Мероприятия режимного характера

Влияние схемы системы. При оценке схемы часто оперируют понятием «жесткости» схемы как одним из важнейших её свойств. Жесткость в какой-либо узловой точке характеризуется величиной изменения нагрузки, при которой изменение величины и фазы напряжения будет происходить на некоторую определенную величину, принимаемую за единицу. Жесткость зависит от величин относительных сопротивлений, связывающих узловые точки системы. Чем сильнее зафиксированы значения напряжений по величине и фазе в узловых точках системы, и чем теснее эти точки связаны между собой, тем больше жесткость всей системы в целом. Жесткая схема имеет преимущество с точки зрения улучшения статической устойчивости и облегчения работы системы в послеаварийном режиме. Недостатком жесткой схемы является рост тока короткого замыкания. А мощность КЗ может стать больше разрывной мощности выключателей, что недопустимо. В этом случае приходится применять секционирование или выбирать выключатели с большей отключающей способностью. Жесткая схема может приводить к определенным трудностям в обеспечении динамической устойчивости, например, при включении на параллельную работу сильно перегруженных ЛЭП. Кроме того, могут возникнуть трудности в работе релейной защиты и потребуется применение более совершенных её видов.

Таким образом, выбор исходного режима работы системы и схемы её соединений может существенно влиять на устойчивость.

Схемы дальних электропередач можно разделить на два вида:

а) транзитные мощные электропередачи, передающие электрическую энергию от удаленной станции к потребляющей системе;

б) межсистемные связи, в которых потоки мощности могут идти как в одном, так и в другом направлении, а величины их много меньше мощности объединяемых систем.

Схемы дальних электропередач можно разделить на чисто транзитные, не имеющие промежуточных отборов и связей с местными энергосистемами, и на линии с промежуточными подстанциями, связанными с местными энергосистемами, которые или потребляют мощность от электропередачи, или выдают в нее часть своей избыточной мощности. ЛЭП с промежуточными подстанциями лучше в отношении обеспечения устойчивости, поскольку на промежуточных подстанциях могут устанавливаться синхронные компенсаторы, обеспечивающие поддержание напряжения в некоторых «опорных» точках вдоль линии и улучшающие ее устойчивость.

ЛЭП могут выполняться блочными или связанными. В случае блочной передачи авария на линии сопровождается выходом как самой линии, так и всего блока. Мощность одного блока передачи не должна быть больше резервной мощности системы, так как иначе в послеаварийном режиме (после выхода блока) нормальная работа системы станет невозможной. В ней начнется снижение частоты, появится опасность нарушения статической устойчивости, после чего придется отключать часть потребителей и, возможно, деление системы на несинхронно работающие части.

Преимуществом блочной схемы является то, что вопросы обеспечения динамической устойчивости в ней значительно облегчаются. Короткое замыкание в наиболее тяжелой точке, т. е. у шин передающей станции (в начале линии одного блока), совершенно не будет чувствоваться вторым блоком передающей станции, и, следовательно, никаких специальных мероприятий для сохранения динамической устойчивости этого блока применять не надо. В случае коротких замыканий у шин приемной системы условия динамической устойчивости генераторов второго блока оказываются более легкими. Однако улучшение динамической устойчивости достигается потерей части генераторов на передающей станции.

Применение блочной схемы встречает также определенные трудности в связи с присоединением независимых блочных линий к приемной системе.

В случае связанной схемы авария на какой-либо из параллельных линий сопровождается только отключением поврежденного участка, а по остальным участкам линии может передаваться вся мощность удаленной станции.

При анализе схем соединений электропередач определенное значение представляет вопрос о точках присоединения нагрузки с той или иной характеристикой. Присоединение нагрузки к шинам удаленной станции, передающей большую долю своей мощности в систему, может повлиять на устойчивость электропередачи. Наличие нагрузки в тех или иных точках, её величина и возможность изменений накладывают определенные требования на условия регулирования и влияют на характер переходных процессов.

Деление системы. Важной особенностью ЭЭС является то, что они со-

стоят из структурно и функционально подобных подсистем, способных при их выделении работать независимо. Объединение таких подсистем в единую систему продиктовано стремлением использовать эффект от параллельной работы. Деление же ЭЭС на независимые части при управлении необходимо при: 1) угрозе или нарушении синхронности параллельной работы подсистем для предотвращения (прекращения) их «асинхронного хода»; 2) ослаблении межсистемных связей и нецелесообразности дальнейшей параллельной работы подсистем; 3) возникновении локальных дефицитов активной мощности и, соответственно, необходимости понижения частоты во всей системе для предотвращения нарушения устойчивости; 4) отказах в системах АРЧМ, обеспечивающих поддержание частоты и синхронности параллельной работы подсистем в ЭЭС. Деление системы во всех этих случаях может улучшить условия работы ЭЭС, следовательно, является средством повышения надежности электроснабжения потребителей. Физически деление осуществляется отключением выключателей, прерывающих электрические связи между подсистемами. Оно может производиться либо путем отключения линий, связывающих подсистемы, либо путем разделения шин распределительных устройств электрических станций и подстанций.

В каждом конкретном случае эффективность деления системы зависит: а) от обоснованности определения целесообразности выделения той или иной подсистемы на независимую работу; б) оптимальности определения границ для разделения ЭЭС и достижения близости к ним реализуемых сечений; в) своевременности определения целесообразности последующего восстановления параллельной работы подсистем; г) достаточности управляемо-

сти схемы электрической сети (главным образом распределительных устройств) для реализации делений и восстановлений системы в рамках оперативного диспетчерского или автоматического управления (в зависимости от решаемых задач).

При делении необходимо учитывать возможность отказа выключателей и в связи с этим осуществлять контроль за исполнением каждой из коммутаций, а также стремиться к реализации сечений и вариантов деления с минимальным числом коммутируемых выключателей. В то же время от выбора границ выделяемой подсистемы зависят условия её дальнейшей работы, поэтому он должен производиться так, чтобы в подсистемах сохранялся энергобаланс, а также чтобы они не теряли управляемости. На рис. 5.12 представлен пример выделения независимой подсистемы объединенной энергосистемы (ОЭС), осуществляемого без отключения ЛЭП, которое приводит к увеличению локальных дефицитов мощности.

Рис. 5.12. Пример выделения независимой подсистемы из ОЭС

Деление системы может быть рекомендовано только в том случае, когда оно является единственным способом сохранения динамической устойчивости.

В качестве способа восстановления нормального режима и объединения разделенных частей системы применяется АПВ без проверки синхронизма.

Влияние резерва мощности на переходные процессы и устойчивость. Условия надежности работы энергосистем требуют наличия определенного резерва как на электростанциях, так и в различных устройствах электричес- ких сетей. На характер переходного процесса в первую очередь влияет наличие станционного резерва, величина которого сказывается на уровне устойчивости системы и значениях токов короткого замыкания. Станционный резерв состоит из резервов аварийного, нагрузочного (частотного), ремонтного. С точки зрения влияния на переходные процессы интерес может представлять только вращающийся аварийный резерв, необходимый для избегания распада системы при внезапных выпадениях из работы отдельных агрегатов или мощных электропередач.

Минимально необходимый резерв определяется вероятностью наиболее тяжелых аварий и зависит от схемы системы, способа регулирования возбуждения и имеющейся автоматической разгрузки системы. Так, например, автоматические регуляторы возбуждения увеличивают резерв реактивной мощности, позволяя за счет форсирования возбуждения создать перегрузочный режим, допустимый в течение некоторого времени.

Наличие резерва по активной мощности в генераторах улучшает как статическую, так и динамическую устойчивость системы, обеспечивая работу генераторов при малых углах сдвига δ. Напротив, получение резерва реактивной мощности за счет недогрузки генераторов в исходном режиме реактивной мощностью приводит к ухудшению устойчивости, так как при этом работа осуществляется с пониженным током возбуждения и, следовательно, с бóльшими начальными углами.

Распределение резерва и обменных потоков активной мощности имеет большое значение в современных энергосистемах при автоматическом регулировании их частоты. На гидростанциях применяется электрогидравлический регулятор частоты и мощности, в котором каналы отработки воздействий на частоту и мощности разделены, а функции информационной обработки выходных сигналов и усиление регулирующих воздействий разграничены. Этим повышается и быстродействие регулятора, хорошо приспособленного к участию в системном регулировании активной мощности.

Эффективное участие гидрогенераторов в системном регулировании частоты и мощности обеспечивается второй ступенью иерархической структуры. Она представляет собой систему группового управления агрегатами ГЭС, которая воспринимает плановые задания по мощности (график нагрузки), внеплановые и оперативные коррективы нагрузки, сигналы от системных устройств и регуляторов, колебания частоты в энергосистеме и в соответствии с принятым алгоритмом изменяет задания первичным гидравлическим регуляторам гидроагрегатов.

Управляющие системы развиваются «по вертикали», совершенствуя регулирование отдельных процессов, и одновременно «по горизонтали», улучшая связи между различными устройствами и регуляторами. Это приводит к появлению объединенных комплексных управляющих устройств, применяющих ЭВМ, использующих переменную структуру, функциональные зависимости и т. д.

Отключение части генераторов или реакторов как средство повышения устойчивости системы .Уменьшение отдаваемой генератором активной мощности при заданном токе возбуждения может быть аналогичным появлению резерва по активной мощности. Так, если во время динамического перехода отключить часть генераторов, то условия устойчивости остальной части генераторов улучшаются. Отключение части генераторов может быть средством для синхронизации выпавших из синхронизма станций (ресинхронизация).

В качестве мероприятия, улучшающего динамическую устойчивость, может применяться отключение части или всех шунтирующих реакторов. Шунтирующие реакторы разгружают генераторы от емкостной реактивной мощности и дают им возможность работать с высокой ЭДС. В то же время наличие шунтирующих реакторов приводит к увеличению взаимного сопротивления, что отрицательно сказывается на устойчивости. Обычно положительное влияние – увеличение ЭДС – при наличии реакторов значительно выше, чем отрицательное влияние – увеличение взаимного сопротивления.

Если в нормальном режиме отключить шунтирующие реакторы, то необходимо снизить ЭДС, так как иначе на ЛЭП и повышающих трансформаторах появится недопустимо высокое напряжение. В аварийном или послеаварийном режиме, когда напряжение на электропередаче понижено, отключение реакторов заметно улучшит устойчивость, так как оно приведет к снижению взаимного сопротивления системы до нормального.

Отключение генераторов или реакторов, как мероприятия улучшающие устойчивость, менее желательны, чем другие мероприятия. Отключение генераторов приводит к понижению передаваемой мощности и необходимости синхронизировать и набирать мощность на включенных машинах. Отключение реакторов обычно влияет сравнительно мало, но в то же время известная опасность увеличения напряжения и необходимость достаточно быстрого обратного их включения при восстановлении нормального режима заставляют

считать это мероприятие вспомогательным.

Управление нагрузкой. Автоматическая разгрузка. Отключение части потребителей, т. е. автоматическая разгрузка системы, которая проводится в зависимости от уровня частоты и напряжения в системе с учетом динамики изменения частоты, является эффективным средством улучшения устойчивости при тяжелых авариях. Все устройства, управляющие нагрузкой (специальная автоматика отключения нагрузки – САОН), входят в общую группу устройств автоматического предотвращения нарушений устойчивости (АПНУ). Для предотвращения нарушений устойчивости на некоторое время может быть снижена нагрузка или мгновенно дистанционно отключена ее часть; второй способ применяется как эффективный способ борьбы с возникающей лавиной напряжения. Автоматическое отключение части нагрузки (АЧР) широко применяется для ограничения аварийного снижения частоты и устранения опасности ее лавины.

АЧР подразделяют на следующие основные категории:

АЧР1 – действует при 46,5–48,5 Гц через 0,1–0,3 с со ступенями действия через 0,1 Гц, предотвращает глубокое снижение частоты;

АЧР2– восстанавливает частоту до нормального значения, если она остается длительно пониженной, а также служит резервным устройством при появлении дополнительного дефицита активной мощности, что особенно существенно при каскадном развитии аварии;

ЧАПВ (частотное автоматическое повторное включение) – восстанавливает питание потребителей, отключенных действием АЧР.

Одновременно может применяться автоматическая разгрузка «по напряжению» (при снижении напряжения). Вместо отключения потребителей может применяться снижение питающего их напряжения, что достигается переключением ответвлений на трансформаторах. Потребители, питающие эти установки, так же как и передачи постоянного тока (ППТ), могут практически мгновенно управляться углами их зажигания и за счет увеличения или уменьшения мощности улучшать режим электрической системы.

Отключение части генераторов – один из основных способов по обеспечению устойчивости передающих станций, на которых обычно в результате аварии возникает избыток мощности ∆Р >0. Время, необходимое на реализацию этого воздействия, состоит из времени фиксации аварии релейной защитой, выработки управления (числа отключаемых генераторов) и собственного времени отключения выключателей. Для современных ЭЭС суммарное время ОГ составляет ∆t = 0,16 –0,20 с. Этот способ особенно эффективен для гидроэлектростанций.

Для тепловых электростанций (ТЭС) в принципе ОГ применимо, но в каждом конкретном случае требует дополнительных исследований, так как может вызвать аварии в тепловом оборудовании станций. Особенно при наличии новых мощных энергоблоков.

При ОГ предполагается и отключение соответствующей части нагрузки

в приемной энергосистеме для сохранения баланса мощностей и поддержания частоты в ЭЭС. Таким образом, ОГ, обеспечивая статическую устойчивость послеаварийного режима, диктует определенную схему ЭЭС в этом режиме, так как повторное включение генераторов во время переходного процесса обычно не осуществляется, хотя и перспективно.

Рассмотрим действие ОГ на станции Ст₁, работающей на систему большой мощности (рис. 5.13). Допустим, что АРВ поддерживает неизменным напряжение на шинах Ш₁ станции, и проанализируем аварийную ситуацию, состоящую из следующих этапов:

а) возмущение, например, короткое замыкание на W₁ длительностью ∆t_в;

б) устранение возмущения (отключение W₁ выключателями Q₁ и Q₂) в момент t_откл.

Рис. 5.13. Схема электроэнергетической системы с использованием ОГ:

Ст₁,Ст₂ – электрические станции; Ш₁–Ш₃ – шины; Q₁–Q₁₁ – выключатели; W₁–W₄ – линии электропередач; S_Н1– S_Н3 – электрические нагрузки

Характеристики мощности и соответствующие соотношения площадок ускорения и торможения приведены на рис. 5.14, а, из которого видно, что устранение аварии путем отключения ЛЭП не обеспечивает динамическую устойчивость.

Рассмотрим применение ОГ в качестве способа повышения устойчивости (рис. 5.14, б ).

Рис. 5.14. Характеристики мощности и соотношения площадок ускорения и торможения:

а – устранение аварии отключением ЛЭП; б –отключение генератора; I – характеристика мощности нормального режима; III – характеристика мощности аварийного режима; II – характеристика мощности послеаварийного режима

Отключение части генераторов на Ст₁ соответствует снижению эквивалентной мощности турбин станции от Р_т1 до Р_т2 в момент времени t_0г. За счет этого увеличивается на А_{тор.доп} площадка торможения (на рис. 5.14, б помечена двойной штриховкой), что позволяет сохранить синхронность параллельной работы оставшихся генераторов с системой. Надо отметить, что характеристика II также несколько уменьшается до величины . Недостатками данного способа являются сравнительно большое время для восстановления первоначальной схемы ЭЭС, т.к. необходимо повторное включение отключенных автоматикой ОГ энергоблоков; большая дискретность управляющих воздействий, зависящая от номинальной мощности, величины загрузки агрегатов и схемы их подключения на станции; требование в системах соизмеримой мощности отключения нагрузки в приемной части на величину, равную отключаемой генерирующей мощности.

Вопросы и задания для самопроверки

1. Основные требования к мероприятиям по улучшению устойчивости электроэнергетических систем.

2. В чем суть мероприятий, основанных на улучшении параметров основных элементов электроэнергетической системы?

3. Дополнительные мероприятия по улучшению устойчивости.

4. Режимные мероприятия по улучшению устойчивости.

5. Какие элементы относятся к основным, какие – к дополнительным

устройствам?

6. Как влияют конструктивные изменения параметров генераторов, трансформаторов и линий электропередач на устойчивость системы и характер переходных процессов в ней?

7. Назначение демпферных обмоток на гидрогенераторах и влияние их на величину токов короткого замыкания, статическую и динамическую устойчивость системы.

8. Влияние продолжительности короткого замыкания на коэффициент запаса динамической устойчивости.

9. Влияние напряжения электропередачи на величину предельно передаваемой мощности.

10. Какими мероприятиями может быть снижено сопротивление линии электропередачи?

11. Влияние активного сопротивления в нейтрали трансформаторов на запас динамической устойчивости при различных видах КЗ.

12. Электрическое торможение генераторов (последовательное и параллельное) и как оно влияет на динамическую устойчивость?

13. Особенности выполнения схем электропередач и их влияние на динамическую устойчивость системы.

14. В каких случаях деление системы на несинхронно работающие части может предотвратить развитие аварии в системе?

15. Влияние резерва в электроэнергетической системе на её статическую и динамическую устойчивость.

16. В каких случаях отключением части генераторов или реакторов системы можно повысить её устойчивость?

17. Новые (современные) подходы для улучшения устойчивости, повышения надежности и качества переходных процессов.