Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Определение допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях. Учебное пособие
.pdf
ных нужд электростанций может привести к снижению производительности механизмов собственных нужд электростанции, выдаваемой активной и реактивной мощности и дополнительному снижению
уровней напряжения в энергосистеме, поэтому для узлов 220 кВ и
выше, как правило, минимально и аварийно допустимые напряжения
определяются по результатам расчетов допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях.
Минимально допустимые и аварийно допустимые напряжения
непосредственно в узлах нагрузки определяются на основании нормируемых коэффициентов запаса [1, 2] и критических по устойчивости напряжений (Uкр). Критическое напряжение в этом случае определяется границей устойчивости электродвигателя при снижении
напряжения. Предельный по устойчивости режим работы электродвигателя наступает при таком напряжении, при котором все значения электромагнитного момента (зависящие от скольжения) меньше
механического момента, развиваемого приводимой во вращение машиной. При нарушении устойчивости электродвигателей (так называемое «опрокидывание») растет потребляемый ими ток, резко и
быстро увеличивается потребление реактивной мощности, приводящее к дальнейшему снижению напряжения и развитию лавины
напряжения. Обычно этот процесс начинается с опрокидывания небольшого количества наиболее загруженных электродвигателей и соответствующего снижения напряжения, потом опрокидываются другие двигатели. Лавинообразный процесс роста реактивной нагрузки и
снижения напряжения заканчивается при напряжениях, которые значительно ниже аварийно допустимых.
Особое внимание при оценке статической устойчивости по
напряжению следует обратить на крупные энергоузлы с асинхронными двигателями с высокими коэффициентами загрузки и высокой
степенью компенсации реактивной мощности с помощью батарей
статических конденсаторов.
21
1.1.4. ДИНАМИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ
При анализе динамической устойчивости проверяется способность энергосистемы возвращаться к установившемуся режиму после
значительных возмущений без перехода в асинхронный режим. Под
значительными возмущениями подразумеваются различные виды КЗ
с последующим отключением ЛЭП, электросетевого и генерирующего оборудования. Одним из следствий возникшего возмущения является отклонение скоростей вращения роторов генераторов от синхронной (качания роторов).
В общем случае о динамической устойчивости можно судить по
зависимости d = f(t), которая получается в результате совместного
решения уравнений движения роторов генераторов. Однако самым
простым и наглядным методом анализа динамической устойчивости
является графический метод (метод площадей).
Для рассмотрения возьмем простейший случай, приведенный на
рис. 4.
Рис. 4. Простейшая система передачи электрической энергии
Схема замещения системы показана на рис. 5.
Рис. 5. Схема замещения простейшей системы передачи электрической энергии
Выражение для характеристики мощности записывается в следующем виде:
=
22
∙
S
sin
(d)
, (4)
где
– переходное сопротивление источника электрической энергии
(генератора с автоматическим регулятором пропорционального действия);
– сопротивление первого трансформатора;
//
– эквивалентное сопротивление двухцепной линии, пред-
ставляемое как параллельное сопротивление двух цепей;
– сопротивление второго трансформатора;
=
++//+
– суммарное сопротивление си-
S
стемы в доаварийном режиме.
Зависимости P=f(d) для нормального режима приведены на
рис. 6.
Рис. 6. Анализ динамической устойчивости простейшей системы
23
Рассмотрим процесс перехода системы от исходного режима в послеаварийный режим с внезапным отключением одной из двух параллельных линий без КЗ. Следовательно, суммарное сопротивление послеаварийного режима увеличивается, так как сопротивление участка
с линией увеличится в 2 раза. Максимум характеристики мощности в
послеаварийном режиме уменьшится. После внезапного отключения
линии происходит переход с характеристики 1 на характеристику 2.
Из-за инерции ротора угол d не может измениться мгновенно, поэтому
рабочая точка перемещается из точки а в точку b.
На валу появляется избыточный момент, который определяется
разностью мощности турбины после отключения одной цепи и мощ-
ность генератора (DP=P0 – P
). Под влиянием этой разности ротор
(0)
ускоряется, двигаясь в сторону увеличения угла d. Рабочая точка
движется по характеристике 2. В точке с избыточный момент обнуляется, а относительная скорость вращения ротора становится максимальной. В точке с движение ротора не прекращается. Избыточный
момент меняет знак и начинает тормозить ротор. В точке d скорость
становится равной 0. Угол d достигает своего максимального значения. Относительное движение ротора в этой точке не прекращается,
тормозной избыточный момент начинает двигать ротор в сторону
точки с. Относительная скорость в этот момент становится отрицательной. Около точки b угол становится минимальным, и начинается
новый цикл. Затухание колебаний объясняется потерями энергии при
относительном движении ротора.
Избыточный момент связан с избытком мощности:
D
D =
, (5)
w
где w = w+ Dw – результирующая скорость вращения ротора.
В момент, когда избыточный момент ускоряет движение ротора,
кинетическая энергия, запасенная ротором в период ускорения, опре-
деляется площадью фигуры abc (интеграл DP d0 до d0’); изменение
кинетической энергии в период торможения определяется площадью
фигуры cde.
24
Для определения максимального угла отклонения ротора (его еще
называют предельным углом выбега ротора) d
, достаточно прирав-
max
нять площади ускорения и торможения. Максимально возможная
площадь торможения определяется углом dкр, превышение которого
приводит к выпадению генератора из синхронизма.
В настоящее время все расчеты динамической устойчивости
энергосистем специалистами Системного оператора выполняются с
использованием специализированных программных комплексов, таких как программно-вычислительный комплекс EUROSTAG, ПК
RUSTab. При расчетах признаком нарушения динамической устойчи-
вости является увеличение разности между углами d любых двух генераторов, между которыми сохраняется электрическая связь, на 180º
и более [5]. Ограничения загрузки отдельных электростанций по динамической устойчивости по результатам расчетов обычно вызваны
недостаточным быстродействием высоковольтных выключателей и
устройств релейной защиты, а также в ряде случаев отсутствием отдельных устройств релейной защиты и автоматики или эффективных
управляющих воздействий.
1.1.5. ДОПУСТИМАЯ ТОКОВАЯ НАГРУЗКА ЛЭП
И ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
В нормальном электроэнергетическом режиме загрузка по току
ЛЭП и электросетевого оборудования ограничена значением длительно допустимого тока нагрузки (ДДТН), а в послеаварийном –
значением аварийно допустимой токовой нагрузки (АДТН).
ДДТН и АДТН ЛЭП во всем возможном температурном диапазоне работы энергосистемы определяется как наименьшее значение
допустимого тока нагрузки провода (кабеля) и вспомогательного
оборудования ЛЭП (при его наличии) – ошиновки, выключателей,
разъединителей, высокочастотных заградителей, трансформаторов
тока. Аналогичным образом определяются значения ДДТН и АДТН
электросетевого оборудования.
25
1.1.6. НЕГАТИВНЫЕ ПОСЛЕДСТВИЯ СНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ
В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Аварии в энергосистемах, сопровождающиеся возникновением
дефицита активной мощности и глубоким снижением частоты, имеют
тяжелые последствия [13]. Снижение частоты, происходящее в результате отключения генерирующего оборудования электростанций,
аварийного разделения энергосистемы на части (например, после работы устройств автоматики ликвидации асинхронного режима), отключения питающих энергорайон ЛЭП, приводит, прежде всего, к
нарушению нормальной работы собственных нужд тепловых электростанций или снижению их производительности, вследствие чего
уменьшается генерация активной мощности электростанций. При
снижении частоты также возможно отключение некоторых газотурбинных установок, парогазовых блоков и блоков атомных электростанций технологическими автоматиками энергообъекта. Вследствие
снижения генерации в энергосистеме увеличивается первоначальный
дефицит мощности и происходит еще более глубокое снижение частоты. При определенных условиях, начиная с некоторого момента
времени, темп процесса снижения частоты может резко возрасти, и
возникает так называемая лавина частоты, приводящая к развалу
энергосистемы, полной остановке электростанций (их отделения от
энергосистемы действие противоаварийной автоматики (ПА)) и отключению потребителей.
Лавина частоты приводит к длительному отключению потребителей. Ликвидация нарушений нормального режима электрической
части энергосистем в результате таких аварий, в частности разворот
тепловых электростанций (особенно при потере питания собственных
нужд), восстановление электроснабжения потребителей, занимает не
менее нескольких часов.
Снижение частоты также существенно влияет на работу электроприемников. Производительность ряда вращающихся механизмов
(насосы, вентиляторы, компрессоры) значительно зависит от частоты.
Снижение частоты может привести к срабатыванию технологической
26
автоматики и/или нарушению технологического цикла промышленных предприятий.
При снижении частоты в энергосистеме снижается скорость вращения турбин. Работа турбины на пониженной частоте приводит к дополнительным нагрузкам на её лопатки и, как следствие, происходит
накопление усталостных изменений. Также вероятны резонансные явления: турбина и ротор генератора, закрепленные на одном валу, и точки крепления вала образуют колебательную систему, собственная частота колебаний которой чуть ниже номинальной частоты вращения
генератора. При приближении частоты вращения к резонансной в турбине возникают опасные вибрации. В таком режиме работы существенно ускоряется износ лопаток турбин, а также возможно их разрушение. Для предотвращения повреждения турбин устанавливают технологическую автоматику, действующую на отключение генератора.
Таким образом, предотвращение снижение частоты до опасных
значений, при которых возможно нарушение работы энергосистемы,
может быть возложено только на автоматическое противоаварийное
управление, поскольку лавины частоты и напряжения могут развиваться за время от нескольких десятков до нескольких секунд [6]. При
значительном дефиците энергосистемы более 45 % нагрузки потребления энергосистемы (части энергосистемы) и скорости снижения частоты более 1,8 Гц/с даже срабатывание устройств ПА (при отсутствии устройств дополнительной частотной разгрузки) может не
обеспечить прекращение снижения частоты и ее стабилизацию [7]. В
этом случае для полных контролируемых сечений, состоящих из одного элемента электрической сети или нескольких элементов электрической сети, одновременное отключение которых возможно в результате одного аварийного возмущения, должен быть проработан
вопрос необходимости ограничения перетока активной мощности в
целях снижения дефицита и обеспечения достаточности и эффективности объемов противоаварийного управления.
27
1.2. НОРМАТИВНЫЕ ВОЗМУЩЕНИЯ
В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
При определении допустимых перетоков активной мощности в
контролируемых сечениях рассматриваются исходные режимы (доаварийные) и послеаварийные режимы. При формировании списка
послеаварийных режимов, которые потребуется рассмотреть, следует
учитывать только нормативные возмущения в зависимости от схемы
энергосистемы – нормальной или ремонтной, сложившейся в результате отключения одной иди нескольких ЛЭП, а также электросетевого оборудования.
Очевидно, что от аварийных возмущений, которые будут учитываться при проведении расчетов, существенно будут зависеть значения допустимых перетоков активной мощности в контролируемых
сечениях, так как будут отличаться параметры послеаварийного режима вследствие разного количества отключаемых ЛЭП и электросетевого оборудования, генераторов и т.д. С учетом этого классификация аварийных возмущений производится с точки зрения вероятности
возникновения события и его технологических и экономических последствий для энергосистемы. Например, отключение СШ на энергообъекте – гораздо менее вероятное событие, чем отключение воздушной ЛЭП. Это связано в первую очередь с геометрическими параметрами объекта и его местонахождением. В то же время погашение всех
СШ распределительного устройства одного класса напряжения для
сети 110 кВ и сети 500 кВ приводит к разным последствиям с точки
зрения функционирования энергосистемы. При этом следует учитывать, что снижение допустимых перетоков активной мощности может
привести к ограничению выдачи мощности электростанций, имеющих низкую себестоимость электрической энергии, и загрузке электростанций, имеющих высокую себестоимость электроэнергии. Также в результате учета маловероятных аварийных возмущений может
потребоваться усиление электрической сети (строительство новых
28
ЛЭП, увеличение мощности силовых трансформаторов и т.д.) и/или
применение устройств (комплексов) ПА.
С учетом вероятностного характера аварийного возмущения требования в нормальной схеме и ремонтных схемах также отличаются
вследствие разной продолжительности существования таких схем.
Например, капитальный ремонт СШ открытых распределительных
устройств 110 кВ энергообъекта производится в течение нескольких
дней раз в несколько лет, то есть вероятность отключения еще одной
СШ на рассматриваемом энергообъекте в период проведения ремонта
(при соблюдении всех требований по безопасному производству работ
со стороны персонала, выполняющего ремонтные работы) существенно
ниже, чем в течение всего периода эксплуатации энергообъекта.
Для целей установления требований к устойчивости все нормативные возмущения подразделяются на три группы в зависимости от
класса напряжения электрической сети. Исходя из существующей
статистики аварийных отключений и оценки их последствий, в Методических указаниях по устойчивости энергосистем [2] выполнена
классификация аварийных возмущений в энергосистемах, связанных:
– с короткими замыканиями на сетевых элементах переменного
тока (табл. 1);
– с короткими замыканиями на СШ электростанции и ПС (табл. 2);
– с аварийными небалансами активной мощности (табл. 3);
– с отключением вставок постоянного тока и ЛЭП постоянного
тока (табл. 4).
При этом если нормативные возмущения приводят к снижению
мощности нагрузки потребителей в процессе возмущения, то при
проведении расчетов режимов и устойчивости необходимо также
учитывать соответствующий небаланс активной мощности. Величина
указанного небаланса активной мощности должна определяться с
учетом информации о случаях и фактических объемах снижения
мощности нагрузки потребителей в процессе таких аварийных возмущений.
29
Перечень нормативных возмущений,
связанных с КЗ на сетевых элементах переменного тока
Распределение нормативных
возмущений по группам норматив-
Таблица 1
№ Нормативные возмущения
1.1 Отключение сетевого элемента ос-
новной защитой при однофазном КЗ
с неуспешным автоматическим по-
вторным включением (АПВ)
1.2 Отключение сетевого элемента ре-
зервной защитой (при невыполне-
нии на сетевом элементе основной
защиты) при однофазном КЗ с не-
успешным АПВ
1.3 Отключение сетевого элемента ос-
новной защитой при трехфазном КЗ
с неуспешным АПВ
ных возмущений в электрической се-
ти с номинальным напряжением, кВ
110–220 330–500 750 1150
I I II II
II II III III
II - - -
1.4 Отключение сетевого элемента ос-
- II III III
новной защитой при двухфазном КЗ
на землю с неуспешным АПВ
1.5 Отключение сетевого элемента ос-
III III III III
новной защитой при однофазном КЗ
с отказом одного выключателя
1.6 Отключение в результате норматив-
III III III III
ного возмущения группы I ВЛ (КВЛ),
провода воздушной части которых
размещены на одних опорах на про-
тяжении более 50 % длины более ко-
роткой ВЛ (воздушной части КВЛ)
При рассмотрении нормативного возмущения 1.5 при наличии
устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ) необходимо
учитывать его действие на отключение смежных выключателей, при-
30
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]