1.3. Способы и средства противоаварийного управления (Возможности реализации пау)

Как было показано выше, для управления ДУ необходимо устранить небаланс активных мощностей на валу каждого генератора Р_т≠ Р. А для управления СУ необходимо увеличить коэффициент запаса, устраняя перегрузку связей или повышая их пропускную способность.

Для достижения указанных целей требуется воздействовать на Р_т, Р, Р_пр.

На основе выражений (1.2) – (1.4) можно выделить все средства, с помощью которых можно осуществлять ПАУ.

Изменение мощности Р_т можно обеспечить следующими способами:

а) с помощью аварийного регулирования турбин (поз. 1, рис 1.1);

б) отключением части генераторов на электростанциях избыточной части ЭЭС (поз. 7, рис. 1.1);

в) подключением резервных генераторов и переводом агрегатов из режима синхронных компенсаторов в режим выдачи активной мощности на электростанциях дефицитной части;

г) путём деления шин электростанций, работающих на несколько направлений.

При этих мероприятиях также изменяется запас статической устойчивости (1.4).

На величину электромагнитной мощности генератора Р₁ можно воздействовать посредством:

а) регулирования напряжения возбуждения генераторов, изменяющих величины ЭДС Е₁, Е₂ (поз. 2, рис. 1.1);

б) изменения собственного электромагнитного момента генератора Р₁₁ с помощью электрического торможения и изменения нагрузки Р_с на шинах генераторов (поз. 3, рис. 1.1);

в) управлений элементами сети (изменением количества цепей линий, включением и отключением шунтирующих реакторов, изменением сопротивления УПК), влияющих прежде всего на величину Y₁₂ и тем самым на величину взаимной мощности генератора Р₁₂ (поз. 4, 5, 8, рис. 1.1);

г) отключения части нагрузки потребителей, корректирующего мощность за счёт изменения величин Y₁₁, Y₁₂ (поз. 6, рис. 1.1);

д) фазового управления, заключающегося в изменении фазовых соотношений режимных параметров (изменения углов ): δ₁₂.

Как видно из выражения (1.3), часть этих мероприятий влияет на величину Р_пр и тем самым на коэффициент запаса статической устойчивости.

Глава 2. Система противоаварийного управ-

ЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ

СИСТЕМАМИ

2.1. Общая характеристика аварийных процессов в

электроэнергетических системах

Переходный режим в ЭЭС начинается с нарушения нормального режима при единичном отказе и может приводить к эскалации нарушений – утяжелению аварии и распространению её на все большую территорию, что определяется как каскадно развивающееся нарушение или каскадно (цепочечно) развивающаяся авария.

Развитие аварийной ситуации в ЭЭС – процесс чрезвычайно сложный, зависящий от многих конкретных условий.

В простейшем представлении возможны следующие характерные пути развития аварии:

а) КЗ, отключение КЗ и повреждённого элемента, нарушение ДУ, деление ЭЭС на несинхронно работающие части, возникновение избытка активной мощности в передающей части ЭЭС и возникновение дефицита активной мощности в приёмной части ЭЭС, повышение частоты в избыточной части и снижение частоты в дефицитной части;

б) КЗ, отключение КЗ и повреждённого элемента, ДУ не нарушается, переход к ПАР, перегрузка линии в результате отключения параллельной линии, нарушение СУ ПАР, деление ЭЭС на несинхронно работающие части, возникновение избытка активной мощности в передающей части ЭЭС и возникновение дефицита активной мощности в приёмной части ЭЭС, повышение частоты в избыточной части и снижение частоты в дефицитной части.

Ниже приведены примеры развития двух конкретных аварий.

1. Пример развития системной аварии в объединенной энергосистеме (ОЭС) Сибири по причине неправильных действий персонала (рис. 2.1). На одной из подстанций 500 кВ проводилась работа на панели ОАПВ ЛЭП – 500 кВ. При сверлении отверстий на панели от сотрясения панели сработало одно из выходных промежуточных реле . Оперативный ток с панели не был снят, поэтому произошло отключение одной фазы.

Возникший неполнофазный режим был ликвидирован отключением линии 500 кВ защитой от замыканий на землю . Это отключение привело к перегрузке параллельных ЛЭП-110 кВ . СУ нарушилась, возник АР, который был ликвидирован автоматическим отключением части гидрогенераторов на Братской ГЭС .

Однако из-за отключения ЛЭП-500 кВ с одной стороны повысилось напряжение до 575 кВ. Автоматика от повышения напряжения отключила другую ЛЭП-500 кВ . В результате перегрузились другие параллельные связи 110 кВ . СУ нарушилась уже по другому сечению. АР ликвидирован не был. Произошло деление ОЭС с отключением большого числа потребителей .

Рис. 2.1. Иллюстрация системной аварии в ОЭС Сибири

2. Пример системной аварии в ОЭС Востока (рис. 2.2).

Рис. 2.2. Иллюстрация системной аварии в ОЭС Востока.

При выводе в ремонт автотрансформатора на Приморской ГРЭС (Дальэнерго) недоотключилась фаза «в» из-за дефекта выключателя . Сработала защита нулевой последовательности, отключился энергоблок (180 МВт). Частота в ОЭС Востока снизилась до 49,5 Гц . Регулирующая частоту Зейская ГЭС увеличила нагрузку с 560 до 708 МВт . Переток в Дальэнерго возрос до 350 МВт (по ВЛ 220 кВ) . Нарушилась СУ по ВЛ 220 кВ «Приморская ГРЭС – Хехцир». Сработала автоматика ликвидации асинхронных режимов (АЛАР), произошло отделение Дальэнерго от ОЭС Востока с дефицитом мощности 350 МВт . При этом снизилась частота до 48,1 Гц и сработала автоматическая частотная разгрузка (АЧР) в Дальэнерго на 336 МВт, в Хабаровскэнерго на 40 МВт (т.е. произошла потеря нагрузки) .

На рис. 2.3 приведена обобщенная структурная схема развития аварий и противоаварийного управления в ЭЭС.

На схеме показаны некоторые причины нарушения нормального режима, этапы развития аварийных процессов и противоаварийное управление на каждом этапе.

Естественно, на данной схеме показаны не все возможные причины нарушений и соответственно не все стратегии управления.

Перечислим дополнительно ещё ряд причин нарушений режимов и их последствий: потеря генерирующей мощности, что приводит к снижению частоты; аварийное отключение узлов нагрузки, что приводит к повышению частоты; отключение линий, в том числе и в результате действия РЗ, что приводит к перегрузке параллельных связей и возможному нарушению СУ.

Следует отметить, что нарушение СУ может произойти и без предварительной перегрузки связей, например в результате самораскачивания.

На рис. 2.3 отмечен отделившийся район с дефицитом активной мощности. Надо иметь в виду, что в результате действия АЛАР может появиться район с избытком активной мощности, в котором требуется решать проблему опасного повышения частоты.

Рис. 2.3. Схема развития аварий и противоаварийного управления в ЭЭС

Отделение района и переход его на несинхронную работу может произойти и без предварительного АР в результате отключения всех линий, связывающих его с ЭЭС.

Необходимо помнить также о событиях, приводящих к дефициту или избытку реактивной мощности, которые могут быть причинами опасных повышения или снижения напряжения.

Предотвращение, локализация и ликвидация аварий в ЭЭС осуществляется с помощью систем ПАОУ и ПААУ.

ПАОУ реализуется согласованными действиями диспетчерского персонала разных ступеней территориальной иерархии управления: диспетчера предприятия электросетей (ПЭС) или дежурного инженера электростанции, диспетчера региональной энергосистемы, диспетчера объединенного диспетчерского управления (ОДУ), диспетчера центрального диспетчерского управления (ЦДУ). Следует отметить, что вследствие быстрого протекания аварийных процессов оперативный персонал подключается к управлению аварийными режимами лишь в редких случаях, но в ликвидации аварий принимает участие всегда.