: Autonomiczne prądnice indukcyjne o wzbudzeniu kondensatorowym i przekształtnikowym, Rozpr.. nr 83, AT-R, Bydgoszcz, [2] Pieńkowski K.: Przekształtnikowe układy sterowania generatorów indukcyjnych, Mat. VII Symp. ENiD, Kazimierz Dolny, 2001, s [3] Kacejko P., Machowski J.: Zwarcia w systemach elektroenergetycznych, WNT, Warszawa [4] 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, [5] 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,