Оперативное управление в энергосистемах. В 4 ч. Ч. 4. Предупреждение и ликвидация аварийных режимов
.pdfдолжны быть в состоянии готовности к быстрому развороту и обратному включению в сеть с набором нагрузки.
Для синхронизации разделившихся частей энергосистемы не следует ожидать, пока частота в дефицитной части поднимется до номинального значения, для чего может потребоваться много времени. Достаточно поднять ее до 49,5 Гц и соответственно кратковременно снизить частоту в избыточной части энергосистемы. Известно, что понизить частоту в части энергосистемы с избытком мощности значительно проще и быстрее, чем повысить ее там, где частота низкая и генерирующей мощности недостаточно для ее подъема.
Для ускорения синхронизации разделившихся частей диспетчер имеет право:
переводить с кратковременным перерывом питания участки электросети с несколькими подстанциями, питающиеся от части энергосистемы с дефицитом мощности, на питание от части энергосистемы, имеющей резерв, или на питание от смежных энергосистем, если это допустимо по режиму их работы; отделять от части энергосистемы, имеющей резерв мощности,
отдельные генераторы или электростанции и синхронизировать их с дефицитной частью энергосистемы; отключать потребители по графикам экстренных или аварий-
ных отключений, если частоту в дефицитной части энергосистемы невозможно поднять за счет всех других мероприятий до необходимого для синхронизации значения.
Синхронизация разделившихся частей энергосистемы на межсистемных линиях должна производиться при разности частот не более 0,1 Гц. При синхронизации на внутрисистемных линиях некоторые энергосистемы допускают разницу частот до 0,5 Гц [28]. Однако в любом случае наряду с проведением синхронизации диспетчер энергосистемы должен проверить загрузку межсистемных и внутрисистемных линий с учетом возможного наброса на них мощности при синхронизации изза имеющейся разности частот. Ориентировочная величина
137
наброса мощности составляет 4 – 5% от суммарной мощности меньшей части энергосистемы, подключаемой на параллельную работу, на каждые 0,1 Гц разности частот. Наброс мощности на линии происходит в части энергосистемы с более низкой частотой.
Если при разделении энергосистемы одновременно произошло погашение какой-либо ее части, то диспетчер обязан подачей напряжения от частей энергосистемы с нормальной частотой восстановить питание собственных нужд электростанций и в первую очередь мощных блочных электростанций. В дальнейшем по мере разворота агрегатов электростанций и набором нагрузки диспетчер должен подавать напряжение на погашенные участки энергосистемы.
4.14. ПОГАШЕНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ИЛИ ЭНЕРГОУЗЛА
Развитие современных энергосистем приводит к повышению вероятности возникновения тяжелых системных аварий, отличающихся каскадным характером развития аварийных процессов и охватывающих значительную часть энергообъединения с разделением его на изолированные подсистемы, погашением электростанций (с потерей питания их собственных нужд), потребителей и крупных энергорайонов. Восстановление сложных энергосистем после таких аварий пред-ставляет собой трудоемкий и продолжительный процесс, плохо поддающийся типизации. Существующие инструктивные материалы и многосторонняя заблаговременная режимная проработка вопросов восстановления в условиях сложности энергосистемы и специфичности конкретных аварийных ситуаций не гарантирует полностью рациональные действия персонала, исключение ошибочных действий и соответственно минимизации последствий для потребителей и системы. Рассмотрим общие принципы восстановления применительно к наиболее тяжелой аварии, вызвавшей полное или частичное
138
погашение системы, имея в виду, что восстановление из других состояний является частным случаем такого процесса. При возникновении аварийного состояния системы диспетчер на основании текущей информации должен быстро составить себе общее представление о характере аварии, выяснить причины и место ее возникновения, характер и объем повреждения оборудования, уровень частоты и напряжений в отдельных частях энергосистемы, возможность и ориентировочные сроки включения оборудования. Затем по командам диспетчера оперативному персоналу необходимо выполнить ряд взаимоувязанных мероприятий, позволяющих обеспечить: восстановление в работе электростанций; восстановление схемы сети; включение нагрузки;
объединение на параллельную работу отдельных частей энергосистемы (рис. 4.39).
139
Рис. 4.39. Схема взаимосвязей, отражающая стратегию деятельности персонала по восстановлению энергосистемы после тяжелой аварии
4.14.1. Восстановление в работе электростанций
Погашение энергосистемы или ее части, как правило, если не обеспечено автоматическое выделение части агрегатов на питание собственных нужд станции, сопровождается остановом агрегатов электростанций с потерей ими собственных нужд. Поэтому для предотвращения повреждения и длительного простоя агрегатов АЭС и ТЭС в первую очередь диспетчеры и оперативный персонал электростанций должны обеспечить питание установок их собственных нужд. Порядок подачи напряжения для разворота агрегатов при посадке станций “на
140
нуль” с потерей собственных нужд определяется соответствующими инструкциями [28]. В кратчайшее время диспетчер должен определить, от каких источников и по каким линиям на электростанцию может быть подано напряжение. На первом этапе восстановление энергосистемы начинается путем подачи напряжения от гидроагрегатов на линию и по ним на шины АЭС или ТЭС. На втором этапе подача напряжения осуществляется от этих развернувшихся электростанций. Для подачи напряжения необходимо также использовать блокстанции и блоки ТЭС (выделившиеся по схемам автоматики частотного деления).
Напряжение на шиныостановленных АЭС иТЭС может быть подано также через линииэлектропередачи основнойсети от соседних энергосистем. При этом втяжелых случаях может потребоваться специальное выделение участков линий, отключение от них промежуточных нагрузок, изменение уставок релейной защиты иавтоматики.
После подачинапряжения на шины собственных нужд электростанций необходимо принять все мерыпо восстановлению их генерирующей мощности. Эта задача может бытьуспешно решена при восстановлении схемы сети, после чего начинается загрузка агрегатов.
4.14.2. Восстановление схемы сети
При полном или частичном погашении энергосистемы выключатели всех или части потребителей на подстанциях, потерявших питание, отключаются. Отключаются также выключатели на стороне низшего напряжения 6 – 10 кВ трансформаторов питающих подстанций. Секционные шиносоединительные выключатели остаются включенными. Выключатели высокого напряжения обычно не отключаются, это делается только по указанию диспетчера.
После пуска и включения на шины генераторов электростанций начинается сборка схемы основной сети. Для обеспечения
141
возможности включения воздушных выключателей при необходимости должны быть использованы установленные на крупных подстанциях дизель-генераторы для обеспечения питания собственных нужд.
При восстановлении схемы основной сети диспетчер должен принимать особые меры по предотвращению опасного повышения напряжения или снижения частоты. Причиной опасного повышения напряжения может быть режим холостого хода воздушных и кабельных линий высокого и сверхвысокого напряжений. Поэтому включение их в сеть должно проводиться с включенными шунтирующими реакторами и лишь от достаточно мощных источников, способных потреблять избытки реактивной мощности. Если таковых нет, диспетчер энергосистемы может снижать напряжение на шинах подстанции перед подачей его на высоковольтную линию или участок сети, имеющие большую зарядную мощность. В этих случаях возможно также подключение нагрузки на промежуточных подстанциях дальних линий электропередач. Для предотвращения опасного снижения напряжения в основной сети во время восстановления энергосистемы диспетчер может запретить работу устройств регулирования под нагрузкой трансформаторов, установленных на питающих центрах распределительной сети.
Для ускорения восстановления схемы сети на необслуживаемых подстанциях необходимо предусмотреть специальные устройства автоматики, осуществляющие восстановление схемы нормального режима. Действия таких устройств резервируются посредством телеуправления с диспетчерских пунктов.
4.14.3. Восстановление питания потребителей
По мере восстановления схемы основной сети и подключения к ней генераторов электростанций, увеличения их рабочей мощности начинается этап подключения нагрузки. При этом оперативный персонал осуществляет подключение нагрузки
142
последовательно, небольшими частями, чтобы не допустить нарушения балансов активной и реактивной мощностей, перегрузки трансформаторов и линий электропередач.
Для повышения напряжения необходимо включать дополнительные источники реактивной мощности, отключать шунтирующие реакторы высоковольтных линий электропередач.
При восстановлении нагрузки соблюдается определенный приоритет: в первую очередь подключаются потребители нулевой и первой категорий, а затем другая промышленная и бытовая нагрузка; включение потребителя, который может получать питание с нескольких сторон, должно производиться по возможности со стороны части энергосистемы, имеющей резерв, достаточный для покрытия нагрузки. При этом необходимо следить, чтобы такое включение не вызвало перегрузку транзитных линий или электростанций. С целью автоматизации восстановления питания потребителей целесообразно использовать возможности частотной автоматики повторного включения нагрузки.
Восстановление питания потребителей проводится по возможности одновременно с мерами по синхронизации отдельных частей энергосистемы и повышению генерирующей мощности источников.
4.14.4. Объединение на параллельную работу частей энергосистемы
Соединение несинхронно работающих электростанций или отдельных частей энергосистемы осуществляется путем автоматической или ручной синхронизации, а также, если это допускается, несинхронным включением или самосинхронизацией.
В первую очередь объединяются на параллельную работу части энергосистемы, имеющие дефицит мощности, с частями, имеющими резерв мощности.
143
Допустимая разница частот при замыкании несинхронно работающих частей энергосистемы не должна превышать 0,5 Гц, а при включении межсистемных линий эти величины должны быть установлены и указаны в инструкциях и оперативных картах по эксплуатации линий. При несинхронном включении необходима проверка на допустимость такого метода объединения по кратностям тока включения.
Подгонку и регулирование частоты в каждой части системы диспетчер энергообъединения поручает соответствующему диспетчеру. При этом также выравниваются напряжения на соединяемых элементах.
Для ускорения синхронизации, а также предотвращения или уменьшения объемов и времени отключения потребителей диспетчер должен учитывать требования и использовать рекомендации, изложенные в разделе 4.13.
При восстановлении энергосистемы необходимо четкое взаимодействие оперативно-диспетчерского персонала разных уровней управления, что достигается с помощью специальных инструкций, обучения и тренировок как индивидуальных, так и региональных и общесистемных. В процессе тренировок необходима отработка как общей задачи восстановления, так и отдельных ее составляющих - восстановления в работе генерирующих источников, сборки схемы сети, синхронизации и др.
4.15. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЙ НА ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Определение мест повреждения (ОМП) является наиболее сложной, а часто и относительно наиболее длительной технологической операцией по восстановлению поврежденного элемента сети. Эта повседневная оперативная задача диспетчерских служб электрических сетей и систем.
Разнообразие видов и характера повреждений, а также структуры и условий работы электрических сетей не позволяет получить какой-либо универсальный метод ОМП. Еще более слож-
144
но создать какую-либо универсальную аппаратуры для определения мест повреждения. Достаточно отметить, что необходимо находить повреждения как на мощных электропередачах 750 кВ, так и в сетях 0,38 кВ.
На рис. 4.40 представлена классификация методов ОМП. В основу классификации положено разделение на [54]: дистанционные и топографические методы; высокочастотные и низкочастотные методы.
Для разного типа линий и сетей, а также видов повреждения к методам и устройствам ОМП предъявляются различные требования. Но общими требованиями к ОМП всех типов и классов линий электропередачи является быстрота и точность.
Наиболее быстро можно произвести дистанционное ОМП, заключающееся в измерении расстояния до места повреждения с питающих подстанций. Однако любое дистанционное ОМП обладает ограниченной точностью, позволяет указать только зону с местом повреждения, поэтому применяется еще один метод топографический.
Топографическое ОМП – это определение искомого места на трассе, т.е. топографической точкирасположения места повреждения.
Методы ОМП подразделяются на низкочастотные и высокочастотные.
Низкочастотные методы используют частоты 0 – 10 кГц, высокочастотные – 30 – 1000 кГц.
Топографические средства нашли широкое распространение в кабельных линиях. Точность современных топографических методов для них не ниже ± 3 м. На воздушных линиях также определить место повреждения без топографических средств бывает очень трудно, так как иногда невозможно увидеть следы перекрытия изоляторов или следы неустойчивых повреждений.
Таким образом, каждое повреждение надо определить сначала дистанционно (найти зону), а затем топографически (найти место).
Рассмотрим некоторые методы и средства поиска мест повреждений в электрических сетях.
145
Рис. 4.40. Схема классификации методов ОМП
Локационный метод основан на посылке в поврежденную линию зондирующего электрического импульса и измерении промежутка времени между моментом подачи этого импульса и моментом прихода отраженного импульса. Трасса прохож-
146