2015-06-24
1395
Используется в отдельных случаях, когда станция выдаёт мощность в ЭС малой мощности и связана с большой системой, а разгрузка станции для устойчивости связи с малой системой неэффективна. Рассмотрим деление системы для схемы “станция – ЭС малой мощности – ОЭС (объединённая мощная энергосистема)” (рисунок 7.5).
Рисунок 7.4 – Характеристика мощности турбины
Рисунок 7.5 – Исходная схема соединений
В нормальном режиме нагрузка линий соответствует нормированному запасу статической устойчивости. При отключении Л1 или Л2 Р3max<Р1max исходного режима, происходит нарушение устойчивости (рисунок 7.6). Путем разгрузки станции обеспечить сохранение устойчивости невозможно, т.к. при этом уменьшается только мощность, выдаваемая в ОЭС. Уменьшить поток мощности, выдаваемый в ЭС можно уменьшая РнЭС или при делении станции. В этом случае (при делении станции) РТ=Р’0 и устойчивость ЛЭП (Л1, Л2) может быть сохранена, 
(после аварийного режима); Р0 снижается до Р’0 имеем дефицит мощности в ЭС и снижение f. При недостаточном вращающемся резерве в ЭС может действовать автоматическое регулирование частоты. Деление выполняется отключением выключателя В при отключении Л1 или Л2 и передаваемой мощности, превышающей пропускную способность в послеаварийном режиме.
|
|
|
Рисунок 7.6 – Угловые характеристики мощности при снижении мощности турбины
7.2 Расчёт функциональной надёжности в объединении из двух ЭС со слабой связью
Рисунок 7.7 – Схемы энергообъединения
а) принципиальная схема; б) схема замещения
При объединении ЭС (рисунок 7.7) основную опасность для надёжности представляет:
• отключение линий связи Л1 или Л2;
• появление аварийного небаланса мощности (потеря генерирующей мощности в ЭС-2, отключение узлов нагрузки в ЭС-1) в объединяемых системах.
На рисунке 7.7 ХС1 и ХС2 – эквивалентные сопротивления в ЭС-1, ЭС-2, ХЛ – сопротивление Л1 или Л2.
Обозначим РГ1 и РН1, РГ2 и РН2 – генерируемые мощности и мощности нагрузок в ЭС-1 и ЭС-2;
РЛ – мощность, передаваемая по межсистемной связи.
Электромеханические переходные процессы в каждой из ЭС:
 |
(7.4)
(7.5)
где Tj1, Tj2 – механические постоянные инерции ЭС-1 и ЭС-2
(7.6)
(7.7)
(7.8)
Для получения уравнения электромеханического переходного процесса в объединении из двух энергосистем используем уравнения (7.4), (7.5):
(7.9)
где 
(7.10)
(7.11)
Отключение одной цепи межсистемной связи представлено на рисунке 7.8.
Рисунок 7.8 – Отключение цепи межсистемной связи
Для двух цепей: Р0=РЛ и δ0=δ012.
После отключения одной цепи имеем 
.
Для обеспечения устойчивости необходима разгрузка межсистемной связи до Р’0, чтобы обеспечить устойчивость динамического перехода и статическую устойчивость нового установившегося режима. Для обеспечения динамической устойчивости должно соблюдаться условие: Sт>Sу (δр – угол, при котором происходит разгрузка межсистемной передачи, т.е. переход с уровня Р0 на Р’0). Запас статической устойчивости:
|
|
|
Снижение Р0 до 
возможно за счёт уменьшения инерции в ЭС-1 на 
или уменьшения нагрузки в ЭС-2 на 
.
(7.12)
откуда разгрузка связи: 
Причиной нарушения устойчивости может быть и появление небаланса мощности в ЭС-1 или ЭС-2. Из рисунка 7.9 видно, что к увеличению перетока мощности может привести потеря части нагрузки 
в ЭС-1 (или 
в ЭС-2). В общем случае это может быть авария дающая избыток мощности 
или дефицит мощности 
.
Изменения мощности ΔPН и ΔPГ вызывают отклонение частоты Δf:
(7.13)
где КГ,i, КН,i, – крутизна частотной характеристики мощности нагрузки i-ой системы.
Рисунок 7.9 – Угловая характеристика мощности
При небалансе мощности DР имеем отклонение частоты Df:
(7.14)
где n – количество систем в объединении.
7.3 Критерии режимной надёжности и их нормирование
Надёжность режима ЭС – её способность выдерживать возмущения. Этот фактор оценивается устойчивостью ЭС.
Рассмотрим две типичные схемы, приводившиеся в подразделах 7.1, 7.2 результаты анализа которых можно распространить на сложные ЭС.
Рисунок 7.10 – Типичные схемы систем
Надёжность нормируется в виде критериев режимной устойчивости в узловых точках ЭС, отражающих её запас (КP, КU) и расчётного возмущения для проверки динамической устойчивости.
Численные значения этих величин определяются соотношениями:
(7.15)
(7.16)
где DРнер – увеличение передаваемой мощности нерегулярными колебаниями по межсистемной передаче для схемы “станция – электропередача – система”;
Р – передаваемая активная мощность;
Uкр – значение напряжения, при котором нарушается устойчивость.
где Рген – мощность меньшей из объединяемых электрических систем.
Коэффициенты запаса статической устойчивости нормируются в следующих пределах:
КР ³ 20%, КU ³ 15% – нормальный режим ЭС;
КP ³ 10% – аварийный режим.
Для исследования статической устойчивости ЭС составляем схемы замещения:
Рисунок 7.11 – Схемы замещения
Для схемы 1 мощность передаваемая в систему:
(7.17)
где 
(7.18)
На рисунке 7.12 представлена угловая характеристика мощности станции, передающей мощность в систему.
Рисунок 7.12 – Угловая характеристика мощности
Точка «а» – установившийся режим. Покажем это: dа +Dd, DP/Dd > 0 – положительное значение синхронизирующей мощности dP/dd обеспечивает статическую устойчивость ЭС.
На устойчивость положительно влияет АРВ генераторов, увеличивая предельно передаваемую мощность Рпред (если используем в схеме замещения X’d – АРВ пропорционального действия).
Зная Рmах, по формуле (7.15) при DР = 0, находим передаваемую мощность, соответствующую нормативному коэффициенту запаса статической устойчивости:
(7.19)
Для послеаварийного режима:
(7.20)
Для схемы 2:
(7.21)
Здесь считаемся с нерегулярными колебаниями перетока по межсистемной связи.
В нормальном режиме:
(7.22)
В аварийном режиме:
(7.23)
Динамическая устойчивость нормируется расчётными условиями – видами и длительностью КЗ:
• двухфазные КЗ на землю длительностью 0,18 с для сетей 110-220 кВ;
• двухфазные КЗ на землю длительностью 0,12 с для сетей 330-750 кВ;
• для сетей 500 кВ и выше в отдельных случаях допускается обеспечение динамической устойчивости при однофазных КЗ с учётом неуспешного АПВ.
7.4 Обеспечение режимной (функциональной) надёжности
системообразующих сетей ЭС
Для обеспечения режимной (функциональной) надежности системообразующих сетей ЭС применяется комплекс средств повышения устойчивости режимов работы ЭС.
|
|
|
1. Улучшение характеристик основных элементов ЭС с помощью конструктивных изменений. В частности, улучшение параметров генераторов, т.е. снижение Xd, X’d, увеличение Тj, повышение потолка возбуждения и быстродействия возбудителей, снижения индуктивного сопротивления ЛЭП путём расщепления проводов, уменьшение времени действия релейной защиты и выключателей и т.п.
2. Улучшение характеристик основных элементов ЭС средствами автоматизации. Это достигается путём применения АРВ, в частности АРВ сильного действия с форсировкой возбуждения при глубоких посадках напряжения, трёхфазного и пофазного АПВ, быстродействующих защит, регулирования первичных двигателей и т.п.
3. Дополнительные средства повышения устойчивости – продольная ёмкостная компенсация, переключательные пункты на ЛЭП, электрическое торможение, синхронные компенсаторы с АРВ сильного действия, поперечные регулируемые реакторы или компенсаторы и т.п.
4. Мероприятия эксплуатационного характера – выбор схемы соединений, обеспечивающей наибольшую устойчивость; регулирование или ограничение перетока мощности по межсистемным связям; отключение части генераторов или экстренная разгрузка турбин; форсирование продольной ёмкостной компенсации; отключение поперечных реакторов; отключение части нагрузки; деление систем на не синхронно работающие районы; предотвращение нарушения устойчивости и т.п.
Из названных средств средства автоматизации и мероприятия эксплуатационного характера требуют меньших затрат и широко используются. Надёжность режимов работы ЭС обеспечивается иерархической (в структурном и временном разрезах) системой противоаварийной режимной автоматики:
1) устройства автоматического ограничения (регулирования) перетоков мощности (АОПМ) по межсистемным ЛЭП;
2) устройства автоматического управления мощностью для сохранения устойчивости (АУМСУ);
3) устройства автоматического прекращения (предотвращения) асинхронного хода (АПАХ);
|
|
|
4) автоматическая частотная разгрузка (АЧР);
5) автоматический частотный пуск гидрогенераторов (АЧП) для быстрой ликвидации аварии;
6) частотное автоматическое повторное включение после АЧР (ЧАПВ) потребителей.
АОПМ служит для предотвращения нарушения статической устойчивости при относительно медленном изменении перетока мощности, вызванного ошибкой прогнозирования графиков нагрузки ЭС с небольшими небалансами мощности из-за отключения генераторов или нерегулярных колебаний нагрузки. Автоматика контролирует перетоки мощности по отдельным связям. При достижении заданной величины (уставки) увеличивает или уменьшает нагрузки выделенных станций.
АУМСУ обеспечивает динамическую устойчивость при больших возмущениях режима (КЗ, потеря генерирующей мощности) и статическую устойчивость после аварийного режима. АУМСУ охватывает район противоаварийного управления (например, схему выдачи мощности станции(-ий)). АУМСУ работают по программному принципу:
• контроль доаварийной схемы и режима;
• получение и оценка информации по возмущению на основе расчёта устойчивости;
• выдача управляющих команд АУМСУ воздействует на отключение генераторов, разгрузку турбин, отключение потребителей (САОН), деление ЭС. Сочетание этих средств подбирается с учётом минимального ущерба от недоотпуска электроэнергии у потребителей. АУМСУ не рассчитаны на устранение каскадных аварий.
АПАХ отделяют выпавшие из синхронизма части ЭС, т.е. локализуют аварию. В отделившихся частях имеется дефицит мощности и действует АЧР, сохраняя питание ответственных потребителей. {Разделение электрических систем на несинхронно работающие части может предотвратить нарушение динамической устойчивости. В каждой электрической системе заранее устанавливаются точки или сечения, в которых разделение может быть произведено безболезненно. Деление системы приводит к ее ослаблению, поэтому может быть рекомендовано только тогда, когда оно является единственным способом сохранения динамической устойчивости.}
АЧР. Снижение частоты в системе происходит из-за нарушения баланса по активной мощности, т.е. когда активная мощность нагрузки становится больше активной мощности, выдаваемой генераторами. При снижении частоты реактивная мощность, вырабатываемая генераторами, уменьшается, а реактивная мощность, потребляемая нагрузкой, увеличивается. Это понижает напряжение в узлах нагрузки и в некоторых случаях вызывает лавину частоты и напряжения, приводящие к массовому отключению потребителей и нарушению устойчивости параллельной работы. При снижении частоты до опасных пределов автоматически отключается часть нагрузки электрической системы. АЧР повышает как устойчивость электрической системы, так и устойчивость отдельных узлов ее нагрузки, предотвращая лавину напряжения. В результате обеспечивается нормальная работа основной массы ответственных потребителей. При подключении промышленных предприятий к системе АЧР приходится учитывать необходимость обеспечения бесперебойности технологических процессов при перерывах в питании.
Схемы соединения электрической системы, выбор ее исходного режима существенно влияют на устойчивость. Одним из критериев, применяемых при оценке схемы системы, является понятие «жесткости» схемы. Жесткость в каком-либо узле схемы характеризуется изменением нагрузки, при которой величина и фаза напряжения будут измеряться на некоторое определенное значение, принимаемое за единицу. Жесткость зависит от относительных сопротивлений, связывающих узловые точки системы. Чем сильнее зафиксированы значения напряжений узлов по величине и фазе, чем теснее эти узлы связаны между собой, тем больше жесткость системы. Повышение жесткости схемы улучшает статическую устойчивость, а также послеаварийные режимы системы. Но в жесткой схеме повышаются уровни токов КЗ, возникают проблемы в работе релейной защиты.
7.5 Методика расчёта надёжности системообразующих сетей ЭС
Эти сети связывают электрические станции и узловые подстанции ЭС, от которых через непосредственно или через распределительные сети питаются потребители. Оценка надёжности здесь должна учитывать:
• возможное нарушение устойчивости параллельной работы станций и нагрузки из-за отказов элементов сети и генераторов;
• ограничения по уровню напряжений и токов при отказах элементов ЭС в нормальных и ремонтных схемах и режимах работы сети, т.е. ограничения по пропускной способности элементов сети, уровню напряжения, мощности источников питания в послеаварийном режиме;
• отказы элементов распределительных станций и подстанций;
• плановые ремонты элементов ЭС.
Цель расчёта – определение частоты и времени перерывов и ограничений электроснабжения узлов нагрузки. Расчёт делится на 2 этапа:
