Если узел нагрузки содержит специфические электроприемники (например, электроприводы постоянного тока), то значения U_кр следует задавать с учетом соответствующих ведомственных нормативов.

Если узел нагрузки содержит протяженные или сильно загруженные линии распределительной сети (не включенные в расчетную схему энергосистемы), то критическое напряжение должно быть уточнено расчетами по специальной расчетной схеме. В этой схеме учитываются: распределительная сеть, питаемая от рассматриваемого узла, регулирование напряжения понижающих трансформаторов, статические характеристики по напряжению всех основных групп электроустановок и значения их критических напряжений. Внешняя по отношению к узлу часть энергосистемы не учитывается, рассматриваемый узел принимается в качестве балансирующего (БУ). В первом расчете напряжение БУ принимается равным нормальному напряжению в этом узле. В последующих расчетах напряжение БУ от расчета к расчету понижается. Критическое напряжение принимается равным минимальному напряжению балансирующего узла, при котором сохраняется статическая апериодическая устойчивость узла нагрузки, но не менее U_кр, указанных в п. 5.1.2.

5.5.4. Расчеты динамической устойчивости.

5.5.4.1. В расчетах динамической устойчивости для генераторов, близких к точке КЗ, рекомендуется применять расчетные модели, в которых учитываются электромагнитные переходные процессы в обмотке возбуждения и демпферных контурах и переходные процессы в системе возбуждения, включая АРВ. Остальные генераторы допустимо замещать неизменной во времени величиной переходной ЭДС за переходным сопротивлением.

При расчетах кратковременных переходных процессов допустимо, как правило, принимать мощность турбин постоянной (кроме расчетов ресинхронизации генераторов).

5.5.4.2. При расчетах динамической устойчивости для крупных узлов нагрузки (в особенности расположенных вблизи подробно моделируемых генераторов и в сечениях, по которым может быть нарушена устойчивость энергосистемы) следует использовать уравнения асинхронных, а также и синхронных двигателей, если мощность, потребляемая последними, значительна.

Для остальных узлов нагрузки допустимо, как правило, использовать статические характеристики; причем в тех узлах, где снижение напряжения в переходном режиме (после отключения КЗ) не превышает 5-10%, допустимо представлять нагрузку постоянным сопротивлением, а нагрузки, удаленные от места КЗ - также постоянными мощностями или учитывать их в балансе генерирующих узлов. Следует также учитывать самоотключения электроприемников при глубоких снижениях напряжения.

5.5.4.3. Проверка выполнения требований устойчивости при нормативных возмущениях должна осуществляться с учетом действия ПА, предназначенной для автоматического предотвращения нарушений устойчивости (АПНУ), т.е. включать проверку эффективности АПНУ.

5.5.5. Расчетные модели энергосистемы уточняются на основе опыта эксплуатации и с помощью натурных экспериментов в энергосистемах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе предложено на обсуждение два различных варианта требований к устойчивости энергосистем, сформулированных в формате стандарта, подготовленных в качестве замены «Методических указаний по устойчивости» выпуска 2003 г. Оба варианта базируются на сочетании нормирования запасов статической устойчивости и задании перечня расчетных динамических возмущений, при которых должна быть обеспечена динамическая устойчивость. Принципиальное отличие вариантов состоит в различных подходах к требованиям устойчивости в характерных схемно-режимных условиях. Если в варианте I, как и в исходных «Методических указаниях по устойчивости» эти требования для сравнительно непродолжительных условий (утяжеленные режимы, ремонтные схемы) снижаются, то в варианте II они сохранены неизменными, предполагающими в случае необходимости разгрузку на это время ослабленных элементов сети. Следствием этого различия является отсутствие в варианте II одного из наиболее существенных разделов «Методических указаний по устойчивости», посвященного разделению на три группы расчетных динамических возмущений.

Вариант I разрабатываемого документа подготовлен с минимальными отклонениями от базового материала. Он дополнен лишь данными по учету элементов постоянного тока, а также заимствованным из «Руководящих указаний по устойчивости» 1993 г. методическим материалом по расчетам устойчивости. Кроме того, он содержит некоторые корректировки, такие как несколько иное написание формулы для расчета запаса устойчивости по напряжению, а также приведенные в Приложении предложения ОДУ Сибири по несколько иному перераспределению возмущений между расчетными группами и т.п. Такая форма предложенного варианта не означает, что его не следует дополнительно расширить, например, за счет включения в него раздела из варианта II «Дополнительные требования к устойчивости энергосистем на стадии проектирования».

Вариант II, как представляется, в большей степени нежели вариант I, соответствует наметившейся тенденции на повышение надежности работы энергосистем, что делает его более перспективным. Однако это вопрос дальнейшего обсуждения.

На обсуждение предлагается вынести следующие основные вопросы.

1. Какой из вариантов, первый или второй, следует принять за основу разрабатываемых требований к устойчивости?

2. Должен ли документ содержать, возможно, несколько скорректированные приведенные в тексте варианта II «Дополнительные требования к устойчивости энергосистем на стадии проектирования»?

3. Не следует ли в разрабатываемом документе в качестве страховки от неточностей расчетов и отказов работы элементов противоаварийной автоматики предусмотреть учет запасов динамической устойчивости?

4. Целесообразно ли в каких-то случаях идти на снижение допустимых перетоков мощности ради отказа от использования противоаварийной автоматики?

5. Не следует ли исключить из перечня расчетных возмущений такие редкие события как сочетание многофазных КЗ в линиях высших классов напряжения с отказом выключателя и действием УРОВ?

6. В варианте II с точки зрения требований к надежности предложено отказаться от рассмотрения ремонтных схем, утяжеленных и вынужденных режимов. Не следует ли все-таки на ближайшую перспективу понятие вынужденных режимов сохранить?

Широкое обсуждение этих вопросов под эгидой СО-ЦДУ и выработка ответов на них позволит на основе предложенных вариантов выработать стандарт, определяющий требования к устойчивости работы энергосистем.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Методические указания по устойчивости энергосистем. Утверждены Приказом Минэнерго России №277 от 30.06.2003 г.

2. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем. Утверждены Приказом Минэнерго России №281 от.30.06.2003. Москва, 2003.

3. Проект стандарта «Методики определения нормативного, прогнозируемого и фактического уровней надежности энергосистем», ЭНИН, 2005.

О ПРЕДЛОЖЕНИЯХ ОДУ СИБИРИ В ПЕРВУЮ РЕДАКЦИЮ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО УСТОЙЧИВОСТИ

Уважаемый Николай Григорьевич!

ОДУ Сибири рассмотрело отчёт ОАО “НИИПТ” по научно-исследовательской работе “Подготовка материалов для разработки новых Методических указаний по устойчивости. Методические указания по устойчивости (первая редакция)” и сообщает свои предложения:

1. В таблице 1 распределения возмущений по группам предлагается в сетях 110 - 220 кВ устранить разногласие между номерами групп следующих нормативных возмущений “Отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателя” (II группа) и “Отключение СШ с однофазным КЗ, связанное с разрывом связей между узлами сети” (III группа). Оба возмущения для типовой схемы ОРУ 110 и 220 кВ “две системы шин с обходной” приводят к одинаковой послеаварийной схеме с потерей всех присоединений, нормально зафиксированных на отключаемой системе шин. По тяжести подобные возмущения имеют весьма существенное снижение предела статической устойчивости по оставшимся связям, в связи с чем в сетях 110 - 220 кВ “Отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателя” предлагается перевести в III группу.

2. Строку таблицы 1 “Отключение сетевого элемента основными защитами при двухфазном КЗ на землю с неуспешным АПВ” предлагается передвинуть вверх таблицы и разместить ниже строки “однофазного КЗ с неуспешным АПВ” (расположение по мере утяжеления вида возмущения). В сетях 110 - 220 кВ присвоить данному виду возмущения II группу

3. В таблице 1 возмущению “Отключение сетевого элемента действием УРОВ при двухфазном КЗ на землю c отказом одного выключателя (для сетей 330 - 750 кВ - одной из фаз выключателя)” предлагаем присвоить в сети 110 - 220 кВ III группу.

4. В таблице 1 возмущение “Отключение сетевого элемента действием УРОВ при трехфазном КЗ с отказом одного выключателя” в сети 110 - 220 кВ предлагаем исключить из ряда расчетных нормативных возмущений.

5. В пункте 3.3 для сохранения устойчивости предлагается допускать применение ПА в нормальной схеме при нормативных возмущениях всех групп, в том числе I группы, вне зависимости от номинального класса напряжения сети по следующим причинам:

Аппаратная часть ПА, работающая по принципу фиксации отключения линии (ФОЛ), не в состоянии отличить I группу нормативных возмущений от II или III группы, что приведет в принципе к необходимости отказа от ПА в нормальной схеме.

Отказ от применения ПА в нормальной схеме в большинстве случаев приведет к снижению максимально-допустимых перетоков (МДП) в сечениях, состоящих из трех и более параллельных ВЛ, и в ряде случаев МДП в ремонтных схемах может превышать МДП в нормальной схеме. В частности, в сечении Казахстан - Сибирь ввод в работу ВЛ 534 Сибирь - Таврическая не приведет к увеличению МДП относительно существующего значения.

В различных энергосистемах ЕЭС России высший класс напряжения системообразующей сети варьируется от 220 до 750 кВ, что необходимо учитывать для формирования единообразного подхода к принципам применения ПА в энергосистемах, имеющих более низкий класс напряжения системообразующей сети.

С уважением,

Зам. генерального директора А.Б. Работин

Исп. Федоренко Ю.П., т. 23-41 Размещено на Allbest.ru