Ликвидация аварии в энергосистемах

Аварии в энергосистемах наносят огромный народнохозяйственный ущерб, поэтому ликвидация их должна осуществляться быстро и точ­но. Для этого применяют быстродействующие релейные защиты от то­ков КЗ и средства противоаварийной системной автоматики: повтор­ного включения линий, трансформаторов и шин, включения резервного оборудования и источников питания, регулирования возбуждения ге­нераторов и синхронных компенсаторов; регулирования напряжения (АРН), частотной разгрузки, частотного повторного включения (ЧАПВ) и др. Массовое внедрение в энергосистемах перечисленных автоматиче­ских устройств отражается на работе диспетчера энергосистемы, от ко­торого требуется четкое знание принципов и особенностей работы ав­томатических устройств при нарушениях режима; быстрая переработка, всей поступающей во время аварии информации и столь же быстрое принятие решений, направленных на устранение аварийного режима. При нормальном функционировании автоматических устройств действия диспетчера сводятся к контролю за их срабатыванием и за установив­шимся послеаварийным режимом с последующим принятием необхо­димых мер. В случае неисправности того или иного автоматического, устройства персонал вынужден дублировать его действие вручную.

Большое значение при ликвидации аварий приобретает безотказность в работе средств связи и телемеханики. Последнее имеет особое значе­ние при отсутствии па управляемых энергообъектах дежурного пер­сонала.

Типичными явлениями, с которыми обычно бывают связаны ава­рии в энергосистемах, являются понижения частоты и напряжения. В ре­зультате обоих этих явлений возможно возникновение асинхронного ре­жима, качаний и разделение систем на части.

Понижение частоты возникает при нарушении баланса между ге­нерацией и потреблением активной мощности. При дефиците мощности, вызванном отключением крупных генераторов или станций и отсутстви­ем в системе резерва, частота снижается в зависимости от состава ге­нерирующей мощности и нагрузки ориентировочно на 1 % при измене­нии нагрузки на 1—3 %.

Понижение частоты снижает производительность машин у потребителей и механизмов с. н. на станциях, что в свою очередь вызывает дальнейшее снижение вырабатываемой генераторами мощности.

Для предупреждения системных аварий, связанных с внезапным понижением частоты, применяются устройства автоматического вклю­чения и загрузки резервных гидрогенераторов, перевода в активный ре­жим гидрогенераторов, работающих в режиме синхронных компенсато­ров. Набор нагрузки резервными генераторами сокращает дефицит мощности в системе, но не во всех случаях устраняет начавшийся про­цесс снижения частоты. В помощь автоматическим устройствам загруз­ки генераторов в энергосистемах установлены устройства для автома­тической разгрузки (т. е. отключения части потребителей) при сниже­нии частоты. Разгрузка производится несколькими очередями в диапа­зоне частот срабатывания 48- 46,5 Гц с интервалами по частоте 0,1— 0,2 Гц. Автоматическая частотная разгрузка должна обеспечить уровень частоты в системе не ниже 49 Гц. Дальнейшее повышение частоты до, номинальной осуществляется диспетчером вводом резервной мощности, а при отсутствии — ограничением и отключением наименее ответственных потребителей.

Важнейшим мероприятием при понижении частоты в пределах 48-45 Гц является выделение на независимое от энергосистемы питание с. н. электростанций, чтобы устранить угрозу нарушения нормальной работы их оборудования. Для этого предусматриваются специальные схемы, в которых часть генераторов станций при заданной частоте отделяется от системы (автоматически или вручную дежурным персоналом станции) со сбалансированной нагрузкой с. н. и части потребителей, не допускающих резкого изменения частоты.

Понижение напряжения может сопутствовать понижению частоты, но может произойти и независимо от нее. При одновременном понижении частоты и напряжения последнее снижается примерно на 1 % при понижении частоты на 1 Гц.

Напряжение может понижаться в той или иной части энергосистемы при недостатке в ней реактивной мощности. В этом случае оперативный персонал станций и подстанций с синхронными компенсаторами самостоятельно, не дожидаясь распоряжения диспетчера, повышает ре­активную нагрузку генераторов и синхронных компенсаторов, пользуясь таблицами допустимых перегрузок.

При глубоком снижении напряжения независимо от причины, по которой оно произошло, срабатывают устройства автоматического регулирования возбуждения и быстродействующей форсировки возбуждения (БВ) генераторов и синхронных компенсаторов, временно поднимая реактивную мощность. Однако допустимое время форсированной работы незначительно (для крупных турбогенераторов с не посредственным охлаждением обмоток 20 с). Поэтому в условиях, когда срабатывает форсировка возбуждения генераторов, диспетчер обязан действовать особенно быстро, так как промедление с восстановлением напряжения может привести к отключению перегруженных генераторов от сети и, дальнейшему ухудшению положения в системе.

Асинхронный режим в энергосистеме может возникнуть в резуль­тате междуфазного КЗ, потери возбуждения (полной или частичной) мощным генератором и т. д. При этом вышедшие из синхронизма гeнераторы или части энергосистемы продолжают оставаться соединенными между собой, по работают с разными частотами и между ними происходит периодический обмен потоками мощности. Признаками асинхронного режима являются качания стрелок вольтметров, ампер­метров в цепях генераторов, линий и трансформаторов вслед за изменением направления потока мощности. Число периодов качаний в секунду равно разности частот в выпавших из синхронизма частях. В точках, близких к так называемому электрическому центру качания, наблюдаются наибольшие колебания напряжения. Асинхронные режимы могут устраняться самопроизвольно в течение нескольких секунд. Если, же ресинхронизация затягивается, то для восстановления синхронизма понижают частоту в части системы, где она повысилась, и повышают там, где частота понизилась. При разности частот от 1 до 0,5 Гц вышедшие из синхронизма части (станции) обычно втягиваются в синхронизм.

Ресинхронизация обеспечивается действием АЧР в части системы с пониженной частотой и автоматической разгрузкой генераторов в части системы с. повышенной частотой. Кроме того, для ликвидации асинхронного режима на транзитных линиях устанавливаются делительные защиты, разделяющие части энергосистемы, вышедшие из синхронизма.

Если в течение 2—3 мин синхронизм в системе восстановить не удается, диспетчер разделяет энергосистему на несинхронно работающие части. После установления нормального режима в разделенных частях их синхронизируют и включают на параллельную работу. Разница частот при замыкании несинхронно работающих частей допускается не более 0,5 Гц.

При ликвидации аварийных режимов диспетчер энергосистемы э, пользуется прямой телефонной связью со всеми управляемыми энергообъектами, а также радиосвязью. Оперативные переговоры записываются на магнитную ленту. В создавшейся аварийной ситуации диспет­чер ориентируется по мнемонической схеме системы, изображеннойна диспетчерском щите. Щиты оснащены средствами телесигнализации положения отключающих аппаратов, а в некоторых случаях и средствами телеуправления. Имеются устройства телеизмерения наиболее важных электрических величин: частоты, активной мощности станций, напряжения в контрольных точках системы, нагрузки по линиям и др.

В настоящее время различные устройства, телеинформации сопрягаются с устройствами отображения её на электронно-лучевых трубках. Обработка и воспроизведение получаемой диспетчером информации производятся с помощьюЭВМ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Грудинский П. Г., Мандрыкин С. А., Улицкий М. С. Техническая эксплуатация основного электрооборудования станций и подстанций/ Под ред. П. И. Устинова — М: Энергия, 1974.—576 с.

2. Пособие для изучения «Правил технической эксплуатации элект­рических станций и сетей»/Под ред. К. М. Антипова.— М: Энергия, 1979-—-400 с.

3. Правила технической эксплуатации электрических станций и се­тей. — 13-е изд.—М.: Энергия, 1977.— 288 с.

4. Филатов А. А. Оперативное обслуживание электрических под­станций — М.: Энергия, 1980.— 232 с.