Stabilność systemu elektroenergetycznego [machowski jan, lubośny zbigniew] (Wydawnictwo Naukowe PWN)

Tytuł Stabilność systemu elektroenergetycznego Autorzy Jan Machowski, Zbigniew Lubośny Język polski Wydawnictwo Wydawnictwo Naukowe PWN ISBN 978-83-01-20006-0 Rok wydania 2018 Wydanie 1 ilość stron 920 Format pdf Spis treści Wykaz użytkowanych skrótów 11 1. Wiadomości ogólne 15 1.1. Rodzaje stabilności SEE 15 1.2. Jednostki względne 21 1.3. Schematy zastępcze generatorów synchronicznych 25 1.3.1. Obrazy strumieni i reaktancje zastępcze 25 1.3.2. Wykresy fazorowe generatora synchronicznego 30 1.3.3. Zmiany sił elektromotorycznych po zakłóceniu 34 1.3.4. Równanie ruchu wirnika 36 1.4. Równania sieci WN 39 1.4.1. Schematy zastępcze linii 40 1.4.2. Schematy zastępcze transformatorów 46 1.4.3. Pojedynczy komponent indukcyjny 53 1.4.4. Równania węzłowe 55 1.4.5. Linearyzacja równań węzłowych 57 1.4.6. Zmiana układu współrzędnych 59 1.4.7. Wyznaczanie punktu pracy SEE 60 2. Stabilność kątowa układu generator–sieć sztywna 65 2.1. Charakterystyka mocy w stanie ustalonym 65 2.2. Stan równowagi 70 2.3. Stabilność kątowa lokalna 72 2.3.1. Metoda śladowych zakłóceń 73 2.3.2. Charakterystyka mocy w stanie przejściowym 75 2.3.3. Metoda równych pól 81 2.3.4. Kołysania po zakłóceniu mocy mechanicznej 89 2.3.5. Rozwiązanie równania ruchu 91 2.3.6. Wpływ regulacji napięcia 96 2.4. Stabilność kątowa przejściowa 111 2.4.1. Wpływ czasu trwania i rodzaju zwarcia 112 2.4.2. Wpływ obciążenia układu przed zwarciem 118 2.4.3. Wpływ odległości zwarcia 119 2.4.4. Zwarcie likwidowane w cyklu SPZ 120 2.4.5. Kołysania mocy 123 2.4.6. Wpływ regulacji napięcia 124 2.4.7. Proste kryterium do analiz przybliżonych 129 2.4.8. Bezpośrednia metoda Lapunowa 132 2.5. Praca asynchroniczna i resynchronizacja 139 2.5.1. Moc asynchroniczna 139 2.5.2. Charakterystyka turbiny 144 2.5.3. Punkt równowagi pracy asynchronicznej 144 2.5.4. Przejście do pracy asynchronicznej 145 2.5.5. Zmiany wartości elektrycznych podczas pracy asynchronicznej 147 2.5.6. Możliwości resynchronizacji 148 2.5.7. Wpływ regulacji napięcia generatora i mocy turbiny 150 2.5.8. Identyfi kowanie pracy asynchronicznej 152 2.6. Środki poprawy stabilności kątowej 158 2.6.1. Stabilizatory systemowe 158 2.6.2. Szybka regulacja turbin parowych 171 2.6.3. Wyłączanie części generatorów 177 2.6.4. Hamowanie elektryczne 180 2.6.5. Użycie bocznikowych maszyn FACTS 182 2.6.6. Użycie kompensatorów szeregowych FACTS 194 2.6.7. Użycie UPFC 199 3. Stabilność napięciowa układu źródło–odbiór 208 3.1. Odbiory kompleksowe 208 3.2. System elektroenergetyczny jako źródło 210 3.3. Warunek stabilności napięciowej dQ / dU 212 3.4. Czynniki znaczne dla stabilności napięciowej 215 3.4.1. Wpływ wzrostu obciążenia 215 3.4.2. Wpływ zmian w sieci 221 3.4.3. Wpływ kształtu charakterystyk napięciowych 223 3.4.4. Wpływ regulacji napięcia 226 3.4.5. Zjawiska towarzyszące 228 3.5. Inne warunki stabilności napięciowej 229 3.5.1. Warunek stabilności napięciowej dE / dU 229 3.5.2. Warunek stabilności napięciowej g d /dl Q Q 231 3.5.3. Krzywe nosowe 234 3.5.4. Proste kryterium do przybliżonych analiz 236 3.6. Środki poprawy stabilności napięciowej 239 4. Stabilność częstotliwościowa 241 4.1. Charakterystyki częstotliwościowe 241 4.1.1. Częstotliwościowa charakterystyka poboru 241 4.1.2. Częstotliwościowa charakterystyka wytwarzania 244 4.1.3. Punkt równowagi 248 4.2. System regulacji mocy i częstotliwości 251 4.2.1. Korekta czasu synchronicznego 252 4.2.2. Regulacja pierwotna 253 4.2.3. Regulacja wtórna 257 4.2.4. Regulacja trójna 262 4.3. Uproszczone modele dynamiczne 262 4.3.1. Model regulacji pojedynczego systemu 263 4.3.2. Model regulacji dwóch połączonych systemów 265 4.3.3. Model regulacji kilku połączonych systemów 270 4.4. Przebiegi nieustalone w trakcie regulacji częstotliwości 270 4.4.1. Etap I – kołysania wirników generatorów 270 4.4.2. Etap II – spadek częstotliwości 274 4.4.3. Etap III – regulacja pierwotna 277 4.4.4. Znaczenie rezerwy wirującej 279 4.4.5. Lawina częstotliwości 282 4.4.6. Etap IV – regulacja wtórna 284 4.5. Przebiegi nieustalone podczas regulacji mocy wymiany 287 4.5.1. Etap I i II – kołysania mocy i spadek częstotliwości 288 4.5.2. Etap III – regulacja pierwotna 290 4.5.2. Etap IV – regulacja wtórna 291 4.6. Działania zaradcze 297 4.6.1. Plan obrony 297 4.6.2. Automatyka SCO 299 4.6.3. Urządzenia UPFC albo TCPAR 300 5. Modele matematyczne 308 5.1. Modele generatorów synchronicznych 309 5.1.1. Równania strumieniowo-prądowe 311 5.1.2. Moc w układzie zastępczym 317 5.1.3. Równania różniczkowe strumieniowe 318 5.1.4. Zastępcze źródła napięciowe 327 5.1.5. Modele do badania stabilności 345 5.1.6. Połączenie z siecią 352 5.1.7. Przykładowe właściwości 354 5.1.8. Wpływ nasycenia żelaza 356 5.1.9. Zmiana układu współrzędnych 364 5.2. Modele układów wzbudzenia 365 5.2.1. Człon pomiarowo-porównawczy 366 5.2.2. Wzbudnice maszynowe prądu stałego 367 5.2.3. Wzbudnice maszynowe prądu przemiennego 369 5.2.4. Wzbudnice statyczne 373 5.2.5. Stabilizatory systemowe 374 5.3. Modele turbin i ich regulatorów 376 5.3.1. Turbiny parowe 377 5.3.2. Turbina wodna 384 5.3.3. Turbiny gazowe i układy kombinowane 389 5.4. Modele farm wiatrowych 395 5.4.1. Farmy i elektrownie wiatrowe 395 5.4.2. Model elektrowni wiatrowej z maszyną asynchroniczną 399 5.4.3. Model elektrowni wiatrowej z maszyną synchroniczną 412 5.5. Model elektrowni fotowoltaicznej 416 5.6. Modele komponentów sieci 423 5.6.1. Linie przesyłowe i transformatory 423 5.6.2. Odbiory kompleksowe 425 5.6.3. Urządzenia FACTS 437 5.6.4. Modele łącza HVDC 442 6. Badanie wielomaszynowych SEE 454 6.1. Badanie stabilności kątowej lokalnej 454 6.1.1. Stabilność lokalna naturalna 455 6.1.2. Stabilność lokalna sztuczna 471 6.2. Badanie stabilności kątowej przejściowej 484 6.2.1. Metody przemienne 485 6.2.2. Metody jednoczesne 501 6.2.3. Porównanie metod 504 6.2.4. Odwzorowanie zakłóceń 505 6.2.5. Ocena tłumienia kołysań mocy 507 6.3. Bezpośrednia metoda Lapunowa 510 6.3.1. Funkcje energetyczne dla modeli SEE 510 6.3.2. Wyznaczanie krytycznego czasu trwania zwarcia 520 6.3.3. Sterowanie bocznikowych maszyn FACTS 525 6.3.4. Sterowanie UPFC 542 6.3.5. Sterowanie generatorów synchronicznych 553 6.4. Badanie stabilności napięciowej 560 6.4.1. Krzywe nosowe 561 6.4.2. Analiza wrażliwości i analiza modalna 566 6.4.3. Inne metody 569 6.5. Stabilność w planowaniu rozwoju i pracy SEE 570 6.5.1. Zdarzenia planistyczne i arcytrudne 571 6.5.2. Standardy zachowania się SEE 581 6.5.3. Przykłady kryteriów ilościowych 584 7. Optymalizacja układów regulacyjnych 593 7.1. Wymogi formalne stawiane regulatorom 593 7.2. Metody optymalizacji regulatorów 596 7.2.1. Optymalizacja oparta na modelach liniowych 600 7.2.2. Modele konwencjonalne (IEEE) – regulatory napięcia generatora 612 7.2.3. Modele klasyczne (IEEE) – stabilizatory systemowe 622 7.2.4. Regulatory optymalne LQR, LQG 645 7.2.5. Regulatory krzepkie (wytrzymałe) H2, H 649 7.2.6. Optymalizacja oparta na modelach nieliniowych 660 7.2.7. Regulatory adaptacyjne 663 7.3. Weryfi kacja nastawień na obiektach rzeczywistych 671 8. Metody czasu rzeczywistego 681 8.1. Układy WAMS 681 8.1.1. Fazory 681 8.1.2. Struktura układu WAMS 687 8.2. Użycia układów WAMS 695 8.2.1. Ocena stanu pracy systemu 695 8.2.2. Detekcja pracy wyspowej 702 8.2.3. Obrona stabilności systemu 706 8.2.4. Tłumienie kołysań elektromechanicznych 709 9. Wpływ rozproszonych źródeł energii 714 9.1. Rozproszone źródła energii 714 9.1.1. Elektrownie wiatrowe 715 9.1.2. Elektrownie fotowoltaiczne 721 9.2. Inercja w systemie elektroenergetycznym 722 9.2.1. Zmienność inercji w systemie 722 9.2.2. Wpływ inercji na stabilność systemu 736 9.3. Wirtualna inercja 744 9.3.1. Idea układu wirtualnej inercji 744 9.3.2. Wpływ wirtualnej inercji na stabilność systemu 751 9.3.3. Wirtualna inercja a stabilność połączonych systemów 759 10. Redukcja modelu 765 10.1. Typy ekwiwalentów dynamicznych 765 10.2. Przekształcenia sieci 767 10.2.1. Eliminacja węzłów 767 10.2.2. Agregacja węzłów metodą Dimo 771 10.2.3. Agregacja węzłów metodą Żukowa 773 10.2.4. Koherencja 776 10.2.5. Agregacja zespołów wytwórczych 779 10.2.6. Model zastępczy podsystemu zewnętrznego 779 10.3. Rozpoznawanie koherencji 781 10.4. Parametry ekwiwalentów opartych na koherencji 788 10.4.1. Elektryczna interpretacja agregacji Żukowa 788 10.4.2. Model przyrostowy 790 10.4.3. Modalna interpretacja dokładnej koherencji 794 10.4.4. Wartości własne i wektory własne modelu zastępczego 799 10.4.5. Punkty równowagi modelu zredukowanego 808 Literatura 814 Dodatek. Podstawy teoretyczne 821 D.1. Definicje stabilności 821 D.2. Układy liniowe 823 D.2.1. Równania różniczkowe zwyczajne 823 D.2.2. Równanie różniczkowe z współczynnikiem zespolonym 833 D.2.3. Wartości i wektory własne macierzy 836 D.2.4. Diagonalizacja macierzy rzeczywistej 841 D.2.5. Modalna postać równania różniczkowego macierzowego 849 D.2.6. Równanie zmiennych stanu z wymuszeniami 860 D.2.7. Analiza modalna układu dynamicznego 861 D.3. Układy nieliniowe 866 D.3.1. Funkcje skalarne w przestrzeni stanów 868 D.3.2. Druga metoda Lapunowa 873 D.3.3. Pierwsza metoda Lapunowa 883 D.4. Częściowa inwersja macierzy 886 D.5. Analiza Prony’ego 887 D.6. Wybrane prawa elektrotechniki 896 D.7. Ograniczniki w członach automatyki regulacyjnej 898 D.8. Metody całkowania numerycznego 902 D.9. Systemy testowe 909 D.9.1. System testowy 3G 909 D.9.2. System testowy 7G (CIGRE) 912 D.9.3. System testowy 10G (New England) 915