Оперативное управление в энергосистемах. В 4 ч. Ч. 4. Предупреждение и ликвидация аварийных режимов

комплекс средств противоаварийной автоматики. Одним из них является автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Основное назначение АЧР – отключением части менее ответственных потребителей сохранить в работе электрические станции и обеспечить питание наиболее ответственных потребителей [39]. Сохранение в работе электростанций дает возможность после ликвидации аварийной ситуации достаточно быстро восстановить питание потребителей.

Автоматическая частотная разгрузка имеет несколько категорий: а) АЧР I – быстродействующая разгрузка, имеющая различные уставки по частоте и минимальные выдержки времени, близкие к нулю. Целью АЧР I является прекращение снижения частоты после

возникновения дефицита мощности;

б) АЧР II – медленнодействующая разгрузка с близкими уставками по частоте и разными уставками по времени. На АЧР II возлагаются функции подъема частоты до допустимого уровня;

в) дополнительная АЧР – действующая при больших дефицитах мощности и предназначенная для ускорения отключения потребителей и увеличения объема отключаемой нагрузки;

г) спецочереди АЧР – предназначенные для предотвращения снижения частоты в энергообъединении до верхних уставок АЧР II в случаях, когда в напряженных режимах не удается реализовать оперативные ограничения и отключения потребителей при возникновении дефицита мощности.

Для минимизации ущерба от действия АЧР в комплектах частотной автоматики используют иногда совмещение АЧР I и АЧР II. Поэтому в качестве АЧР II по мере необходимости в аварийных режимах используют комплекты, не сработавшие в качестве АЧР I. Исключение составляют лишь первые очереди АЧР I, которые срабатывают всегда и, следовательно, не могут быть использованы в качестве АЧР II.

Недостатком совмещенных АЧР является холостая работа (выпадение) очередей с меньшими выдержками времени АЧР II при тяжелых авариях, когда большая часть комплектов АЧР I срабатывает. Это приводит к сравнительно медленному восстановлению частоты до допустимого уровня. Для ускорения повышения частоты обычно предусматривается несколько отдельных устройств АЧР II со сравнительно небольшими выдержками времени. Это уменьшает зависимость скорости восстановления частоты от величины аварийного дефицита мощности.

51

На рис. 4.12 приведены характерные изменения частоты в аварийных режимах при работе частотной разгрузки. Уровень снижения частоты зависит, как правило, от величины дефицита мощности: чем он больше, тем ниже значение частоты в переходном режиме. При этом могут иметь место две очень опасные ситуации. Одна из них может возникнуть при недостаточном объеме отключаемых потребителей, когда частота снижается до уровня срабатывания автоматики частотного деления (АЧД). При этом электростанции отделяются от энергосистемы и тем самым значительно усугубляют аварию. Во втором случае, при излишнем отключении нагрузки, что имеет место при больших дефицитах мощности, частота в энергосистеме кратковременно, но стремительно повышается вплоть до срабатывания автоматов безопасности (АБ) на электростанциях.

Рис. Изменение частоты в аварийных режимах при действии автоматической частотной разгрузки

При благоприятном действии АЧР в аварийных режимах частота восстанавливается, как правило, до значений 48,6 – 49,2 Гц. В любом случае при снижении частоты диспетчер обязан выяснить причину и немедленно принять меры по ее восстановлению. Если причиной снижения частоты является дефицит или потеря генерирующей мощности в энергообъединении, то данную аварию ликвидиру-

52

ет его диспетчер, например, ЦДУ. При этом диспетчера ОДУ, ЦДС, начальники смены станций выжидают и самостоятельно без указания вышестоящего оперативного персонала нагрузку электростанций не увеличивают, так как это может привести к перегрузке межсистемных транзитов и нарушению устойчивости. Мобилизация резерва генерирующей мощности выполняется по распоряжению вышестоящего оперативного персонала.

При автоматическом увеличении нагрузки электростанций за счет действия устройств АРС диспетчер и персонал электростанций обязаны принять меры к поддержанию данной мощности путем регулирования параметров котлоагрегатов.

В том случае, если снижение частоты обусловлено потерей генерирующей мощности в своей энергосистеме, диспетчер ОДУ (ЦДС) может самостоятельно принять решение по мобилизации резервов мощности при уверенности, что такие действия не могут привести к опасной перегрузке межсистемных и внутрисистемных транзитных линий электропередачи.

При аварийном снижении частоты диспетчеры энергосистем не должны своими действиями отрицательно влиять на режим работы энергообъединения. Так, например, диспетчеры избыточных энергосистем не должны разгружать электростанции для сохранения своего сальдо-перетока мощности, а дефицитных энергосистем – увеличивать прием своего сальдо-перетока мощности. При недопустимо низком уровне частоты или дальнейшем ее снижении по команде диспетчера, регулирующего частоту, оперативный персонал энергосистем должен увеличить генерацию путем использования резервов.

При отделении энергосистемы или энергорайона от энергообъединения диспетчер ОДУ (ЦДС) обязан немедленно:

-принять меры по восстановлению частоты;

-назначить электростанцию, регулирующую частоту. Основные действия диспетчера для повышения частоты: 1) пустить резервные гидрогенераторы;

2) перевести генераторы, работающие в режиме синхронного ком-

пенсатора, в режим выдачи активной мощности.

3)использовать (запустить, перевести) агрегаты гидроаккумулирующих электростанций в режиме генерации активной мощности;

4)взять разрешенные аварийные перегрузки на генераторах электростанций;

53

5)задержать отключение в ремонт или резерв агрегатов электростанций;

6)принять меры к включению отключенных, но еще вращающихся турбогенераторов, а также котлоагрегатов, находящихся под давлением, и загрузить их;

7)повысить нагрузку на ТЭЦ за счет изменения температуры сетевой воды;

8)снизить электропотребление путем снижения напряжения у потребителей;

9)перевести питание части потребителей на другие энергосис-

темы;

10)отключить часть потребителей путем ввода графика экстренных или аварийных отключений.

Следует помнить, что при снижении частоты ниже 48,0 Гц, сопровождающемся глубоким понижением напряжения, могут создаться условия отказа в работе АЧР и, как результат, – еще более глубокое снижение частоты и напряжения, нарушение работы собственных нужд электростанций и закрытие регулирующих и стопорных клапанов турбин с посадкой электростанций на нуль. В такой аварийной ситуации диспетчер должен обеспечить экстренную мобилизацию всех резервов мощности и оперативно отключить часть потребителей.

В ходе ликвидации аварии с глубокими снижениями частоты оперативный персонал энергосистемы должен учитывать, что в диапазоне частот 48 – 46 Гц происходит автоматическое частотное деление электростанций с выделением отдельных генераторов или всей электростанции на изолированную работу от энергосистемы с собственными нуждами и частью нагрузки. При выведенной АЧД или ее отсутствии оперативный персонал электростанции при понижении частоты до 47 – 46 Гц должен самостоятельно провести мероприятия по выделению собственных нужд на несинхронное питание. Если выделение питания собственных нужд связано с производством большого количества последовательных операций, то их следует начинать заблаговременно при частоте, которая на 0,5 – 1 Гц выше уставок АЧД [28].

Выделение собственных нужд электростанций на несинхронное питание, как правило, приводит к увеличению дефицита активной и реактивной мощности в энергосистеме и ухудшению ликвидации

54

аварии. Это связано с тем, что выделить генератор или электростанцию со сбалансированной нагрузкой в большинстве случаев не удается и отделение происходит с избытком мощности. Поэтому диспетчер при понижении частоты должен действовать быстро и решительно с тем, чтобы предупредить выделение собственных нужд на электростанциях.

При возникновении аварийного избытка генерирующей мощности частота в энергосистеме повышается (рис. 4.13). При этом повышение частоты в системе приносит не меньше неприятностей, чем ее понижение. Наибольшую опасность аварийное увеличение частоты представляет для лопаточных аппаратов паровых турбин ТЭС. Скорость и степень повышения частоты определяется действиями регуляторов турбин. В отделившейся энергосистеме или энергорайоне с избытком активной мощности может происходить весьма быстрое и значительное повышение частоты. Это вызвано медленным действием АРС гидротурбин, а также неэффективностью регулирования некоторых типов АРС паровых турбин.

Рис. 4.13. Повышение частоты в аварийных режимах энергосистем

При частоте на 10% выше номинальной срабатывают автоматы безопасности паровых турбин, отключая генераторы от энергосистемы и тем самым усугубляя аварию. Для предотвращения большо-

55

го повышения частоты служит автоматика ограничения частоты (АОЧ). При успешной работе АРС и АОЧ частота в аварийном режиме стабилизируется на уровне 51 – 52 Гц.

При внезапном повышении частоты диспетчер энергосистемы должен на основании показаний устройств телесигнализации на диспетчерском пункте, опроса и сообщений подчиненного оперативного персонала определить, является ли это следствием отделения энергорайона или энергосистемы или частота повысилась во всем энергообъединении.

В первом случае действия диспетчера должны быть направлены на восстановление нормальной частоты в отделившемся районе или энергосистеме и подключение его (ее) на параллельную работу.

Для снижения частоты и успешной синхронизации отделившегося энергорайона с энергосистемой диспетчер может использовать следующие мероприятия:

1)разгрузку электростанций;

2)перевод агрегатов гидроаккумулирующих электростанций в двигательный режим;

3)отключение части генераторов на электростанциях;

4)повышение напряжения у потребителей для увеличения электропотребления.

Если частота повысилась во всем энергообъединении и энергосистема работает параллельно с ним, то диспетчер энергосистемы, персонал электростанций самостоятельных мер к снижению частоты не предпринимают, а информируют вышестоящий оперативный персонал и действуют по его указанию.

Однако во всех случаях диспетчер энергосистемы обязан координировать действия оперативного персонала электростанций по экстренному снижению генерирующей мощности, контролируя при этом перетоки по внутрисистемным и межсистемным транзитным линиям электропередачи.

Для предотвращения развития аварии при работе энергосистемы с пониженной (ниже 49,5 Гц) или повышенной (выше 50,5 Гц) частотой в электрических сетях и на электростанциях не должно производиться плановых переключений в распределительных устройствах, в устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматики и устройствах технологической автоматики энергоблоков, кроме переключений, связанных с ликвидацией аварийных ситуаций.

56

4.7. АВАРИЙНОЕ СНИЖЕНИЕ ИЛИ ПОВЫШЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

Уровни напряжения в узлах энергосистемы связаны с балансом реактивной мощности, который определяется соотношением характеристик генерирующих источников и потребителей. Для правильного понимания и оценки процессов, происходящих при аварийных снижениях напряжения, весьма важно знание статических характеристик асинхронных двигателей, как наиболее массового потребителя реактивной мощности. При небольших изменениях напряжения такие характеристики относительно хорошо изучены и представлены в литературных источниках, однако при глубоких снижениях напряжения ощущается пробел в знаниях таких характеристик. Исходя из этого получим зависимости реактивной мощности асинхронного двигателя в полном диапазоне изменения напряжения наего зажимах.

Как известно, реактивная мощность асинхронного двигателя, в соответствии с упрощенной Г-образной схемой замещения (рис. 4.14), состоит из мощности рассеяния Qs, поглощаемой в сопротивлении Хs, и мощности намагничивания Qµ:

Рис. 4.14. Упрощенная схема замещения асинхронного двигателя

Реактивная мощность рассеяния может быть определена из выражения [41]

57

где U – напряжение на зажимах двигателя;

Р – активная мощность, потребляемая двигателем;

Хs – реактивное сопротивление рассеяния асинхронного двигателя. Данное выражение справедливо для работающего двигателя при напряжении выше критического (Uкр). Под критическим напряжением понимают минимально допустимый уровень напряжения по условию сохранения устойчивости работы двигателя или всего узла нагрузки. Для остановившегося двигателя при нарушении устойчивости, когда U < Uкр, мощность рассеяния определяется сле-

дующим уравнением:

Реактивная мощность, потребляемая ветвью намагничивания, равна

где Хµ - реактивное сопротивление ветви намагничивания.

На рис. 4.15 показаны наиболее типичные характеристики реактивных мощностей рассеяния Qs, намагничивания Qµ и суммарной мощности двигателя QАД.

При снижении напряжения реактивная мощность намагничивания монотонно уменьшается, а мощность рассеяния в начале увеличивается, а затем, после нарушения устойчивости, также уменьшается.

При небольших снижениях напряжения в реактивной мощности двигателя, как правило, преобладает составляющая мощности намагничивания, а при глубоких – мощность рассеяния. Если исходить из предположения независимости значения напряжения на зажимах двигателя от режима его работы, т.е. без учета параметров

58