Противоаварийное управление электроэнергетическими системами

При развитии системы ЧАПВ в первую очередь АПВ должно быть осуществлено: для наиболее ответственных потребителей (отключаемых последними очередями АЧР), для наиболее часто отключаемых потребителей, для потребителей, восстановление питания которых при отсутствии ЧАПВ требует значительного времени (подстанции без постоянного дежурного персонала и т.д.).

Диапазон уставок по частоте ЧАПВ принят равным 49,2 - 50 Гц; начальная уставка по времени ЧАПВ - в пределах от 10 до 20 с. При этом исключается действие при кратковременных подъемах частоты. Конечная уставка по времени ЧАПВ может достигать 120 с.

6.4 Автоматическое ограничение повышения частоты

Устройства АОПЧ выявляют повышение частоты, прекращают ее рост и восстанавливают частоту. Причиной опасного повышения частоты является появление избытка активной мощности в ЭЭС или ее части.

Особую опасность значительное повышение частоты представляет в тех случаях, когда в отделившейся избыточной части ЭЭС мощность ГЭС больше мощности ТЭС или эти мощности соизмеримы. Может произойти такое большое повышение частоты, что на ТГ сработают так называемые автоматы безопасности (уставка срабатывания которых равна 55 Гц).

Устройства АОПЧ действуют по факту повышения частоты и (или) скорости ее повышения.

Они ликвидируют аварийный избыток активной мощности района в основ-ном за счет ОГ, иногда используются РТ.

Уставки срабатывания АОПЧ:

1-я ступень с уставкой ;

2-я ступень с уставкой .

В некоторых случаях дополнительно к штатному комплекту АОПЧ предусматривается «делительная автоматика по частоте» при увеличении частоты, которая посредством ДС выделяет ТЭС со сбалансированной нагрузкой. Уставка срабатывания ее без выдержки времени.

6.5 Автоматическое ограничение снижения напряжения

Устройства АОСН выявляют опасное снижение напряжения, прекращают это снижение и восстанавливают напряжение.

Причиной снижения напряжения является возникновение дефицита реактивной мощности в районе ЭЭС. Опасным считается такой уровень напряжения, при котором возможно нарушение устойчивости потребителей и возникновение «лавины» напряжения.

Устройства АОСН решают свои задачи путем ликвидации дефицита реактивной мощности: а) с помощью увеличения ее генерации и (или) б) с помощью уменьшения ее потребления. Для увеличения генерации Q привлекают УВ: ОШР, ФК (БК), ФВ. Для уменьшения потребления Q используют ОН.

Применять ОН следует в исключительных случаях при наличии обоснования необходимости этого мероприятия. К подобным относятся случаи, когда может возникнуть «лавина напряжения» вместе с понижением частоты. При этом дополнительно с АЧР вводится автоматическое отключение части потребителей при понижении напряжения. В отдельных случаях при возникновении большого дефицита реактивной мощности ОН может применяться и при нормальной частоте.

Устройства АОСН действуют в основном по факту снижения напряжения.

6.6 Автоматическое ограничение повышения напряжения

Устройства АОПН выявляют повышение напряжения до опасных значений, прекращают это повышение и восстанавливают напряжение.

Устройства АОПН устанавливают на линиях 330 кВ и выше, а иногда на линиях 220 кВ большой протяженности. Предназначены для ограничения повышения напряжения на электрооборудовании, вызванного разрывом линии электропередачи или ее односторонним отключением. В некоторых случаях напряжение повышается до опасных значений и в режимах малых нагрузок указанных линий. В перечисленных режимах образуется избыток Q, который создают «освобождающиеся» зарядные мощности линий. Этот избыток Q и является причиной повышения напряжения.

Устройства АОПН реагируют на повышение напряжения на шинах подстанций или на примыкающем конце линий (используются максимальные реле напряжения). Кроме того, они контролируют величину и направление реактивной мощности на линиях, отходящих от подстанций (используется реле реактивной мощности). Это так называемый контроль стока реактивной мощности.

Контроль стока реактивной мощности обеспечивает выявление линии, одностороннее отключение которой явилось причиной повышения напряжения (и способствует несрабатыванию устройств в режиме синхронных качаний и асинхронном режиме).

Уставки автоматики по напряжению выбираются в пределах 1,2 - 1,25 для ЭП-330 кВ; 1,15 - 1,2 для ЭП-500 кВ; 1,15 для ЭП-750 кВ.

На ПС с ШР автоматика действует с несколькими ступенями выдержки времени: с первой ступенью (1 - 2 с) производится включение отключенных ШР; если это не привело к возврату реле максимального напряжения, то со второй ступенью выдержки (2 - 5 с) отключаются линии, по которым произошел наброс реактивной мощности; если напряжение не снизилось (например, из-за отказа выключателя линии), с третьей ступенью (4 - 6 с) отключаются трансформаторы.

6.7 Автоматика разгрузки оборудования (автоматика ограничения перегрузки оборудования)

Устройства автоматической разгрузки оборудования (АРО, АОПО) предназначены для ограничения повышения тока в электрооборудовании сверх допустимого уровня с учетом длительности повышения. Реагируют на опасное повышение тока в контролируемом оборудовании.

АОПО срабатывает, если ток превосходит допустимое значение в течение 20 мин.

Результаты действия этой автоматики:

а) снижение тока в контролируемом оборудовании с помощью УВ: РТ, ОГ, ОН, ДС;

б) отключение перегруженного оборудования.

6.8 Основы выбора противоаварийного автоматического управления

Выбор ПААУ (структуры, состава УВ, настройки, аппаратурной реализации) является задачей и проектной и эксплутационной.

Задачи выбора решаются на основе многочисленных расчетов переходных и установившихся режимов ЭЭС для соответствующего диапазона состояний ЭЭС и расчетных возмущений.

Работу по выбору ПАА можно разделить на следующие этапы:

1. Составление расчетных схем. Эти схемы составляются для нормальных условий (нормальная) и для различных возможных ремонтных условий. При этом решаются задачи эквивалентирования, выбора из множества возможных схем самых характерных, определение типа, структуры.

2. Определение расчетных режимов. Прежде всего определяются наиболее вероятные (планируемые) режимы и оценивается возможная длительность их существования.

Обычно каждой схеме ставят в соответствие два - три режима. Один из них наиболее вероятный (планируемый) режим, второй, как правило, режим с максимальными перетоками мощности, третий режим - минимальный и т. п.

3. Выбор расчетных средств. Могут применяться АВМ, гибридные комплексы, состоящие из АВМ и ЦВМ, физические модели, ЦВМ.

4. Выбор расчетных аварий. В основном за расчетные аварии принимаются нормативные расчетные аварии в соответствии с руководящими указаниями.

5. Расчеты устойчивости: определение запасов устойчивости.

6. Предварительный анализ средств автоматики. Для повышения статической устойчивости предварительных режимов прежде всего предусматривается сильное регулирование возбуждения генераторов и СК.

В послеаварийных режимах статическая устойчивость может быть повышена за счет АПВ, ОМ турбин, регулирования возбуждения, ФК, ОГ, ОН.

После выбора средств повышения статической устойчивости вновь определяются ее запасы.

Для повышения динамической устойчивости прежде всего рассматриваются различные виды АПВ, ФВ, КРТ, ОГ, ЭТ, САОН, ДС, ФВ, ВР.

Для восстановления синхронизма рассматриваются прежде всего несинхронное АПВ (НАПВ), АПВ с улавливанием синхронизма (АПВУС) и автоматическая ресинхронизация.

7. Выбор УВ для СУ. При этом оценивается эффективность устройства: АРВ; АПВ, повышающего предел устойчивости в послеаварийном режиме (трехфазное, быстродействующее, однофазное - ТАПВ, БАПВ, ОАПВ); ОМ турбин; ОГ в передающей системе при приближении к пределу статической устойчивости; ОН в приемной системе при приближении к пределу статической устойчивости; ФК; ДС при приближении к пределу статической устойчивости.

8. Выбор УВ для ДУ. Прежде всего определяются пределы динамической устойчивости без ПА, но при введенных в работу РЗ. Затем оценивается эффективность всех возможных УВ.

При этом рассматриваются устройства: ФВ, БАПВ, ОАПВ, ОГ, РТ, САОН, ДС, ФК, ВР, ЭТ.

9. Выбор автоматики обеспечения результирующей устойчивости и прекращения асинхронного хода. АЛАР предусматривается всегда. При этом выполняется анализ условий ресинхронизации, выясняется допустимость кратковременных асинхронных режимов, т. е. возможность ресинхронизации. Определяется характер асинхронных режимов, эффективность делительной автоматики и автоматики ресинхронизации: АПВ линий; РТ; АЧР; устройства частотного пуска ГГ и перевода агрегатов из режима СК в режим выдачи активной мощности.

Если ресинхронизация возможна, то делительная автоматика выбирается со временем, достаточным для ресинхронизации.

10. Выбор автоматики по восстановлению баланса мощности в отделившихся частях ЭЭС. В избыточной части- выбор средств и уставок АОПЧ, в дефицитной - АОСЧ. Если есть проблемы с напряжением, то выбор уставок АОСН, АОПН.

На первых этапах развития ПУ нередко окончательное решение о вводе в действие ПА, ее эффективности и уставок принималось на основе натурных (системных) испытаний.

11. Выбор автоматики по восстановлению нормальных схем и режимов.

Основными мероприятиями при этом могут быть: самозапуск двигателей; АПВ с улавливанием синхронизма (АПВУС); АПВ с самосинхронизацией (АПВС); несинхронное АПВ (НАПВ); АПВ по частоте (ЧАПВ).

6.9 Надежность систем противоаварийного управления

Под надежностью ЭЭС понимается ее свойство (способность) сохранять работоспособность и обеспечивать электроснабжение потребителей при возможных отказах элементов оборудования и систем управления.

Надежность ЭЭС обеспечивается как надежностью силового оборудования, так и надежностью систем управления.

Надежность комплекса ПААУ достигается: а) повышением надежности каждого устройства; б) резервированием устройств, действующих на одном этапе развития аварии (например, основная и резервная РЗ); в) резервированием устройств на последующих этапах (например, если АПНУ не справляется со своей задачей, вступает в действие АЛАР).

Устройства РЗ и ПАА оцениваются с точки зрения надежности по двум критериям:

на срабатывание, т.е. способность произвести определенное воздействие на объект управления;

на несрабатывание, т.е. способность не срабатывать в тех случаях, когда это не предусмотрено по принципу действия (например, отключение РЗ неповрежденной линии).

Нарушение надежности на срабатывание называется отказом.

Нарушение надежности на несрабатывание называется ложным или излишним срабатыванием (ложное - это неправильное срабатывание, когда отсутствует внешняя причина).

Отказы могут повлечь за собой каскадное развитие аварии. Ложные срабатывания могут сами послужить причиной возникновения аварии.

Средние показатели надежности для устройств АПНУ:

- правильная работа - 85 %;

- неправильная работа - 15 %, из них 7 5% - ложные срабатывания, 25 % - полные и частичные отказы.

Средние показатели надежности для устройств АЛАР:

- правильная работа - 90 %;

- неправильная работа - 10 %, из них 40 % - ложные срабатывания, 60 % - отказы.

В схемах АПНУ выполняются мероприятия, повышающие их надежность как на срабатывание, так и на несрабатывание: дублирование пусковых органов, блокирование действия устройств при неисправности цепей, дублирование каналов телеотключения и др. Однако в целом устройства АПНУ, как правило, не дублируются аналогичными устройствами.

Полный или частичный отказ этих устройств может привести к возникновению АР, т.е. переходу аварии на следующий этап, когда в действие вступают устройства АЛАР.

Таким образом, резервирование действия устройств АПНУ осуществляется устройствами АЛАР. В свою очередь, резервирование основных устройств АЛАР обеспечивается установкой их по разным концам линии (т.е. применяются резервные комплекты).

После деления ЭЭС на несинхронно работающие части вступает в действие автоматика по восстановлению балансов мощности и затем нормальных схем.

Среди конкретных подвидов автоматики особо важное значение имеет АЧР. Надежность этих устройств обеспечивается путем выполнения схемных мероприятий и применения более совершенной аппаратуры.

Комплекс АЧР II обеспечивает повышение надежности системы АЧР в случае развития аварии и возникновения повторного дефицита активной мощности. Надежность и точность работы АЧР повышается также за счет большого разнообразия уставок по частоте и времени срабатывания.

Действие АЧР резервируется автоматикой выделения части генераторов ТЭС на собственные нужды. Действие автоматики от повышения напряжения, установленной на ЛЭП сверхвысокого напряжения, резервируется с помощью аналогичного комплекта, установленного на трансформаторах подстанции. Резервирование с помощью нескольких комплектов АОПЧ предусматривается на случай аварийного повышения частоты в ЭЭС с преимущественным составом ГЭС.

7. Управляющие воздействия противоаварийной автоматики

УВ ПАА можно разделить на 2 группы:

1) длительные (не снимающиеся) и 2) кратковременные (снимающиеся автоматически) длительностью от нескольких десятых долей секунды до нескольких секунд.

Воздействия первой группы (ОГ, ОН, ДРТ, ДС, ОШР, ФК) используются чаще для управления СУ (для обеспечения нормативного запаса СУ). Часть из них используются также и для обеспечения ДУ. Обычно съем этих УВ (включение и нагружение отключенных генераторов, включение потребителей, загрузка энергоблоков, синхронизация разделившихся частей ЭЭС и др.) производится по команде диспетчера после того, как осуществлены необходимые меры по восстановлению нормальной схемы или нормального режима. Хотя нередко это осуществляется и автоматически, например с помощью ЧАПВ включаются потребители, отключенные ранее АЧР.

Вторая группа УВ (ИРТ, ЭТ, ФВ) используется для повышения только ДУ.

Как отмечалось ранее, для сохранения устойчивости УВ действуют в 4 основных направлениях:

- ликвидация небаланса мощности на валу каждого генератора (дефицита или избытка);

- разгрузка ЭП;

- увеличение пропускной способности ЭП;

- гашение качаний роторов генераторов.

Эти направления используются порознь или совместно. При этом УВ могут применяться в отдельности или совместно в различных сочетаниях. Причем, если это возможно, следует применять сбалансированные УВ, например ОГ в избыточной части и ОН такой же мощности в дефицитной части. Если это не удается, то изменяется частота. И этот фактор должен учитываться в ПААУ.

7.1 Отключение генераторов

ОГ применяется достаточно широко в следующих подсистемах ПА: в АПНУ для управления СУ и ДУ; в АЛАР для ресинхронизации; в АОПЧ; в АОПО.

ОГ реализуется отключением выключателей блоков на ТЭС.

В зависимости от нарушения посредством ОГ осуществляется: а) уменьшение избытка активной мощности на валу ускоряющегося генератора; б) уменьшение избытка активной мощности в ЭЭС или ее части; в) разгрузка оборудования, прежде всего перегружаемых связей.

ОГ применяется на всех типах электростанций. Однако в первую очередь ОГ должно применяться на ГЭС. Это связано с тем, что отключение ГГ и их последующее повторное включение в сеть не представляют больших трудностей и могут быть выполнены быстро и автоматически. На эти операции уходит 10 - 20 с, максимум 1 - 2 мин.

Подобные операции с ТГ проходят гораздо медленнее. При блочной компоновке на это уходит 0,5 - 2 ч. Тем не менее при отсутствии других средств ОГ применяется и для ТГ. Причем на ТЭС во вторую очередь после ГЭС, а на АЭС ОГ следует предусматривать в последнюю очередь.

Надо подчеркнуть, что на ТЭС и АЭС ОГ применяется лишь после исчерпания возможности РТ.

Для повышения надежности работы энергоблоков ТЭС и сокращения времени их простоя после отключения на ряде ЭС внедрена или внедряется автоматическая система аварийной разгрузки блоков (АСАРБ), переводящая при отключении блока от сети на питание нагрузки СН.

Проиллюстрируем эффективность применения ОГ для управления ДУ на простейшем примере с помощью способа площадей. В ЭЭС (рис. 4.1) происходит динамический переход в результате 2-х фазного КЗ на землю на одной из цепей линии с установлением послеаварийного режима, в котором поврежденная цепь отключена.

Рис. 4.1 Схема простейшей ЭС

Условия перехода оцениваются с помощью приближенных характеристик мощности генератора для нормального (I), аварийного (II) и послеаварийного (III) режимов (рис 4.2) и характеристики нерегулируемой турбины .

Как известно, условием сохранения динамической устойчивости является , причем чем меньше площадка ускорения и больше возможная площадка торможения, тем больше запас устойчивости. Напомним, что пропорциональна энергии ускорения ротора генератора, пропорциональна энергии торможения.

ОГ приводит к уменьшению вращающей мощности до значения . При этом уменьшается площадка ускорения и возрастает площадка торможения, что способствует повышению динамической устойчивости. В этом и состоит эффект от данного УВ.

На рис. 4.2 для примера показан случай, когда отключение части генераторов осуществляется до отключения поврежденной цепи. Дополнительной штриховкой отмечены уменьшение площадки ускорения и увеличение площадки торможения.

Рис. 4.2 Характеристики мощности передачи

На практике отключение генераторов производят одновременно с отключением повреждения, поэтому это не приводит к изменению площадки ускорения, а лишь к увеличению площадки торможения. Однако даже только за счет этого эффективность данного мероприятия для повышения динамической устойчивости достаточно высока.

ОГ служит также эффективным средством повышения статической устойчивости. В этом легко убедиться, если рассмотреть характеристики мощности генераторов и турбин: снижение увеличивает запас устойчивости (рис 4.3).

Рис. 4.3 Разгрузка электропередачи за счет ОГ

Рис. 4.4 Схема устройства ОГ: а) структурная схема; б) поясняющая схема

На рис. 4.4 показаны структурная схема (а) и поясняющая схема (б) устройства ОГ. Устройство состоит из трех основных блоков: измерения мощности генераторов в исходном режиме , автоматического определения числа отключаемых генераторов БОЧ, установки очередности отключения генераторов БУО.

В устройстве решаются две задачи: первая состоит в определении числа отключаемых генераторов по заданной устройством АДВ мощности и мощности загрузки генераторов , вторая - в определении очередности отключения генераторов.

7.2 Аварийное управление мощностью турбин электростанций

Практическое применение получило аварийное управление мощностью паровых турбин за счет их разгрузки (РТ) и загрузки (ЗТ). Вопросы аварийного управления мощностью гидротурбин находятся в стадии разработки в связи с недостаточным быстродействием их систем регулирования и опасностью гидроудара в турбинах. Рассматриваемый способ позволяет не отключать агрегат от сети и тем самым повышает надежность энергоснабжения.

Применяются два вида разгрузки паровых турбин: кратковременная (КРТ) и длительная - ограничение мощности (ОМ). Используются также названия: ИРТ (импульсная разгрузка турбин) и ДРТ (длительная разгрузка турбин).

КРТ представляет собой быстрое (доли секунды) уменьшение мощности турбины за счет прикрытия регулирующих клапанов на несколько секунд.

ОМ представляет собой длительное (на 10 - 15 мин) уменьшение мощности турбины за счет прикрытия регулирующих клапанов ее и соответствующего уменьшения производительности котлоагрегата.

РТ осуществляется через систему регулирования турбины с использованием двух входов: быстродействующего - преобразователя электрического сигнала в гидравлический (мощная силовая часть - гидравликой, а управление - электрическими сигналами (приводом)), так называемого электрогидравлического преобразователя (ЭГП) и медленнодействующего механизма управления турбиной (МУТ).

Чтобы проиллюстрировать эффект от применения КРТ обратимся к способу площадей. На рис. 4.5 показаны характеристики мощности генератора и турбины с учетом КРТ.

Рис. 4.5 Характеристики мощности с учетом КРТ

Как видно из рис. 4.5, воздействие на турбину через КРТ практически не изменяет площадку ускорения («не успевает» из-за инерционности), но существенно расширяет возможную площадку торможения и за счет этого способствует сохранению динамической устойчивости.

Следует подчеркнуть, что устройство действует однократно без дальнейшего контроля прохождения процесса, осуществляя разомкнутую систему управления.

Для осуществления КРТ в систему регулирования подается через ЭГП форсированный сигнал. Этим обеспечивается кратковременная глубокая разгрузка турбины для гашения избыточной кинетической энергии ротора с последующим набором нагрузки, а если необходимо, ограничением мощности агрегата.

Указанный сигнал имеет специальную форму (рис. 4.6) и состоит из прямоугольного импульса, обеспечивающего быстрое снижение мощности турбины, и остаточного сигнала.

Рис. 4.6 Форма импульса для КРТ

Изменяя амплитуду А и длительность прямоугольной части импульса , можно менять глубину и скорость разгрузки агрегата и, следовательно, интенсивность УВ в переходном режиме.

Для существенно нелинейного объекта, каким является турбина, для выбора УВ необходим набор характеристик изменения мощности турбины в зависимости от длительности и амплитуды прямоугольного импульса - так называемых импульсных характеристик.

На рис. 4.7 приведена одна из импульсных характеристик для турбины К - 300 - 240 ЛМЗ для следующих параметров импульса : А=4 нв; 0,3 с. Неравномерность (нв) - условная единица сигнала на входе системы регулирования, необходимая для изменения нагрузки турбины на величину, равную ее номинальной мощности.

КРТ применяется для обеспечения динамической устойчивости.

Если предел мощности в ПАР существенно не изменился, то после кратковременной разгрузки мощность турбины должна быть восстановлена до своего первоначального значения.

Если же предел снизился (например, из-за отключения одной из параллельных линий) и первоначальная передаваемая мощность не может быть передана по оставшемуся в работе транзиту, то после КРТ ее мощность не может быть восстановлена до предаварийной и должна быть ограничена. Эту функцию выполняет устройство автоматического ограничения мощности турбины (АОМ).

Таким образом, для обеспечения статической устойчивости в послеаварийных режимах (когда предел передаваемой мощности становится меньше, например, вследствие отключения одной из параллельных линий) используется ОМ.

Рис. 4.7 Импульсная характеристика турбины

Работе ОМ обычно предшествует КРТ, однако в ряде случаев ограничитель мощности выполняется как самостоятельное устройство, назначение которого состоит в относительно быстром изменении уровня мощности агрегатов до величины, определенной послеаварийным значением предела статической устойчивости с необходимым запасом.

Кроме РТ на паровых турбинах применяется загрузка турбин. ЗТ представляет собой увеличение мощности турбины за счет открытия регулирующих клапанов. При этом должно быть обеспечено соответствующее увеличение производительности котлов. Это УВ используется в дефицитных частях системы при наличии вращающегося резерва мощности.

7.3 Форсировка возбуждения синхронных машин

Все генераторы в ЭЭС оснащены системами АРВ, на которые в настоящее время возлагаются следующие функции:

- обеспечение требуемого уровня напряжения на зажимах генератора в установившихся режимах;

- повышение предела передаваемой мощности ЭП за счет поддержания неизменного напряжения в ее начале и компенсации тем самым влияния реактивного сопротивления генераторов;

- обеспечение статической устойчивости и требуемого качества переходных режимов при малых возмущениях за счет обеспечения выбранных с помощью областей СУ параметров АРВ;

- повышение пределов динамической устойчивости и увеличение интенсивности демпфирования больших колебаний.

В системах АРВ функции обеспечения статической и динамической устойчивости разделяются между отдельными блоками, а именно АРВ дополняется специальным устройством релейной форсировки возбуждения (ФВ), вступающим в действие только при больших возмущениях.

При работе ФВ подается большой сигнал на систему возбуждения, чем обеспечивается повышение напряжения возбуждения до потолочного значения .

Штатный комплект ФВ предусматривает реле минимального напряжения, уставка которого обычно составляет 0,8 - 0,9 от .

Эффект от действия АРВ связан с изменением ЭДС генераторов, а следовательно, их электромагнитных мощностей, что впрямую связано с изменением условий устойчивости.

Таким образом, изменение напряжения возбуждения приводит к изменению мощности генератора, оказывая влияние на движение генератора. Это изменение должно регулироваться так, чтобы предотвратить выпадение генератора из синхронизма и обеспечить демпфирование колебаний.

Поскольку колебания в системе обусловлены небалансом мощностей на валу генератора, то для подавления этих колебаний управление ФВ должно проводиться таким образом, чтобы максимально уменьшить этот небаланс. Ток возбуждения, а следовательно, и электромагнитный момент генератора необходимо увеличивать при ускорении ротора и уменьшать при его торможении. Соответствующее такому закону изменение управляющего сигнала (УС) ФВ показано на рис. 4.8. При этом колебания угла будут иметь меньший размах и затухать более интенсивно (штриховая линия).

Рис. 4.8 Синхронные качания в простейшей системе

Приведенный закон управления ФВ не может обеспечить штатный комплект, поэтому в общем случае требуется специальное программное управление ФВ. С помощью ФВ предел ДУ может быть увеличен на 15 %.

7.4 Отключение нагрузки

Отключение нагрузки широко применяется в ПААУ:

- в системах АПНУ для обеспечения прежде всего СУ;

- в системах АЛАР для ресинхронизации;

- в системах АОСЧ;

- в системах АОСН;

- в системах АОПО (АРО).

Несмотря на многообразие ОН различают два их основных вида.

Первый основной вид ОН. Применяется в системах АПНУ и заключается в быстродействующем отключении части нагрузки в приемной части ЭЭС. Этот вид используется в так называемой специальной автоматике отключения нагрузки (САОН), которая используется в системах АПНУ. Ее цель - обеспечение синхронной устойчивости за счет уменьшения перегрузок связей в послеаварийных режимах.

Отключение нагрузки как средство обеспечения устойчивости наиболее эффективно там, где есть потребители, допускающие кратковременный (несколько минут) перерыв питания.

САОН действует по различным факторам, например по факту отключения одной из линий, по углу ЭП и др.

Второй основной вид ОН. Применяется в дефицитных частях ЭЭС после отделения их в результате нарушения синхронной устойчивости. Этот вид ОН осуществляется посредством устройств АЧР.

Цель этого ОН - восстановление снижающейся частоты и предотвращение возникновения «лавины частоты» с потерей питания собственных нужд и остановкой ТЭС.

АЧР действует по факту снижения частоты до определенных значений.

Целесообразнее применять 1-й вид ОН, не допуская ситуации, в которой необходим 2-й вид ОН.

На рис. 4.9 показаны наиболее характерные случаи применения САОН.

Рис. 4.9 Случаи применения САОН

Это может быть в случаях: 1) отключения смежных линий, например вследствие КЗ;

2) отключения части генераторов в приемной ЭЭС, например Г1;

3) увеличения мощности нагрузки в приемной ЭЭС, например при резком похолодании.

Во всех этих случаях возникает перегрузка передачи. Если при этом резервы мощности в приемной части ЭЭС недостаточны или не могут быстро мобилизоваться, то при сохранении полной нагрузки может произойти нарушение СУ. В результате сработает АЛАР, отделит дефицитный район, в котором должна работать АЧР.

Объем АЧР примерно равен полному дефициту мощности:

.

Своевременное действие САОН может предотвратить нарушение

устойчивости, причем объем перегрузки, отключаемой САОН, составит

,

где - допустимый в рассматриваемых условиях переток по линиям ЭП.

Таким образом, не только предотвращается асинхронный режим, но и уменьшается мощность отключаемых электроприемников:

.

7.5 Форсировка конденсаторов, отключение и включение реакторов

В устройствах продольной компенсации (УПК) форсировка конденсаторов (ФК) заключается в таком переключении БК, которое увеличивает емкостное сопротивление УПК. Осуществляется путем отключения части параллельно работающих ветвей БК. Тем самым увеличивается степень компенсации индуктивного сопротивления ЭП и повышается ее пропускная способность, а следовательно, и устойчивость.

В установках поперечной компенсации реактивной мощности (БК) ФК производится для увеличения вырабатываемой реактивной мощности и осуществляется путем изменения схемы включения и числа конденсаторов, составляющих БК.

Включение ШР (ВШР) осуществляется для компенсации емкостной проводимости ВЛ (режим холостого хода или малых нагрузок). Отключение ШР (ОШР) выполняется, когда компенсация емкостной проводимости ВЛ не требуется (максимальный режим).

ФК БК, ВШР, ОШР - это УВ, которые используются при дефицитах или избытках реактивной мощности: ВШР - для снижения напряжения при избытках реактивной мощности; ФК БК - при дефицитах реактивной мощности для повышения напряжения; ОШР - при отсутствии избытка реактивной мощности.

Таким образом, эти УВ используются в первую очередь для регулирования напряжения. Попутно они влияют на пропускную способность ЭП, т.е. на устойчивость. Последнее объясняется тем, что ФК БК и коммутация ШР приводят к изменению сопротивления ЭП. При этом следует помнить, что включение ШР уменьшает пропускную способность ЭП и устойчивость.

7.6 Деление электроэнергетических систем

Деление ЭЭС (ДС) производится отключением линий или разделением шин электростанций и подстанций в одном из заранее намеченных сечений.

Применяется 2 основных вида ДС: а) при АПНУ (ДС 1), при АЛАР (ДС 2) (рис 4.10). Кроме этого, есть делительная автоматика по частоте.

Всегда надо иметь в виду, что при делении в отделившихся частях возможен небаланс мощности, который должен ликвидироваться другими УВ.

Рис. 4.10 Виды деления ЭЭС

ДС 1 в системах АПНУ. ДС 1 характерно тем, что оно первоочередное, быстродействующее. Осуществляется путем деления отправной части ЭЭС или электростанции на две части. Используется для сохранения устойчивости параллельной работы. Эффект от ДС 1 заключается в изменении соотношений приемной и передающей частей энергосистемы, которое влияет на эффективность таких УВ, как ОГ, РТ, ОН. Например, при отключении одной из цепей МЭП (рис. 4.10) передающая система делится ДС 1 таким образом, что на оставшуюся часть выделяется такое число генераторов, чтобы обеспечивались условия устойчивости (как бы «отсекается лишняя» часть генерации).

Одним из основных требований при реализации ДС 1 является то, что оно не должно приводить к значительному небалансу мощности в разделившихся частях, который опасен с точки зрения опасного понижения или повышения частоты.

ДС 1 действует по факту, например, отключения ЛЭП, роста угла и т.п.

Ниже с помощью рис. 4.11 иллюстрируется применение ДС 1.

Рис. 4.11 Схема ЭЭС с ДС 1

ГЭС А в нормальном режиме выдает мощность в ЭЭС Б и В.

Нарушения нормального режима: отключение генерирующей мощности в ЭЭС Б; отключение одной из параллельных линий на каком-либо участке АБ выключателями 1 - 8 вызывает перегрузку АБ.

Предотвратить нарушение устойчивости надо быстрой разгрузкой этой передачи. Достижение требуемой разгрузки создается путем деления шин ГЭС А секционным выключателем 9 с последующей раздельной работой на два направления АБ и АВ.

При этом, если надо, осуществляется ОГ (в тех случаях, когда в отделившейся части избыток мощности приводит к опасному повышению частоты).

ДС в системе АЛАР. Производится для предотвращения или прекращения асинхронных режимов. Осуществляется, когда асинхронный режим недопустим в ЭЭС или когда ресинхронизация по каким-либо причинам не имеет места. ДС 2 действует при появлении опасности нарушения устойчивости (например, по углу) или после нескольких циклов АР, или по времени АР.

7.7 Включение резерва

Включение резерва (ВР) осуществляется в дефицитных частях ЭЭС для ускорения восстановления частоты. Термин ВР может заменяться термином РРМ - реализация резервов мощности.

Для реализации ВР применяются следующие мероприятия:

- автоматический пуск резервных агрегатов ГЭС и гидроаккумулирующих ЭС (ГАЭС);

- перевод агрегатов ГЭС и ГАЭС, работающих в режиме СК, в активный режим;

- автоматический пуск резервных газотурбинных установок (ГТУ).

Как правило, для этих мероприятий применяется автоматика частотного пуска (все ГЭС и ГАЭС должны быть оснащены устройствами автоматики для РРМ при снижении частоты (АЧВР)).

Данное УВ используется главным образом в системе АОСЧ. Однако оно может привлекаться и для управления СУ в ПАР. При этом уменьшается величина и длительность ОН.

7.8 Электрическое торможение

Идея торможения генераторов с целью сохранения ДУ заключается в резком увеличении их нагрузки в момент аварии, вызывающей ускорение генераторов. Это приводит к эффективному уменьшению ускорения за счет уменьшения энергии ускорения и увеличения энергии торможения, а следовательно, к уменьшению выбега ротора генератора (угла ). В этом и заключается повышение устойчивости.

Принципиально можно применять два вида торможения: электрическое и механическое.

Электрическое торможение (ЭТ) выполняется с помощью активных нагрузочных сопротивлений, включаемых на шины генераторов. Реализованы и перспективны установки ЭТ с сопротивлениями из электротехнического бетона (бетэла).

На рис. 4.12 проиллюстрирован эффект от действия ЭТ на примере рассматриваемой выше простейшей ЭЭС. В приведенном примере ЭТ включается раньше отключения КЗ. В результате уменьшается площадка и увеличивается площадка (заштрихованные части). В этом и состоит эффект ЭТ - происходит интенсивное гашение избыточной кинетической энергии, запасенной ротором генератора и турбиной при КЗ.

Показан пример наиболее простого вида ЭТ - однократного ЭТ, предназначенного для сохранения устойчивости при первом нарастании взаимного угла. Возможно применение двукратных и многократных ЭТ для демпфирования синхронных качаний.

Рис. 4.12 Изменение нагрузочных характеристик при ЭТ

Из-за ряда трудностей реализации и эксплуатации данное УВ не получило пока распространения (одна из главных проблем - отвод тепла). Первая установка была испытана на Куйбышевской ГЭС. Промышленная установка ЭТ эксплуатируется на Зейской ГЭС. Резисторы имеют суммарную мощность 264 МВт и включены на шины генераторов 15,75 кВ.

Механическое торможение генераторов предусматривается применять на ГЭС. Оно заключается в использовании механических тормозов роторов генераторов. Данный вид торможения для целей сохранения устойчивости пока находится в стадии разработки.

7.9 Перспективные управляющие воздействия

Кроме охарактеризованных традиционных УВ рассматриваются и совершенствуются новые средства противоаварийного управления в ЭЭС. Среди них можно отметить: применение аккумуляторов энергии с использованием явления сверхпроводимости (например, СПИН - сверхпроводящие индуктивные накопители), импульсная разгрузка турбин ГГ и фазовое управление (ФУ).

Наибольшую степень проработки для внедрения имеет ФУ. ФУ - это целенаправленное принудительное изменение фаз напряжений в узлах ЭЭС и, следовательно, разности фаз на отдельных ее элементах. Оно может быть непрерывным или дискретным. ФУ обусловливает перераспределение мощностей (изменяет мощности по элементам), за счет чего осуществляется управление установившимися и переходными режимами.

При этом для управления УР и СУ применяется дискретное ФУ с малыми ступенями регулирования, например, посредством трансформаторов с продольно-поперечным регулированием, или непрерывное ФУ, например посредством синхронных генераторов со специальным регулированием возбуждения по двум осям ротора.

Для управления ДУ необходимо применять дискретное ФУ с большими ступенями регулирования, которое может быть реализовано с помощью специальных фазосдвигающих трансформаторов или с помощью изменения группы соединений трансформаторов электропередачи. Например, при КЗ группа соединений меняется на 60 эл. град. в сторону опережения. В результате скачком уменьшается угол и тормозятся генераторы передающей станции, т.е. повышается запас ДУ.

8. Выбор управляющих воздействий

8.1 Общие вопросы выбора управляющих воздействий

Как отмечалось ранее, УВ должны быть такими, чтобы ущерб в ЭЭС от аварии и ПАУ был минимальным. То есть УВ должны быть минимально необходимыми для решения задач ПАУ, например для обеспечения устойчивости с нормативным запасом. При УВ, больших минимально необходимых, ущерб от излишних отключений весьма высок, а при УВ, меньших минимально необходимых, задача ПАУ не будет решена.

Иными словами, УВ должны обеспечивать максимальную область устойчивости при минимуме нежелательных последствий.

На выбор УВ оказывает влияние то обстоятельство, что системы ПАА функционируют как управляющие по заранее заданной программе, которая зависит от условий в начале аварийного процесса. То есть эти системы являются разомкнутыми системами. И лишь в некоторых случаях они работают как разомкнутые с корректировкой, когда в ходе процесса они получают информацию о дополнительных возмущениях или об изменении параметров режима и на ее основе корректируют УВ.

В общем случае системы ПАА могут реагировать на возмущения или на изменение параметров режима и могут осуществлять:

- управление по возмущению;

- управление по параметрам.

Управление по возмущению позволяет обеспечить большее быстродействие, поэтому оно применяется при быстро протекающих процессах, например при управлении ДУ.

Следует отметить недостатки управления по возмущению:

а) не всегда возможно точно измерить возмущение;

б) отсутствует контроль за дальнейшим протеканием аварийного процесса.

При управлении по параметру теряется быстродействие, но повышается точность управления.

Отмеченные недостатки управления по возмущению и по параметрам делают более предпочтительными комбинированные системы, в которых осуществляется управление по возмущению с корректировкой по ходу процесса.

Существуют два основных пути корректировки УВ.

Первый путь: по возмущению задается УВ, заведомо большее, чем необходимо, и затем по параметрам процесса частично или полностью оно снимается. Это возможно лишь при снимающихся УВ, например РТ, ЭТ. В качестве параметра процесса можно, например, использовать скольжение.

Второй путь: по возмущению задается УВ, меньшее , чем это необходимо по расчетам, выполненных с учетом коэффициентов запаса. Затем по параметрам процесса, если требуется, вводится дополнительное воздействие.

Информация, необходимая для выбора УВ

Чем точнее требуется дозировать УВ, тем более точная и обширная требуется информация. В общем случае используются четыре группы данных:

1. Информация о схеме и режиме сети. Схема сети характеризуется составом включенного в работу оборудования. Оценивается по каналам ТС, по положению выключателей.

Режим сети характеризуется (упрощенно) значениями передаваемых мощностей по ЭП или взаимными углами между ЭДС (или напряжениями) по концам ЭП. Оценивается с помощью ТИ.

2. Информация о возмущающем воздействии. При отключении элемента сети тяжесть ВВ может быть оценена:

- по информации о новом составе сети (т.е. по факту отключения тех или иных выключателей);

- по фиксации сброса передаваемой мощности, возникающего в момент отключения.

При КЗ используется информация о тяжести КЗ, которая оценивается: длительностью КЗ, сбросом активной мощности при КЗ, снижением напряжения при КЗ.

Следует помнить, что одно и то же ВВ в разной степени влияет на устойчивость в зависимости от исходного режима и от схемы ЭЭС.

Ниже приводится ряд различных ситуаций.

Из рис. 5.11 следует, что при одном и том же набросе мощности на линию СУ может нарушиться в максимальном режиме (рис. 5.11,а), а может не нарушиться в минимальном режиме (рис. 5.11,б): ( Р> Р; Р= Р ).

Рис. 5.11. Одинаковый наброс мощности для разных режимов:

а - максимальный режим; б - минимальный режим

Из рис 5.12 следует, что при одинаковых КЗ одной и той же длительности в максимальном режиме ДУ может нарушиться (рис.5.12,а), а в минимальном режиме не нарушается:

t= t; Р> Р, характеристики II одинаковы.

 Рис. 5.12. Одинаковая длительность КЗ для разных режимов: а - максимальный режим; б - минимальный режим

Из рис. 5.13 следует, что в одном и том же режиме большая длительность КЗ может привести к нарушению ДУ (рис. 5.13, а), а меньшая длительность КЗ не приводит к нарушению ДУ (рис. 5.13,б):

; Р= Р; характеристики II одинаковы.

Рис. 5.13 Разная длительность КЗ для одинаковых режимов:

а - длительность КЗ больше; б - длительность КЗ меньше

3. Информация об аварийном небалансе мощности. Следует отметить, что в общем случае нельзя рассчитывать на непосредственное измерение небаланса. Косвенно его можно определить по скорости или ускорению, с которыми изменяется взаимный угол, ток или передаваемая мощность после возмущения, т.е. использовать параметры режима для определения возмущения.

4. Информация о перегрузке ЭП. Перегрузка ЭП может быть выявлена по увеличению передаваемой активной мощности, тока или взаимного угла.

8.2 Способы определения управляющих воздействий

Проблема выбора наиболее эффективных УВ является одной из самых сложных в ПАУ ЭЭС. В общем случае задача выбора УВ сводится к следующему:

1. Выбор вида УВ и места их реализации.

2. Выбор необходимых доз УВ (дозировка УВ). При этом под дозировкой понимается:

а) на этапе настройки ПАА - расчет (подготовка) необходимых доз серии УВ для всех возможных сочетаний исходных условий (каждому ВВ - свои УВ);

б) при функционировании ПАА - автоматическое определение значений необходимой интенсивности УВ в зависимости от возмущения и параметров предшествующего режима.

Применяется два основных способа определения УВ.

«Старый» способ. Базируется, по сути, на методе «перебор - подбор». В этом случае УВ определяются на основе проведения многочисленных предварительных расчетов устойчивости при возможных сочетаниях разных схем ЭЭС, режимов, ВВ и УВ.

Результатом этих расчетов является множество опытных точек на границе области устойчивости с учетом УВ. По этим точкам путем аппроксимации формируются алгоритмы (законы) ПУ в виде функциональных зависимостей УВ от контролируемых режимных параметров исходного режима ЭЭС с учетом схемы ЭЭС

По своей сути эти зависимости описывают границы областей устойчивости с учетом УВ.

В результате аппроксимации формируются алгоритмы ПАУ для i-го УВ в виде

УВ= СР+ + С,

где УВ - управляющее воздействие;

Р,Р - контролируемые режимные параметры (n - их количество);

С, С, С - весовые коэффициенты, получаемые в результате аппроксимации.

В некоторых случаях формируются соответствующие таблицы.

Пример алгоритма управления для локального устройства ПАА на ПС Ленинградская 750 кВ.

Алгоритм ПАУ (необходимый объем разгрузки) при КЗ на ЛЭП 750 кВ имеет вид

где - доаварийные значения перетоков мощностей по ЛЭП

750 кВ и ЛЭП 330 кВ Чудово-Окуловка;

- сброс мощности на ЛЭП 750 кВ во время КЗ;

- суммарное доаварийное значение перетоков мощностей по

линиям 330 кВ сечения Север-Юг ОЭС Северо-Запада.

Затем по величине разгрузки определяются конкретные УВ: ОГ или ОН.

«Новый» способ. Он предусматривает определение УВ на базе простых эквивалентных моделей ЭЭС непосредственно в контуре автоматики.

В этом случае УВ определяются в результате непосредственных расчетов устойчивости с учетом УВ (но также методом «перебор - подбор»). При этом границы областей устойчивости не определяются, а оценивается устойчивость ЭЭС для конкретных ситуаций (режим, схема, ВВ и «перебор - подбор» УВ).

Недостатки «старого» способа:

- необходимость выполнения огромного количества предварительных расчетов в связи с большим количеством сочетаний схем, режимов, возмущений и УВ;

- при изменении схемы ЭЭС приходится выполнять большую часть расчетов заново.

Недостаток «нового» способа - существенные погрешности определения УВ в связи с тем, что расчеты устойчивости выполняются для упрощенных схем ЭЭС.

Ведутся исследования по разработке более совершенных способов определения УВ (аналитическое решение дифференциальных уравнений, метод Ляпунова и др.).

8.3 Методы дозировки управляющих воздействий при функционировании противоаварийной автоматики

Дозировка, т.е. автоматическое определение параметров УВ, при функционировании ПАА может осуществляться разными методами.

Метод 1. Все расчеты по дозировке УВ осуществляются непосредственно в устройстве АДВ.

Метод 2. Дозировка осуществляется по результатам предварительных расчетов устойчивости.

В соответствии с этими методами ЦС АПНУ подразделяются на различные классы.

Класс 1. УВ определяются с использованием введенной в АДВ модели ЭЭС, отображающей текущее состояние контролируемой ЭЭС (схема и режим поддерживаются непрерывно по данным ТИ и ТС). Расчеты устойчивости, необходимые для дозировки УВ, выполняются в самом устройстве АДВ по модели ЭЭС.

Класс 2. Модель ЭЭС не включается непосредственно в состав ПАА. Она является лишь инструментом предварительных расчетов устойчивости.

УВ определяются по результатам заранее выполненных расчетов устойчивости с учетом УВ. Указанные результаты оформляются в виде зависимостей, аппроксимирующих границы областей устойчивости, или в виде таблиц. Названные зависимости (формулы) или таблицы вводятся в память АДВ.

Системы ПАА каждого из классов могут быть одного из двух типов.

Тип «До». УВ определяются до возникновения аварийных нарушений (т.е. до срабатывания ПО) для заранее установленного набора аварийных возмущений (т.е. для всех возможных аварийных нарушений). В действующих и проектируемых ЦС АПНУ длительность цикла расчетов дозировок для всех ПО находится в пределах 20 - 180 с (для класса 2 меньше, для класса 1 больше).

Тип «После». Дозировки УВ рассчитываются после срабатывания ПО только для того одного аварийного нарушения, которое зафиксировано действием соответствующего ПО. Этот тип требует исключительно большого быстродействия ЭВМ с выполнением дозировки за сотые доли секунды от момента срабатывания ПО.

Таким образом, возможны четыре класса ЦС ПАА: «1 ДО», «2 ДО», «1 ПОСЛЕ», «2 ПОСЛЕ».

В настоящее время реально работают и проектируются ЦС АПНУ лишь двух классов:

«1 ДО», «2 ДО».

8.4 Алгоритмы настройки простых устройств противоаварийной автоматики

Для настройки простых устройств ПАА (локальных и децентрализованных) необходимо:

· выбрать уставки срабатывания ПО;

· определить дозы УВ.

Для этого должны быть предварительно рассчитаны: для СУ - области устойчивости (или, в частных случаях, предельные мощности по контролируемым сечениям); для ДУ - условия обеспечения ДУ.

8.4.1 Автоматика разгрузки при отключении линий электропередач

Эта автоматика (АРОЛ) устанавливается на загруженных линиях, отключение которых существенно снижает суммарный предел передаваемой мощности в сечениях, включающих эти линии (рис. 5.14). Выбор уставок и УВ выполняется в два этапа (по условиям СУ и по условиям ДУ).

1-й этап настройки АРОЛ (по условиям СУ). Выбираются уставки и УВ по условиям обеспечения СУ с нормативным запасом в ПАР, вызванном трехфазным отключением контролируемой линии.

Рис. 5.14 Сечение, контролируемое АРОЛ

Выбор производится на основе предварительно проведенных расчетов предельных по СУ режимов. На этом этапе не учитываются переходные режимы, вызываемые собственно отключением ЛЭП, КЗ и АПВ.

Выбор настройки ПАА включает следующие расчеты:

определение максимального объема разгрузки всего сечения;

определение уставок КПР по мощности для всех ступеней АРОЛ;

определение объемов разгрузки при действии каждой ступени.

Максимальный объем разгрузки ( на рис. 5.15), который должна обеспечить автоматика, определяется как разность значений максимально допустимого перетока в исходной схеме и перетока, соответствующего нормативному (8%-ному) запасу СУ в ПАР при отключении рассматриваемой линии:

=

где - максимально допустимый переток в исходном режиме и схеме (тот, который может быть передан при =0,2 или 20 %);

- переток, соответствующий 8 %-му запасу СУ в ПАР;

, - предельные мощности в доаварийном и ПАР ре-жимах;

- коэффициент, учитывающий возможность повышения

(из - за повышения напряжения), =1 - 1,05;

- значение нерегулярных колебаний мощности по ЭП (в частном случае =0).

Следует обратить внимание на то, что фактический объем разгрузки может быть меньше максимального объема, когда < , т.е. при уменьшении перетока объем разгрузки уменьшается.

Рис. 5.15 Определение максимального объема разгрузки АРОЛ

Начальная уставка КПР, т.е. уровень предшествующего перетока мощности в сечении , начиная с которого автоматика подготавливается к работе,

где - коэффициент, учитывающий возможное снижение напряжения, =0,9 - 1,0;

- коэффициент чувствительности, для обеспечения быстроты срабатывания реле мощности (КПР), =1,02 - 1,2;

- коэффициент, учитывающий погрешность реле мощности, измерительных трансформаторов и каналов телемеханики,

=1,1 - 1,2.

Выбранная таким образом уставка КПР обеспечивает нормативный 8 %-й запас СУ по оставшимся линиям в ПАР. Напомним, что автоматика сработает лишь тогда, когда произойдет отключение контролируемой линии, что зафиксируется ПО.

Начальная уставка КПР по перетоку контролируемой линии

где - коэффициент распределения, характеризующий долю от суммарного перетока в сечении , приходящуюся на контролируемую линию ЭП,

< 1 (определяется предварительно по доаварийным режимам).

Необходимый текущий объем разгрузки при перетоках в сечении, превышающих начальные уставки КПР (но меньшие ), определяется линейной зависимостью от контролируемого перетока по линии или в сечении:

или (что то же самое)

.

При большом максимальном объеме разгрузки и выполнении органа КПР на релейной аппаратуре предусматривают несколько ступеней автоматики (две - четыре). Объемы разгрузки каждой ступени выбираются в зависимости от возможностей их реализации:

Уставка КПР каждой последующей ступени определяется начальной уставкой КПР и объемом разгрузки предыдущей ступени:

...