Глава 1. Общая характеристика методов и

СРЕДСТВ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВ-

ЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИС-

ТЕМАХ

1.1. Задачи управления

В ЭЭС функционируют две взаимосвязанные системы управления: система управления нормальными режимами и система ПАУ.

Основные задачи системы управления нормальными режимами: обеспечение требуемого качества электроэнергии на шинах потребителей и обеспечение экономичности работы ЭЭС.

Основные задачи ПАУ: 1) предотвращение возникновения аварий; 2) локализация аварий, предотвращение их каскадного развития; 3) возможно более быстрая ликвидация аварий при наименьших отключениях потребителей; 4) обеспечение скорейшего перехода к нормальному режиму с восстановлением электроснабжения потребителей.

Эти задачи должны решаться по возможности наиболее простыми и дешёвыми средствами при получении наилучшего (из возможных) установившегося ПАР. Указанные задачи решаются всем комплексом устройств ПААУ: релейной защитой (РЗ), АПВ и системой ПАА. Важнейшая роль при этом принадлежит диспетчерскому и оперативному персоналу, который должен осуществлять контроль работы автоматики и при необходимости должен вмешиваться в управление происходящими процессами.

Задачи РЗ и АПВ известны.

Конкретные задачи, которые возлагаются на ПАА, следующие:

– обеспечение статической устойчивости в нормальном и послеаварийном режимах;

– обеспечение динамической устойчивости;

– предотвращение асинхронного хода путём быстрого превентивного деления энергосистем при неизбежном нарушении устойчивости;

– прекращение асинхронного хода;

– ограничение опасного для паровых турбин и механизмов потребителей повышения частоты;

– ограничение длительного опасного повышения напряжения;

– ограничение опасного снижения частоты;

– ограничение опасного снижения напряжения.

Эти задачи решаются системой ПАА за счёт соответствующего управления переходными режимами ЭЭС. Успешное функционирование систем ПАА при выполнении требований быстродействия, чувствительности, селективности, надёжности позволяет обеспечивать живучесть отдельных ЭЭС и всей ЕЭС страны.

1.2. Режимные принципы противоаварийного управления

Характер протекания переходных режимов ЭЭС можно определить с помощью анализа решения дифференциальных уравнений, описывающих переходные процессы. Самой приближенной моделью при этом является уравнение относительного движения ротора генератора. Для генераторов ЭС-1 системы (рис. 1.1) это уравнение в упрощённом виде может быть представлено в виде двух дифференциальных уравнений:

_,

, (1.1)

где δ₁ – собственный (абсолютный) угол ротора генератора ЭС-1;

s₁ – скольжение генератора;

Р_Т1 – мощность турбины (вращающая мощность или вырабатываемая мощность);

Р₁ – электромагнитная мощность генератора (тормозящая мощность или отдаваемая мощность);

Т_J1 – постоянная инерции генератора (агрегата).

Электромагнитная мощность генератора определяется равенством

Р₁ = Р₁₁+Р₁₂+Р₁^АС = Е₁²Y₁₁sinα₁₁ + E₁E₂Y₁₂sin(δ₁₂-α₁₂)+P₁^АС (1.2)

В простейшем случае sin δ , где Р₁₁ – собственная мощность генератора, зависящая от мощности нагрузки на шинах;

Р₁₂ – взаимная мощность генератора;

Р₁^АС – асинхронная мощность генератора, появляющаяся при ненормальных режимах, когда скольжение отлично от нуля;

Е₁, Е₂ – ЭДС генераторов;

δ₁₂ = δ₁ – δ₂ – взаимный угол генераторов ЭС-1 и ЭС-2;

Y₁₁, Y₁₂, α₁₁, α₁₂ – модули и дополнительные углы собственных и взаимных проводимостей сети. Этими проводимостями описывается сеть.

Зависимость (1.2) называется характеристикой мощности генератора.

Приближенный вид этой характеристики представлен на рис. 1.2.

Предел передаваемой по передаче мощности составляет (по условиям статической устойчивости)

Р_пр = Р₁₁ + Р_12пр = Е₁²Y₁₁sinα₁₁+E₁E₂Y₁₂. (1.3)

Нормальный (установившийся) синхронный режим ЭЭС характеризуется тем, что скорости вращения всех генераторов одинаковы и равны номинальной (скольжение s=0) и углы роторов не изменяются во времени (δ = const).

Из выражений (1.1) следует, что для существования установившегося режима требуется обеспечение на валу каждого агрегата равенства (баланса) вырабатываемой и отдаваемой активных мощностей.

Рис. 1.1. Схема ЭЭС с указанием средств воздействия на режимы

Рис. 1.2. Характеристика мощности генератора

Действительно, при Р_т1 = Р₁ скорость изменения скольжения равна нулю = 0, то есть скольжение не изменяется и остаётся равным нормальному s₁ = 0 (частота не изменяется). Следовательно, и скорость изменения угла равна нулю, = 0, а значит, угол генератора остаётся неизменным.

Как следует из рис. 1.2, имеются две точки, в которых обеспечивается указанный баланс Р_т = Р, точки «а» и «в». Однако лишь одна из них является точкой устойчивого равновесия. Это точка «а», которая находится на восходящей ветви характеристики мощности. Во всех точках этой ветви характеристики мощности обеспечивается статическая устойчивость, т.е. возможна нормальная работа ЭЭС.

Таким образом, условием существования нормального режима является обеспечение балансов активных мощностей на валу каждого генератора, соответствующих точкам восходящих ветвей характеристик мощности. Для всех этих точек выполняется условие , которое является практическим критерием СУ.

Запас СУ определяется коэффициентом запаса СУ:

, (1.4)

где Р_о – мощность генератора (или передаваемая по связи) в рассматриваемом режиме;

Р_Δ – значение нерегулярных колебаний мощности (в частном случае Р_Δ= 0).

Для сравнения коэффициент запаса динамической устойчивости может определяться по одному из трех выражений:

а) ;

б) ;

где t_{откл макс} – максимально допустимое время отключения короткого замыкания (КЗ), не вызывающее нарушения устойчивости;

в) .

Выражение (1.1) показывает, что при нарушении баланса между Р_т1 и Р₁, то есть при появлении небаланса на валу агрегата в результате какого-либо возмущения, начинается ускорение или торможение одного генератора по отношению к другим. При этом его угол изменяется. Это значит, что возник переходный режим, который может привести к нарушению устойчивости.

Причём если Р_т1 > Р₁, то это значит, что возникает избыток активной мощности. Под действием избытка мощности скорость ротора генератора возрастает, угол δ увеличивается. Если Р_т1<Р₁, то это значит, что возникает дефицит активной мощности. Под действием дефицита мощности скорость ротора снижается, угол δ уменьшается. Опасность ускорения или торможения ротора хотя бы одного из генераторов заключается в том, что может нарушиться ДУ.

Таким образом, причиной возможного нарушения ДУ является появление на валу хотя бы одного из генераторов небаланса активных мощностей Р_т ≠ Р.

В свою очередь главной причиной появления указанных небалансов являются различные КЗ в ЭЭС. Следует помнить также о том, что причинами нарушения ДУ могут быть асинхронные режимы (АР) по другим сечениям.

Необходимо обратить внимание, что указанные балансы и небалансы активной мощности на валах отдельных генераторов надо обязательно отличать от общесистемных балансов или небалансов этой мощности. Если первые, как показано, связаны с проблемой ДУ, то вторые определяют частоту. В свою очередь, общесистемные (или для частей ЭЭС) небалансы реактивной мощности являются причинами изменений напряжения.

Проблемы СУ связаны с совершенно другими обстоятельствами. Выражение (1.4) и рис. 1.2 показывают, что запас СУ уменьшается при увеличении передаваемой мощности Р_т (Р_о) или при уменьшении предельной мощности Р_пр. Следовательно, причинами возможного нарушения СУ являются перегрузка связей или уменьшение пропускной способности этих связей. При этом уменьшается коэффициент запаса СУ, а при превышении передаваемой мощности Р значения Р_пр режим существовать не может, т.е. СУ не обеспечивается.

Основными причинами перегрузок связей являются увеличение мощности потребителей в приёмной части ЭЭС, потеря части генерации в приёмной части, отключение параллельных линий, при которых происходит наброс мощности на оставшиеся линии. Главной причиной уменьшения величины Р_пр сечения в целом является отключение части параллельных линий или отдельных участков параллельных линий.

Система ПАУ призвана устранять последствия перечисленных нарушений за счёт следующих мероприятий:

1. Ликвидация избытка активной мощности.

2. Ликвидация дефицита активной мощности.

3. Гашение избыточной кинетической энергии генераторов, накопленной при ускорении.

4. Разгрузка перегружаемых связей или увеличение их пропускной способности (т.е. увеличение Р_пр).

5. Ликвидация избытка или дефицита реактивной мощности, приводящих к опасному повышению или понижению напряжения.

Система ПАА строится в соответствии с двумя главными требованиями:

1. ПАА должна быть "балансирующего действия".

2. ПАА должна быть "координированного действия".

Основные режимные принципы ПАА балансирующего действия состоят в следующем:

1. Каждая ЭЭС (или её часть) охватывается системой автоматики, которая контролирует внутренние и внешние перетоки, схему сети и сбалансировано воздействует на отключение генераторов (и / или разгрузку турбин), отключение нагрузки (и, или загрузку генераторов) внутри данной ЭЭС при возникновении в ней опасного небаланса мощности (избытка или дефицита) или существенного ослабления схемы, которая действует на восстановление баланса мощности при возникновении небаланса, т.е. ликвидирует небаланс.

2. Межсистемные связи имеют разгрузочную автоматику, которая при перегрузке или ослаблении схемы этих связей в опасном по условиям устойчивости режиме производит понижение мощности генераторов в передающей части ЭЭС и отключение нагрузки в приёмной части ЭЭС.

В случае недостаточности перечисленных мероприятий ПАА должна осуществлять автоматическое деление ЭЭС на отдельные части.

Принцип "координированного действия" предусматривает использование информации о режимах во всех районах ЭЭС. Это позволяет увеличить эффективность управления и, в частности, уменьшить в ряде случаев величину управляющих воздействий (например, уменьшить количество отключаемых потребителей).