Разделение частей ЭЭС в точке сети, через которую в доаварийном режиме протекала значительная мощность, приводит к нарушению баланса активной мощности.

Если в части ЭЭС, получавшей мощность извне, резервы недостаточны, то возникает дефицит активной мощности, что приводит к снижению частоты. Глубокое снижение или значительное повышение частоты недопустимо по режимам работы электростанций.

В частности, для тепловых электростанций снижение частоты ниже 49.0 Гц недопустимо по режиму работы котлов, имеющих питательные электронасосы. Работа на пониженной частоте может привести к разрушению лопаточного аппарата паровых турбин. Если частота оказывается ниже значения, при которой производительность насосов, работающих на противодавлении (питающие насосы котлов) недостаточна, то нарушается работа котлоагрегатов и электростанция может быть остановлена. Частота в дефицитной части ЭЭС дополнительно снижается, что приводит к нарушению работы других и т.д., вплоть до полного останова всех генерирующих источников.

Таким образом, лавина частоты может вызвать тяжелую многочасовую энергетическую аварию на большой территории.

На атомных электростанциях без ограничения по времени допускается работа энергоблоков в составе энергосистемы при частоте от 49,0 до 50,4 Гц.

Предотвращение и ликвидация аварийных небалансов

активной мощности

В нормальных и расчетных аварийных условиях частота в энергосистеме поддерживается системой регулирования частоты, состоящей из подсистем первичного, вторичного и третичного регулирования.

^ Первичное регулирование частоты является основным средством ограничения отклонений частоты. Оно осуществляется регуляторами скорости генерирующих установок, которые инициируют быстрое изменение моментов турбин энергоблоков на электростанциях в зависимости от направления и величины отклонения скорости вращения турбин от заданной.

^ Вторичное регулирование частоты корректирует действие регуляторов скорости на электростанциях, выделенных для астатического регулирования и внешних перетоков в зоне регулирования. Оно обеспечивает, спустя некоторое время, восстановление частоты в энергосистеме, диапазонов первичного регулирования.

^ Третичное регулирование частоты восстанавливает возможности вторичного регулирования, оптимизирует распределение возникшего в зоне регулирования небаланса между электростанциями с использованием расчетов, основанных на измерениях, проводимых в режиме реального времени.

Ограничение электроснабжения потребителей, в том числе путем отключения их энергопринимающих установок, может применяться при возникновении аварийного режима с внезапно образовавшимся недостатком электрической мощности, вызвавшем снижение частоты электрического тока ниже 49,8 Гц:

• 
  после исчерпания резервов генерации;
• 
  незамедлительно, если частота снизится ниже 49,6 Гц.

Для скорейшего восстановления электроснабжения потребителей, энергопринимающие установки которых были отключены действием автоматической частотной разгрузки (АЧР), предусматривается автоматика их частотного повторного включения (ЧАПВ). Она подключает потребителей по мере восстановления частоты за счет ввода резервов генерирующих мощностей.

1. ^

   Лавины напряжения

Лавины напряжения, случающиеся также в электроэнергетических системах, связаны с нарушением баланса реактивной мощности, который определяется соотношением характеристик генерирующих источников и потребителей.

Различают несколько причин возникновения лавины напряжения.

Сопутствующая лавина пониженного напряжения

Возникает одновременно с лавиной частоты. Причины данной лавины напряжения могут быть следующие.

1. 
   Разделение ЭЭС на части, часто приводящее к дефициту реактивной мощности в отделившейся части, вследствие потери источников реактивной мощности и линий сверхвысокого напряжения (СВН).
2. 
   Изменение напряжения на выводах генератора из-за влияния изменения частоты на работу АРВ. Вследствие того, что измерительные органы АРВ ПД обладают индуктивностью, они реагируют на снижение частоты как на эквивалентное ему увеличение напряжения. В среднем, при снижении частоты на 1 % напряжение уменьшается на 1,4 %. АРВ СД напротив, воспринимают снижение частоты, как уменьшение напряжения. То есть реакции их противоположны и влияние изменения частоты на изменение напряжения зависит от удельного веса АРВ обоих типов.

Главная опасность сопутствующей лавины напряжения заключается в том, что при существенном снижении напряжения возможны отказы частотной автоматики и отказы отключения выключателей на подстанциях с оперативным переменным током.

Лавина пониженного напряжения нагрузочного узла

Причины данной лавины напряжения следующие.

1. 
   Аварийное уменьшение пропускной способности сети из-за отключения части питающих ЛЭП. На приемной стороне оставшихся в работе линий напряжение может снизиться до значений, недостаточных для осуществления технологических процессов.
2. 
   Преждевременный съем форсировки возбуждения генератора, связанный с неполным использованием их перегрузочного резерва.

Лавина повышения напряжения

Возникает при резком увеличении нерегулируемой составляющей генерируемой реактивной мощности. Это связано с избыточной зарядной мощностью сети сверхвысокого напряжения в условиях понижения потребления реактивной мощности.

Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений

напряжения

Обеспечение резервов реактивной мощности. При планировании режимов работы энергосистемы для обеспечения требуемого уровня напряжения в сети должно быть предусмотрено достаточное число генераторов, синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов, реакторов, связанных с сетью на напряжении класса 220 кВ и выше, которые могут участвовать в выработке или потреблении реактивной мощности.

На всех электростанциях должно быть предусмотрено автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности.

Если напряжение в узлах сети снижается до или ниже аварийного предела, установленного стандартами организации, допускается использование перегрузочной способности генераторов и компенсаторов. При этом напряжение в других узлах сети не должно превышать максимально допустимых значений для оборудования.

При работе с пониженным напряжением и возникновении тенденции снижения напряжения со скоростью 5 кВ за 5 минут принимаются меры по ограничению энергопотребления.

Если после принятых мер напряжение остается ниже аварийно-допустимого значения, отключают очередями энергопринимающие установки потребителей в том узле, где произошло снижение напряжения.

В случае снижения напряжения ниже установленных минимально допустимых значений, на основе опроса оперативного персонала, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации определяют причины снижения напряжения и, в зависимости от их характера, принимают следующие меры:

1. 
   отключают шунтирующие реакторы;
2. 
   включают батареи статических конденсаторов;
3. 
   
4. 
   снижают перетоки мощности по линиям электропередачи;
5. 
   увеличивают загрузку СК и генераторов по реактивной мощности вплоть до уровня предельных аварийных перегрузок. При этом предусматриваются меры, предотвращающие возможное отключение генераторов защитой от перегрузки по току ротора.

В случае повышения напряжения сверх допустимых значений определяют причины повышения напряжения и, в зависимости от их характера, принимают следующие меры по его снижению:

1. 
   путем отключения батарей статических конденсаторов;
2. 
   включают шунтирующие реакторы;
3. 
   изменяют коэффициенты трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;
4. 
   вывода в резерв линий электропередачи в районе повышенного напряжения (только выключателями), дающих наибольший эффект снижения напряжения, определяемый по стоку реактивной мощности с контролем напряжения и перетоков мощности по внутренним и внешним связям;
5. 
   снижения загрузки по реактивной мощности генераторов электростанций и СК, работающий в режиме ее выдачи, перевода в режим потребления реактивной мощности.

При одностороннем отключении линии электропередачи и повышении напряжения сверх допустимого значения эта линия включается в транзит, а при отсутствии такой возможности – с нее снимается напряжение.

Наибольшими рабочими напряжениями для объектов разных номинальных напряжений являются:

7,2 для 6 кВ; 12 для 10 кВ; 40,5 для 35 кВ; 126,0 для 110 кВ; 252,0 для 220 кВ; 363,0 для 330 кВ; 525,0 для 500 кВ; 787,0 для 750 кВ; 1200,0 для 1150 кВ .

Потребителей по мере восстановления частоты за счет ввода резервов генерирующих мощностей. 1.8. Лавины напряжения Лавины напряжения, случающиеся также в электроэнергетических системах, связаны с нарушением баланса реактивной мощности, кото- рый определяется соотношением характеристик генерирующих источ- ников и потребителей. Различают несколько причин возникновения лавины напряжения. Сопутствующая лавина пониженного напряжения Возникает одновременно с лавиной частоты. Причины данной лави- ны напряжения могут быть следующие. 1. Разделение ЭЭС на части, часто приводящее к дефициту реак- тивной мощности в отделившейся части, вследствие потери источников реактивной мощности и линий сверхвысокого напряжения (СВН). 2. Изменение напряжения на выводах генератора из-за влияния из- менения частоты на работу АРВ. Вследствие того, что измерительные органы АРВ ПД обладают индуктивностью, они реагируют на снижение частоты как на эквивалентное ему увеличение напряжения. В среднем, при снижении частоты на 1 % напряжение уменьшается на 1,4 %. АРВ СД напротив, воспринимают снижение частоты, как уменьшение напря- жения. То есть реакции их противоположны и влияние изменения часто- ты на изменение напряжения зависит от удельного веса АРВ обоих ти- пов. Главная опасность сопутствующей лавины напряжения заключается в том, что при существенном снижении напряжения возможны отказы частотной автоматики и отказы отключения выключателей на подстан- циях с оперативным переменным током. Лавина пониженного напряжения нагрузочного узла Причины данной лавины напряжения следующие. 1. Аварийное уменьшение пропускной способности сети из-за от- ключения части питающих ЛЭП. На приемной стороне оставшихся в ра- боте линий напряжение может снизиться до значений, недостаточных для осуществления технологических процессов. 2. Преждевременный съем форсировки возбуждения генератора, связанный с неполным использованием их перегрузочного резерва. Лавина повышения напряжения 21 Возникает при резком увеличении нерегулируемой составляющей генерируемой реактивной мощности. Это связано с избыточной заряд- ной мощностью сети сверхвысокого напряжения в условиях понижения потребления реактивной мощности. Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений напряжения Обеспечение резервов реактивной мощности. При планировании ре- жимов работы энергосистемы для обеспечения требуемого уровня напряжения в сети должно быть предусмотрено достаточное число гене- раторов, синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов, реакто- ров, связанных с сетью на напряжении класса 220 кВ и выше, которые могут участвовать в выработке или потреблении реактивной мощности. На всех электростанциях должно быть предусмотрено автоматиче- ское регулирование напряжения и реактивной мощности. Если напряжение в узлах сети снижается до или ниже аварийного предела, установленного стандартами организации, допускается исполь- зование перегрузочной способности генераторов и компенсаторов. При этом напряжение в других узлах сети не должно превышать максималь- но допустимых значений для оборудования. При работе с пониженным напряжением и возникновении тенден- ции снижения напряжения со скоростью 5 кВ за 5 минут принимаются меры по ограничению энергопотребления. Если после принятых мер напряжение остается ниже аварийно-допу- стимого значения, отключают очередями энергопринимающие установ- ки потребителей в том узле, где произошло снижение напряжения. В случае снижения напряжения ниже установленных минимально допустимых значений, на основе опроса оперативного персонала, пока- заний устройств телеизмерений и телесигнализации определяют причи- ны снижения напряжения и, в зависимости от их характера, принимают следующие меры: 1) отключают шунтирующие реакторы; 2) включают батареи статических конденсаторов; 3) изменяют коэффициенты трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН; 4) снижают перетоки мощности по линиям электропередачи; 5) увеличивают загрузку СК и генераторов по реактивной мощно- сти вплоть до уровня предельных аварийных перегрузок. При этом 22 предусматриваются меры, предотвращающие возможное отключение генераторов защитой от перегрузки по току ротора. В случае повышения напряжения сверх допустимых значений опре- деляют причины повышения напряжения и, в зависимости от их харак- тера, принимают следующие меры по его снижению: 1) путем отключения батарей статических конденсаторов; 2) включают шунтирующие реакторы; 3) изменяют коэффициенты трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН; 4) вывода в резерв линий электропередачи в районе повышенного напряжения (только выключателями), дающих наибольший эффект сни- жения напряжения, определяемый по стоку реактивной мощности с контролем напряжения и перетоков мощности по внутренним и внеш- ним связям; 5) снижения загрузки по реактивной мощности генераторов элек- тростанций и СК, работающий в режиме ее выдачи, перевода в режим потребления реактивной мощности. При одностороннем отключении линии электропередачи и повыше- нии напряжения сверх допустимого значения эта линия включается в транзит, а при отсутствии такой возможности – с нее снимается напря- жение. Наибольшими рабочими напряжениями для объектов разных номи- нальных напряжений являются: 7,2 для 6 кВ; 12 для 10 кВ; 40,5 для 35 кВ; 126,0 для 110 кВ; 252,0 для 220 кВ; 363,0 для 330 кВ; 525,0 для 500 кВ; 787,0 для 750 кВ; 1200,0 для 1150 кВ . 1.9. Основные меры по предотвращению и ликвидации технологических нарушений Ликвидация аварийных ситуаций производится персоналом в случа- ях, когда автоматическая ликвидация аварии не успешна. Основными задачами оперативно-диспетчерского управления при ликвидации технологических нарушений является: предотвращение развития нарушений, исключение травмирова- ния персонала и повреждения оборудования, не затронутого технологи- ческим нарушением; быстрое восстановление энергоснабжения потребителей и нор- мальных параметров отпускаемой электроэнергии; 23 создание наиболее надежных послеаварийной схемы и режима работы; выяснение состояния отключившегося и отключенного оборудо- вания и при возможности включения его в работу, восстановление схе- мы сети. Распределение функций по ликвидации технологических нарушений между диспетчерами различных уровней регламентируется соответ- ст-вующими инструкциями. Правильное распределение этих функций представляет сложную за- дачу, на решение которой влияют два противоречивых фактора: 1. Стремление предоставить оперативному персоналу возможно большую самостоятельность при ликвидации технологических наруше- ний. 2. Необходимость ограничить самостоятельность действия персо- нала по аварийному регулированию мощности. Таким образом, сочетание наибольшей допустимой самостоятельно- сти подчиненного персонала и строжайшей диспетчерской дисципли- ны – важнейшее условие своевременного предупреждения технологиче- ских нарушений и быстрой их ликвидации. Согласно ПТЭ (п. 6.5.2), на каждом диспетчерском пункте и щите управления энергообъектом должна быть местная инструкция по предотвращению и ликвидации технологических нарушений, составлен- ная в соответствии с типовой инструкцией и инструкцией вышестояще- го органа оперативно-диспетчерского управления. Ликвидацией технологических нарушений на электростанции дол- жен руководить начальник смены станции, на подстанции – дежурный подстанции, оперативно-выездная бригада, мастер или начальник груп- пы подстанции (в зависимости от типа обслуживания подстанции). В электрических сетях технологические нарушения, имеющие местное значение, ликвидируются под руководством диспетчера элек- трических сетей или диспетчера опорной подстанции (в зависимости от района распространения нарушений и структуры управления сетями). В энергосистеме, если затронут режим работы только одной энерго- системы, ликвидация нарушений производится под руководством дис- петчера энергосистемы. Если затронут режим работы нескольких энер- госистем – диспетчера системного оператора. В случае необходимости оперативные или административные руко- водители вышеуказанных лиц имеют право поручить руководство лик- видации технологических нарушений другому лицу или взять руко- 24 водство на себя, сделав запись в оперативном журнале. О замене ставит- ся в известность как вышестоящий, так и подчиненный персонал. Приемка и сдача смены во время ликвидации технологических нару- шений запрещается. При затянувшейся ликвидации допускается сдача смены с разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персо- нала. Если ликвидация нарушений производится на оборудовании, не находящемся в оперативном ведении или управлении вышестоящего персонала, сдача смены допускается с разрешения руководящего адми- нистративно-технического персонала энергообъединения, где произо- шло нарушение. Согласно ПТЭ (п. 6.5.6), оперативно-диспетчерский персонал несет полную ответственность за ликвидацию технологических нарушений, принимая решение независимо от присутствия лиц из числа админи- стративно-технического персонала. 1.10. Восстановление ЭЭС после крупных аварий Восстановление энергосистем после тяжелых системных аварий представляет собой сложный и продолжительный процесс. Для слож- ных ЭЭС решение проблемы восстановления не является тривиальным, при этом предъявляются жесткие требования к скорости и достоверно- сти оценок состояния ЭЭС и возможных действий диспетчера. Рис. 1.5 характеризует общую картину процессов восстановления ЭЭС. Кон- кретные ситуации являются частными случаями и содержат некоторые конкретные наборы действий в зависимости от последствий аварии. Процесс восстановления энергосистем начинается с определения по- слеаварийного состояния, включающего ряд операций, таких как: оценка состояния работоспособности объектов системы (в смыс- ле наличия поломок, разрушений и возможности объекта выполнять свои функции хотя бы в частичном объеме); оценка наличия связей объекта с другими, электрической связно- сти ЭЭС; оценка готовности объектов к включению и набору нагрузки, в том числе для потребителей. Процесс восстановления ЭЭС, в соответствии с рис. 1.5, представ- ляет собой наращивание структуры ЭЭС во времени при согласовании подготовки и ввода множества взаимосвязанных объектов, сохранив- ших работоспособность после аварии, а также объектов, работоспособ- ность которых восстанавливается действиями персонала. Этот процесс можно представить последовательностью во времени состояний (ситуа- 25 ций) энергосистемы, каждое из которых характеризуется сочетанием ра- ботоспособных потребителей электроэнергии, энергоисточников, 26 27 сетевых элементов, а также уровнями нагрузки потребителей, мощности энергоисточников и пропускной способности элементов сети. В процессе восстановления для каждого состояния и при переходах от одного состояния к другому должны выполняться определенные схемно-технологические и режимные требования и ограничения. В частности, необходим учет технологической взаимосвязи объектов ЭЭС. Мощности энергоисточников не должны увеличиваться до тех пор, пока потребители не готовы к приему электроэнергии, а восстанов- ление электросетевых объектов не выполнено в необходимом объеме. Режимные требования и ограничения в процессе восстановления ЭЭС связаны с обеспечением существования электрических режимов при выполнении нормативных ограничений на параметры режимов (напряжения, частоты, потоков мощности по связям). Указанные ре- жимные условия и ограничения должны выполняться для устранения возможности срыва процесса восстановления, усугубления аварийной ситуации с тяжелыми последствиями для потребителей. Опыт анализа имевших место системных аварий показывает достаточно высокую ве- роятность подобного срыва процесса восстановления при недостаточ- ном внимании к выполнению режимных ограничений, а также в ре- зультате ошибочных действий персонала. В результате реализации процесса восстановления с учетом перечис- ленных его особенностей энергосистема переводится в конечное состоя- ние, соответствующее исходному или несколько сниженному уровню функционирования энергосистемы. Вопросы для самопроверки 1. Основная характеристика и тенденции развития электроэнер- гетической отрасли РФ. 2. Назовите основные направления реформы электроэнергетиче- ской отрасли. 3. Какая структура электроэнергетической отрасли предполага- ется после проведения реформы? 4. Федеральная сетевая компания. 5. Какие услуги оказывает Федеральная сетевая компания субъек- там рынка? 6. Какие сети входят в состав магистральных сетей? 7. Какие функции выполняет системный оператор? 28 8. Создание крупных генерирующих компаний (ГК). Критерии оцен- ки вариантов объединения. Типы ГК. 9. Основные принципы оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. 10. Оперативная подчиненность оборудования в ЭЭС. 11. Временные уровни оперативно-диспетчерского управле- ния. 12. Назовите задачи, относящиеся к долгосрочному планиро- ванию. 13. Назовите задачи, относящиеся к краткосрочному плани- рованию. 14. Ситуативная иерархия режимов в ЭЭС. 15. Дайте характеристику нормальному, аварийному, послеа- варийному и восстановительному режимам работы ЭЭС. 16. Назовите цели управления энергосистемой в нормальном, аварийном, послеаварийном и восстановительном режимах. 17. Управление нормальным режимом работы. 18. Какие аварии относятся к системным авариям? 19. Назовите основные факторы, утяжеляющие аварийные процессы в электрических системах. 20. Лавина перегрузок и отключений ЛЭП. 21. Основные мероприятия по предотвращению и ликвидации аварийных последствий при отказах ЛЭП. 22. Лавина асинхронных режимов. 23. Основные мероприятия по предотвращению и ликвидации асинхронных режимов. 24. Лавина напряжений. 25. Основные мероприятия по предотвращению и ликвидации недопустимых снижений напряжения. 26. Основные мероприятия по предотвращению и ликвидации недопустимых повышений напряжения. 27. Лавина частоты. 28. Основные мероприятия по предотвращению и ликвидации лавины частоты. 29. Как распределяются функции по ликвидации технологиче- ских нарушений между диспетчерами различных уровней? 29 30. Основные задачи оперативно-диспетчерского управления при ликвидации технологических нарушений. 31. Восстановление ЭЭС после крупных аварий. 2. ПЛАНИРОВАНИЕ (РАЗРАБОТКА) РЕЖИМОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ 2.1. Основные требования и исходные данные при разработке режима При планировании режимов должны быть обеспечены: сбалансированность потребителя и нагрузки электростанций с учетом внешних перетоков; минимизация затрат на производство и передачу электроэнергии при обеспечении требуемой надежности с учетом режимных условий (составляющих баланса мощности, схемы электрической сети и обеспе- ченности электростанций энергоресурсами), условий заключенных до- говоров на поставки электроэнергии, мощности и действующих правил купли-продажи электроэнергии и мощности; поддержание требуемых резервов активной и реактивной мощ- ностей. При планировании режимов должны учитываться и использоваться следующие данные: прогноз потребления АО «Энерго», ОЭС, ЕЭС электроэнергии и мощности на год, квартал, месяц, неделю, сутки и каждые полчаса (час); характеристики электростанций с точки зрения готовности их оборудования к несению нагрузки и обеспеченности энергоресурсами, а также технико-экономические характеристики оборудования; характеристики электрических сетей, используемых для переда- чи и распределения электроэнергии, с точки зрения пропускной способ- ности, потерь и других характеристик; нормы расхода гидроэнергоресурсов, устанавливаемых для ГЭС действующими документами и заданиями государственных органов, с учетом интересов других водопользователей. Также при планировании режимов должны использоваться результа- ты контрольных измерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях энергосистем, ОЭС и ЕЭС, которые проводятся 2 раза в год – в третью среду июня и декабря. 30

В нормальных режимах работы асинхронных двигателей их рабочее скольжение значительно меньше критического, а максимальная мощность в (1,5-2,2) раза больше потребляемой. Исходя из этих параметров, боль­шинство энергетиков предприятий обычно считают, что асинхронные дви­гатели работают с большим запасом устойчивости. Поэтому колебания напряжения не являются опасными с точки зрения устойчивой работы двигателей, и только весьма значительные снижения напряжения мо­гут приводить к останову или, как иногда говорят, к опрокидыванию двигателей. Однако это справедливо только в том случае, если питание двигателей осуществляется от шин, напряжение на которых не зависит от режима их работы.

В большинстве случаев напряжение на шинах двигателя зависит от режима двигателя (характерным примеров является режим пуска двига­теля, когда отклонение напряжения на его шинах может быть весьма зна­чительным). Условия нарушения устойчивости двигателя в этом случае получаются существенно иными. Для оценки изменений условий ус­тойчивости рассмотрим систему электроснабжения, приведенную на рис. 4.12, а, где нагрузка представлена эквивалентным асинхронным дви­гателем. Для данной системы очевидно, что изменение нагрузки двигателя приведет к изменению напряжения на его шинах. В этих условиях характе­ристику мощности удобнее вычислять и строить не по изменяющемуся напряжению U=φ(s), а по неизменному значению ЭДС Е.Максимальная мощность в этом случае будет

Данное выражение получено как приближенное, исходя из весьма уп-
рощенной схемы замещения при вынесении ветви намагничивания на шины
ЭДС (см. рис. 4.12, б). Однако это обстоятельство не меняет общих каче-
ственных закономерностей.

Величина Р МЕ, определенная при Е=const [или, что одно и то же при
U=φ(s)], будет значительно меньше Р м, определенной при U=const по
формуле (4.12). Критическое скольжение, определяемое из выражения

Из этого следует (см. рис. 4.12, в), что опрокидывание двигателей, получающих питание от системы соизмеримой мощности, может произойти при сравнительно небольших изменениях скольжения и небольших сниже­ниях ЭДС в системе и тем более при небольших изменениях напряжения.

Поэтому в общих случаях определение критических параметров следует проводить, исходя не из напряжения на зажимах двигателей, которое не являет­ся независимой переменной, а исходя из ЭДС генератора, которую можно счи­тать не зависящей от изменений режима. Эта ЭДС в зависимости от способа регулирования возбуждения генератора будет различной (см. параграф 2.9).

Рассмотрим процесс нарушения устойчивости комплексного узла на­грузки, основываясь на статических характеристиках нагрузки, генерации и критерия.

Известно, что в состав комплексного узла нагрузки кроме асинхрон­ных двигателей входят также синхронные двигатели и статические потре­бители (освещение, печи, выпрямители и т. д.). Однако именно асинхрон­ные двигатели в большинстве случаев определяют качественный характер статической характеристики реактивной мощности узлов нагрузки по на­пряжению (зависимость Q н, рис. 4.13, а). При уменьшении напряжения потребляемая реактивная мощность нагрузки снижается. Однако при боль­ших снижениях напряжения, в зоне критических значений, реактивная мощность увеличивается из-за останова не отключившихся от сети асинх­ронных двигателей. Практически это увеличение ограничивается отклю­чением части потребителей из-за самопроизвольного «отпадания» магнит­ных пускателей при низких напряжениях. Это снижает нагрузку и, соот­ветственно, характеристику реактивной мощности.

На рис. 4.13, а представлены наиболее типичные характеристики Q r ге­нерируемой реактивной мощности. Вначале, при снижении напряжения, ха­рактеристика мощности возрастает. Это обусловлено уменьшением второй составляющей мощности в выражении (4.19) и увеличением первой из-за возрастания ЭДС Е, обусловленной действием АРВ. При дальнейшем сниже­нии напряжения ток возбуждения генерирующих источников достигает по­толочных значений, и в дальнейшем их реактивная мощность уменьшается.

В нормальных режимах баланс реактивных мощностей характеризу­ется точкой А пересечения характеристик нагрузки и генерации в области допустимых значений напряжения (зависимости Q H и Q Г1 рис. 4.13, а). В аварийных режимах характеристика генерации, как правило, резко сме­щается из-за отключения части питающих линий электропередачи или ге­нерирующих источников. В этом случае характеристики нагрузки и генера­ции пересекаются в точке Б (зависимости Q Н и Q Г2) с аварийным уровнем напряжения U кр. Критический режим по напряжению U кр наступает в точ­ке В, где реактивные мощности генерации и нагрузки еще балансируются, однако их характеристики только соприкасаются (зависимости Q Н и Q Г3). При дальнейшем смещении характеристики генерации она уже не будет иметь точки пересечения с характеристикой нагрузки, и возникает лави­нообразный процесс снижения напряжения (рис. 4.13, б). Аналогичное явление может иметь место и при увеличении нагрузки. При этом проис­ходит торможение двигателей, что вызывает резкое увеличение потребля­емой реактивной мощности и, как следствие, прогрессирующее снижение напряжения из-за нарушения баланса мощностей (реактивная мощность на­грузки Q Н больше мощности генерации Q Г). Оперативный персонал энерго­системы и потребителей не имеет непосредственно информации о росте то­ков и скольжений двигателей, входящих в состав комплексной нагрузки, в то время, когда они приближаются или происходит режим опрокидывания, но наблюдают резкое лавинообразное снижение напряжения. Процесс этот по­этому и получил название лавины напряжения. Лавина напряжения заканчива­ется полным обесточиванием всего энергоузла (Q r =О, U=0) из-за нарушения работы собственных нужд электростанций или установлением весьма низких уровней напряжения U л (точка Г, рис. 4.13), когда у потребителей произошло нарушение устойчивости двигателей и самоотключение части нагрузки.

Основными причинами аварийного снижения напряжения, вызываю­щего лавину напряжения, являются отключения генерирующих источни­ков (генераторов, синхронных компенсаторов, конденсаторных установок) или основных питающих линий электропередачи.

Лавина напряжения может возникать как при номинальной частоте, так и при ее аварийном снижении. Так, сопутствующая лавина напряже­ния возникает одновременно с лавиной частоты вследствие разделения энергосистемы на несинхронно работающие части и потери при этом час­ти генерирующей реактивной мощности и зарядной мощности отключен­ных линий электропередачи. Главная опасность сопутствующей лавины напряжения со стороны энергосистемы заключается в том, что большие снижения напряжения могут вызвать отказы устройств АЧР и привести к нарушению устойчивости потребителей собственных нужд электростан­ций. Несрабатывание АЧР и погашение электростанций в еще большей степени способствуют развитию аварии. В то же время успешная работа АЧР ликвидирует дефициты как активной, так и реактивной мощности.

Частота вращения двигателей пропорциональна изменению частоты сети, а производительность технологических линий зави­сит от частоты вращения двигателя. При значительном повышении частоты в энергосистеме, что может быть, например, в случае умень­шения (сброса) нагрузки, возможно повреждение оборудования.

Кроме того, пониженная частота в электрической сети влияет на срок службы оборудования, содержащего элементы со сталью (электродвигатели, трансформаторы), за счет увеличения тока на­магничивания в таких аппаратах и дополнительного нагрева сталь­ных элементов.

Влияние изменения нагрузки потребителей при изменении часто­ты можно проанализировать с помощью статических характеристик обобщенного узла нагрузки от частоты, приведенных на рис.5.

Рис. 5. Статические характеристики по частоте обобщенного узла нагрузки.

Как видно из рис. 5, снижение частоты до значе­ния f 1 приводит к увеличе­нию потребляемой нагрузкой реактивной мощности Q, до значения Q *1 , что влечет за собой понижение напряже­ния в узле присоединения на­грузки. При этом потребляе­мая активная мощность снижается до Р *1 . Обычно увеличение потребляемой реактивной мощности выше, чем снижение активной мощности, что приводит к увеличению пере­токов полной мощности по элементам сети и, следовательно, к увели­чению потерь мощности и энергии в сети.

Изменение нагрузки потребителей в сети может быть различным по характеру. При малых изменениях нагрузки в системе требуется небольшой резерв мощности. В этих случаях автоматическое регу­лирование частоты в системе может производится на одной, так на­зываемой частотно-регулирующей станции. При больших измене­ниях нагрузки увеличение мощности должно быть предусмотрено на значительном числе станций. В связи с этим в соответствии с предполагаемыми изменениями нагрузок потребителей заранее со­ставляются графики соответствующего изменения нагрузки элект­ростанций. При этом предусматривается экономическое распреде­ление нагрузок между станциями.

Лавина частоты

Процесс нарушения устойчивости работы электрической системы в связи со снижением частоты из-за прогрессирующего дефицита активной мощности называется лавина частоты. Для энергосистем с ном частотой f= 50 Гц критическое значение, при котором производительность основных механизмов с.н тепловых электростанций, работающих от электродвигателей, снижается до нуля и наступает лавина частоты, равно 46..45 Гц

Вопрос 3: Физическая сущность баланса активных мощностей и ее связь с регулированием частоты

∑Рr=∑Рн+∑∆Р

Особенность электроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передаче энергии от источников к потребителям и невозможности накапливания выработанной электроэнергии в заметных количествах. Эти свойства определяют одновременность процесса выработки и потребления электроэнергии.

В каждый момент времени в установившемся режиме энергосистемы ее электрические станции должны вырабатывать мощность, равную мощности потребителей, и покрывать потери мощности в сети, т.е. должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощностей:

При нарушении исходного баланса частота принимает новое значение. Снижение (дефицит) генерируемой мощности приводит к уменьшению частоты, а ее избыток обусловливает рост частоты, т.е. при SP г SP н возрастает.

Мощность генератора зависит от ЭДС Е q:

E q = U г + jI г X d = U г + jI г 2pfL.

(8.3)

При увеличении впуска энергоносителя (пара или воды) в турбину турбина начинает вращаться быстрее, возрастает ЭДС, соответственно возрастает частота. Если уменьшить подачу энергоносителя, то P г снижается, и при том же составе нагрузки (известно, что около 80% нагрузки составляют электродвигатели) становится невозможным вращение двигателей с прежней скоростью.

Использование: в противоаварийной автоматике энергосистемы для предотвращения каскадных аварий, связанных с лавинообразным снижением напряжения. Технический результат - ликвидация дефицита реактивной мощности в энергорайоне и предотвращение лавинообразного понижения напряжения. Способ заключается в измерении напряжения, активной и реактивной мощности на шинах станции, контроле наличия аварийных сигналов от штатной автоматики генератора «ограничение перегрузки по току ротора» и при их наличии от всех генераторов, подключенных к шинам станции, осуществление отключения нагрузки контролируемого энергорайона с точным определением объема разгрузки, рассчитанного по формуле

где А, В, С - расчетные коэффициенты, определяемые на основании измерения величин активной мощности, реактивной мощности и напряжения на шинах станции.

Область техники

Изобретение относится к области электротехники, в частности к средствам противоаварийной автоматики энергосистемы, и предназначено для предотвращения каскадных аварий, связанных с лавинообразным снижением напряжения.

Уровень техники

Наличие дефицитных энергорайонов и крупных транзитных перетоков мощности создают условия, при которых в случае возникновения аварийного возмущения в энергосистеме для покрытия дефицита реактивной мощности действия автоматических регуляторов возбуждения (АРВ) генераторов на электростанциях энергорайона и резерва реактивной мощности оказывается недостаточно. При исчерпании резерва по реактивной мощности генераторы перегружаются по току ротора и, как следствие, либо отключаются от сети действием технологических защит, либо напряжение генератора не поддерживается устройствами АРВ в заданных пределах. И тот и другой процесс связан с понижением напряжения в районе нагрузки, питающейся от электростанций, вследствие чего возможно возникновение процесса лавины напряжения с погашением потребителей энергорайона.

Процесс развития лавины напряжения может протекать очень быстро. Современные устройства противоаварийной автоматики не всегда позволяют вовремя предотвратить лавинообразный процесс, действуют с определенной выдержкой времени.

Известен способ отключения части нагрузки при аварии в энергосистеме, используемый в автоматике ограничения снижения напряжения (АОСН). Действие автоматики направлено на обеспечение необходимого запаса по напряжению в узлах нагрузки в послеаварийном режиме при аварийном отключении элементов сети . Применение АОСН позволяет повысить надежность энергоснабжения оставшейся части потребителей и снизить аварийный ущерб. Использование АОСН основывается на предварительном расчете серии аварийных ситуаций в энергосистеме, в результате расчета определяется место и объем управляющих воздействий АОСН. В качестве контролируемого параметра используется напряжение в узлах нагрузки. В результате снижения напряжения ниже заданной уставки АОСН производит отключение части нагрузки. Выполнение действия АОСН по ступеням осуществляется с разной выдержкой времени. Действие АОСН с суммарной выдержкой времени может оказаться недостаточным для предотвращения лавины напряжения.

Известен способ поддержания требуемого уровня напряжения в энергорайоне с помощью форсировки возбуждения генераторов . При снижении напряжения в районе нагрузки АРВ каждого генератора данного энергорайона, поддерживая заданный уровень напряжения, увеличивает ток ротора и выдачу реактивной мощности. При исчерпании резерва по реактивной мощности возможна перегрузка генераторов электростанций энергорайона по току ротора с действием штатной автоматики генератора, входящей в состав АРВ - (ограничения перегрузки - ОП), на снижение тока ротора генераторов, что может привести к дальнейшему снижению напряжения в узлах энергорайона.

Известен, также, способ автоматической разгрузки генераторов электростанции при статической перегрузке электропередачи (АРСП), описанный в . В указанном способе контроль загрузки электропередачи (станции) осуществляется по активной мощности. Автоматика фиксирует ситуации, когда активная мощность по контролируемому сечению достигает заданной уставки срабатывания и по заданному алгоритму (с выдержкой времени или без нее) действует на разгрузку электропередачи.

Причинами перегрузки электропередачи могут быть:

Возникновение внезапного дефицита генерирующей мощности в приемной относительно данной электропередачи части энергосистемы, вызванного отключением генератора (энергоблока), частичным или полным сбросом электрической нагрузки электростанцией, отделением избыточного энергоузла;

Возникновение внезапного избытка генерирующей мощности в передающей относительно данной электропередачи части энергосистемы, вызванного отделением дефицитного энергоузла, сбросом потребителями электрической мощности вследствие близкого короткого замыкания или по технологическим причинам, отключением части нагрузки от АЧР;

Медленное (в темпе изменения режима в энергосистеме) нарастание перетока активной мощности и фазового угла по электропередаче из-за отсутствия резервов мощности на электростанциях в приемной части или отсутствия регулировочного диапазона в сторону разгрузки на электростанциях передающей части, а также вследствие ошибки диспетчерского персонала;

Отключение шунтирующей связи и как следствие - наброс на контролируемую линию электропередачи и увеличение угла.

Наиболее часто АРСП применяется для сохранения устойчивости при возмущениях первых двух видов. Максимальный объем разгрузки, осуществляемый автоматикой, в этом случае равен

где Р нб - расчетное значение небаланса, Р м.д - максимально допустимое значение перетока активной мощности в контролируемом сечении, P 8% - значение перетока в контролируемом сечении, соответствующее 8%-ному запасу статической устойчивости, k f - частотный коэффициент, характеризующий долю мощности отключившегося генератора, набрасываемую на контролируемое сечение.

Значение Р нб принимается равным наибольшему аварийному дефициту мощности в приемной части (или избытку мощности в передающей части) при отключении наиболее мощного генератора или энергоблока, отделении избыточных (дефицитных) энергорайонов.

Сущность изобретения

Из анализа аварийных режимов следует, что причиной лавины напряжения является дефицит реактивной мощности в районе нагрузки, который впоследствии может развиваться быстро и привести к лавине напряжения и нарушению устойчивости энергосистемы.

Целью предлагаемого изобретения является создание эффективного алгоритма ликвидации аварийных режимов, способных повлечь за собой лавинообразное понижение напряжения и нарушение устойчивой работы энергосистемы.

Указанная цель достигается тем, что отключение нагрузки контролируемого энергорайона осуществляется с точным определением объема разгрузки (отключения), необходимого для ликвидации перегрузки генераторов по току ротора.

Для этого измеряют напряжение, активную и реактивную мощности на шинах станции, контролируют наличие аварийных сигналов от штатной автоматики генератора «ограничение перегрузки по току ротора» и при наличии данных аварийных сигналов от всех генераторов, подключенных к шинам станции, осуществляют отключение нагрузки.

Необходимая величина разгрузки для ликвидации перегрузки по току ротора и ввода режима в допустимую область ( Р 1) может быть определена следующим образом.

Отсутствие перегрузки генератора по току ротора равнозначно условию

E q - действующие значение эдс одного генератора либо эквивалентная эдс генераторов станции, E qдоп - допустимое значение эдс по условию загрузки током ротора, определенное на основании нормативных показателей по оборудованию.

Выражение E qдоп генератора можно представить в виде:

где Р, Q, U - величины активной, реактивной мощности и напряжения на шинах станции - соответствуют режиму генератора (станции) при аварийной перегрузке,

P 1 - величина разгрузки, при которой ток ротора генератора снижается до допустимого значения, что равнозначно условию E q =E qдоп,

X d - синхронное реактивное сопротивление генератора или эквивалентное сопротивление генераторов всей станции по продольной оси [Ом].

Выражение (1) целесообразно переписать в следующем виде

где S - полная мощность генератора,

x do.e. - синхронное реактивное сопротивление генератора или эквивалентное сопротивление генераторов всей станции по продольной оси в относительных единицах.

Из (2) следует квадратное уравнение относительно величины P 1

Исходя из этого величина необходимой разгрузки энергорайона для снятия с генератора перегрузки по току ротора определяется как:

Величина разгрузки определяется на основании параметров Р, Q, U на шинах станции, получаемых в ходе изменения режима.

Своевременное отключение вычисляемого объема нагрузки по факту превышения током ротора допустимого значения позволит избежать отключения генераторного оборудования и каскадного развития лавины напряжения.

Осуществление изобретения

Для тестирования предложенного способа рассмотрены аварийные процессы с перегрузкой по току ротора генераторов Ямбургской ГТЭС операционной зоны Тюменского РДУ и генераторов ТЭЦ-7 операционной зоны Ленинградского РДУ. Проведенные расчеты показали, что при использовании предложенного способа в рассмотренных аварийных процессах ликвидируется дефицит реактивной мощности в энергорайоне, лавинообразное развитие аварийного процесса при этом не происходит. Расчетная величина разгрузки энергорайона, необходимая для ликвидации перегрузки генератора по току ротора и рассчитанная по измеряемым параметрам текущего режима, обеспечивает эффективную нормализацию режима и предотвращает возможность снижения напряжения генераторов с негативными последствиями для энергоснабжения энергорайона.

Источники информации

1. Невельский В.Л., Тен Е.А. Требования к электропередаче, обеспечивающей связь нагрузочного узла с системой (предельная мощность удаленного узла нагрузки). - Известия НИИПТ № 64, 2010.

2. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем. Учебник для вузов./Под ред. А.Ф.Дъякова. - М.: НЦ ЭНАС, 2000. - 504 с. [с.410-414].

3. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 390 с. [с.233].

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ предотвращения лавины напряжения в энергосистеме заключающийся в том, что измеряют напряжение, активную и реактивную мощности на шинах станции, контролируют наличие аварийных сигналов от штатной автоматики генератора «ограничение перегрузки по току ротора» и при наличии данных аварийных сигналов от всех генераторов, подключенных к шинам станции, осуществляют отключение нагрузки контролируемого энергорайона с точным определением объема разгрузки, необходимого для ликвидации перегрузки по току ротора, который определяется как

k - соотношение между реактивной и активной составляющими мощности генератора (станции) (tg),

E qдоп - допустимое значение эдс по условию загрузки током ротора, определенное на основании нормативных показателей по оборудованию.