5.2.3 Зміна складу (ослаблення) електропередачі

Ослаблення електропередачі частіше всього буває наслідком к. з. Наступає складний динамічний перехід, що характеризується наступними типовими співвідношеннями: при потужність знижується звичайно до (при розрахунковому для мереж 400—500 кВ двофазному к. з. на землю), а потужність складає при цьому .

При нормативному запасі стійкості 20%, тобто при завантаженні передачі, близької до граничної, після відключення ланцюга на одній з ділянок порушуються умови не тільки динамічної, але і статичної стійкості.

Характер динамічного переходу при цьому визначається наступним: генератори передаючої частини ЕЕС унаслідок надлишку потужності прискорюються, а генератори приймальної частини через втрату деякої потужності гальмуються. В результаті відбувається збільшення кута зростання навантаження електропередачі, що залишилася в роботі ланцюга, яке, як і в попередніх випадках, відбувається поступово. При цьому має місце миттєве скидання електричної потужності генераторів TG1 (через зростання опору передачі).

Даний складний динамічний перехід характеризується щодо великої площі прискорення, що затрудняє підтримку синхронної динамічної стійкості передачі. Виниклий в приймальній частині ЕЕС дефіцит потужності може бути компенсований лише за рахунок зниження частоти. Якщо ж потужність, що поступає по електропередачі, велика і складає значну частину потужності приймальної частини ЕЕС, то для відновлення умов стійкості електропередачі доводиться вдаватися до розподілу передаючої частини ЕЕС, одним з варіантів якого є виділення спеціальних агрегатів, працюючих тільки на передачу.

Очевидно, що порушення режиму роботи приймальної частини ЕЕС може стати ще більшим, оскільки вона може втратити не частину потужності , що передається по ділянці, яка відключилася, а всю цю потужність (розрив передачі). Тому необхідне миттєве відключення навантаження в приймальній частині ЕЕС, що здійснюється пристроями САОН з використанням телеканалів.

5.2.4 Ліквідація наслідків аварійних ситуацій

Аварійне відключення однієї з ділянок електропередачі (ВЛ1, BJJ2), відключення крупного споживача потужності (див. рис. 5.2) на передаючому кінці електропередачі або виникнення дефіциту активної потужності в приймальній частині ЕЕС є аварією з накиданням активної потужності на передачу. При таких аваріях в сталому режимі по електропередачі повинна передаватися потужність, яка значно перевищує потужність доаварійного режиму. Якщо значення цієї потужності перевищує межу статичної стійкості електропередачі, то її подальша нормальна робота неможлива — наступає асинхронний режим.

Асинхронний режим представляє ряд небезпек для устаткування ЕЕС і її нормального функціонування: періодичні пониження напруги викликають перекидання двигунів (“лавину напруги”) і мимовільне відключення магнітних пускачів у мережах низької напруги; періодичні зміни напряму активної потужності приводять до зміни знака моменту на валу турбін, що може привести до їх пошкодження; можливе виникнення електромеханічних резонансних коливань, небезпечних для устаткування ЕЕС, які викликають порушення синхронної роботи інших частин ЕЕС і утворення багаточастотного асинхронного ходу.

Крім того, в результаті зміни балансу потужностей в ЕЕС виникає істотне відхилення від допустимого режиму роботи по частоті і напрузі. Якщо це відхилення велике, то при його тривалому існуванні може відбутися пошкодження устаткування і лавиноподібне зниження напруги і частоти.

Усунення вказаних наслідків аварій в сучасних ЕЕС здійснюється автоматично пристроями ПА (див. рис. 5.1). Загальний метод ліквідації аварій полягає у встановленні балансу механічної і електричної потужностей в приймальній і передаючій частинах ЕЕС. В тій частині ЕЕС, в якій виник надлишок генеруючої потужності, робиться її зменшення шляхом впливу на системи регулювання турбін (APT) або на відключення частини генераторів (ОГ). На приймальному кінці електропередачі, тобто в тій частині, в якій виник дефіцит активної потужності, здійснюється швидкий набір навантаження турбін (їх завантаження) і відключення частини споживачів (ВН).

Заходи щодо встановлення балансу потужностей здійснюються автоматикою управління потужністю для збереження стійкості (АУПЗС), що представляє собою так звану балансуючу автоматику. Відключення частини навантаження на приймальному кінці виробляється практично миттєво від САОН, а також пристроями АЧР (при зниженні частоти) і пристроями автоматики для запобігання аварійного пониження напруги. Крім того, розвитку аварій в дефіцитній частині ЕЕС протидіють пристрої частотного пуску гідрогенераторів (АЧПГ) і переходу їх в генераторний режим з режиму синхронного компенсатора (АПГР).

У ряді випадків встановленню балансу потужностей передує розподіл ЕЕС, здійснюваний пристроями ділильної автоматики, що запобігає виникненню асинхронного режиму. Розподіл ЕЕС повинен супроводитися заходами щодо відновлення паралельної роботи частин, що розділилися. Для цього вимагається перш за все зближувати частоти відповідних частин ЕЕС, наприклад, шляхом відновлення в них балансу потужностей. При зближенні частот частин ЕЕС, що розділилися повторно від пристроїв АПВУС чи АПВОС (§ 4.6) включається вимикач, що відключився при розподілі. При виникненні асинхронного режиму в першу чергу здійснюються заходи, які сприяють ресинхронізації. До таких же заходів відносяться APT, ОГ і ВН, направлені на відновлення балансу потужностей в несинхронно-працюючих частинах ЕЕС. Якщо ресинхронізація не відбувається, то ЕЕС розділяється в наперед визначених точках. Вказані дії виконуються пристроями припинення асинхронного режиму (АПАР) і пристроями ділильної автоматики.

В тих випадках, коли в частині ЕЕС, де виникає надлишок активної потужності, є одночасно і ГЕС і ТЕС, унаслідок повільної дії регуляторів частоти обертання турбін ГЕС перевищення частоти може досягати 10—20% і більше. Безпечне для гідравлічних турбін таке підвищення частоти є небезпечним для апарату парових турбін лопатки. Тому приймаються заходи по зниженню частоти шляхом ОГ і розділенню ЕЕС для відділення ТЕС із збалансованим навантаженням від ГЕС. Це здійснюється автоматичним обмеженням частоти (АОЧ).

У разі, коли передаюча частина ЕЕС представляє собою потужну ГЕС, що має зв'язок, з невеликою місцевою енергосистемою, розрив магістральної електропередачі приводить не тільки до підйому частоти, але і до накидання потужності (перевантаженню) на лінію зв'язку і інші елементи місцевої енергосистеми. Наслідки такої аварії ліквідовуються пристроями АОЧ і автоматикою від накидання активної потужності шляхом розподілу ЕЕС і вирівнювання балансу потужностей впливом на генератори і навантаження.

Крім того, при відключенні магістральної електропередачі можливе підвищення напруги через скидання навантаження з гідрогенераторів (оскільки їх АРЧВ діють поволі) або через велику зарядну потужність електропередачі надвисокої напруги. Для захисту електроустаткуванні передбачається автоматика для обмеження підвищення напруги (АОН), яка діє на включення шунтуючих реакторів, встановлених на електропередачі і на відключення електропередач, трансформаторів і автотрансформаторів.