Стартовая >> Архив >> Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости

Взаимное влияние электропередач в переходных процессах - Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости

Оглавление
Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости
Управление для обеспечения устойчивости
Причины нарушения устойчивости энергосистем
Последствия нарушений устойчивости
Требования к управлению режимами для обеспечения заданного уровня устойчивости
Влияние изменения схем и режимов работы на управление для обеспечения устойчивости
Принципы выбора противоаварийной автоматики
Вопросы эквивалентирования
Принципы управления для обеспечения устойчивости энергосистем
Управление для обеспечения устойчивости энергосистем простой структуры
Автоматика повышения синхронной динамической устойчивости
Определение управляющих воздействий, обеспечивающих максимальную область устойчивых режимов
Восстановление синхронной работы частей энергообъединения
Методика определения требований к противоаварийной автоматике
Обеспечение  устойчивости энергосистем простой структуры
Предотвращение нарушений статической устойчивости энергосистем с дефицитом мощности
Повышение синхронной динамической устойчивости энергосистем с дефицитом мощности
Обеспечение устойчивости энергосистем с дефицитом мощности после их отделения
Прекращение асинхронного режима и восстановление синхронной работы
Методика выбора противоаварийной автоматики для энергосистем с дефицитом мощности
Управление для обеспечения устойчивости энергосистем, соединенных слабыми связями
Особенности выбора противоаварийной автоматики слабых связей
Обеспечение устойчивости энергообъединений сложной структуры с помощью управления
Взаимное влияние электропередач в переходных процессах
Определение управляющих воздействий для расширения области устойчивых режимов в энергосистемах сложной структуры
Локализация и прекращение асинхронных режимов
Автоматизация решения задач устойчивости при управлении режимами энергообъединений
Структура и основные задачи АСДУ
Задачи АСДУ в обеспечении устойчивости энергосистем
Задачи обеспечения устойчивости энергосистем на уровне оперативного управления АСДУ
Оценка эффективности оперативного решения задач устойчивости с помощью АСДУ
Иерархия и эквивалентирование при оперативном решении задач устойчивости
Структурная схема АСДУ в части решения задач устойчивости
Расчет электромеханических переходных процессов с помощью ЭВМ
Список литературы

Взаимное влияние электропередач является наиболее существенным фактором, обусловливающим особенности обеспечения динамической устойчивости в энергообъединениях сложной структуры. Взаимное влияние наиболее сильно проявляется, в основном, в тех частях энергообъединения, где имеются небольшие запасы статической устойчивости или же слабые связи, причем в таких случаях сильное влияние может оказать электрически удаленное возмущение. Например, имело место нарушение устойчивости электропередачи Кузбасс — Новосибирск при к. з. на электропередаче Братск — Иркутск.
Как и при расчетах статической устойчивости, в сложных схемах предельные значения параметров по условиям динамической устойчивости (допустимые времена отключения к. з., предельные передаваемые мощности) неоднозначны и зависят от загрузки смежных сечений, электростанций, их электрической удаленности от места возмущения, состава оборудования, характера перераспределения мощности между частями энергосистемы и т. д.
Область устойчивости энергосистемы
Рис. 5-12, Область устойчивости энергосистемы.
АБ — граница области динамической устойчивости при аварии в сечении Б: ВГ — граница области динамической устойчивости при аварии в сечении А; ДЕ — граница области статической устойчивости; ЖЗ — ограничение по располагаемой мощности станций к параметрам оборудования; ИК — граница области максимальных режимов; ЛМ — граница области планируемых режимов.

Для наиболее простой схемы на рис. 5-2,а может быть целесообразным определение зависимости предельных по условиям динамической устойчивости значений передаваемой мощности от загрузки смежного сечения, удаленности места возмущения от шин передающей станции, исходного режима (загрузки передающих электростанций) и т. д. Такие зависимости пределов передаваемой от какой-либо станции мощности определяются путем последовательного изменения исследуемого параметра и выполнения для каждого его значения серий расчетов динамической устойчивости до достижения предельного значения мощности.

Для схемы на рис. 5-2,6 обычно производятся расчеты динамической устойчивости при повреждениях в передающей и промежуточных энергосистемах и на межсистемных электропередачах. Как и при расчетах статической устойчивости, загрузка одного из сечений может существенно сказаться на значении предела передаваемой мощности по другому сечению. Аналогично областям статической устойчивости энергосистемы при различных загрузках сечений, изображенным на рис. 5-4, могут быть построены для расчетного возмущения в определенных сечениях (А и Б, рис. 5-2,6) зависимости предельной по условиям динамической устойчивости мощности по одному из сечений при различной загрузке другого (рис. 5-12). В области режимов, заключенной между кривыми предельных по условиям динамической устойчивости значений мощности и осями координат (область /—//—///), динамическая устойчивость при расчетных возмущениях (расчетной тяжести, длительности и месте повреждения) не нарушается.
На полученную область аналогично тому, как это сделано на рис. 5-5, могут быть наложены другие ограничения: по статической устойчивости, по располагаемой мощности станции и по параметрам оборудования, что позволяет выявить область реально допустимых режимов. Область планируемых и максимальных режимов не должна выходить за пределы наименьших из полученных ограничений (как это имеет место на рис. 5-12), в противном случае границы допустимых режимов определяются этими ограничениями. При наличии нескольких промежуточных систем целесообразно выделить наиболее слабое с точки зрения динамической устойчивости сечение и определить предельные мощности по другим сечениям в функции загрузки этого сечения.
Для схем рис. 5-2,6, г (работа энергосистемы на два или более направлений) целесообразно построить аналогичные области допустимых по условиям динамической устойчивости перетоков по одному из направлений при различной загрузке других направлений.
Более сложными являются расчеты динамической устойчивости для кольцевой схемы рис. 5-2,д. В ряде случаев возникает необходимость в построении областей, аналогичных указанным выше, окончательное же решение об объеме расчетов может быть сделано на основании анализа конкретной схемы и возможных режимов энергосистемы.
Как указывалось выше, в энергосистемах сложной структуры существенным фактором, определяющим динамическую устойчивость, является взаимное влияние электропередач. Взаимное влияние электропередач в переходном процессе может проявляться в двух видах: отключение к. з. или нарушение устойчивости одной электропередачи, вызывающее наброс мощности на соседние электропередачи или возникновение относительного движения между частями энергообъединения вследствие появления небаланса мощности; раскачивание находящихся в синхронизме частей энергообъединения вследствие асинхронного режима по одной из электропередач.
Первая из этих двух причин подробно рассмотрена в ряде работ [157, 159]. Остановимся на одном из возможных проявлений этой причины — на влиянии режима приемной энергосистемы на режим работы электропередач сложной энергосистемы. В первый период эксплуатации электропередачи 400 кВ Куйбышев — Москва по блочной схеме имели место случаи, когда отключение одного из блоков вызывало нарушение устойчивости другого блока. Одной из причин развития таких аварийных ситуаций является резкое снижение частоты в приемной энергосистеме. Эти явления анализируются в [159].

Увеличение числа включенных генераторов передающей энергосистемы при одной и той же суммарной нагрузке, т. е. снижение их коэффициента загрузки, несколько повышает запас статической устойчивости, но ухудшает условия динамической устойчивости при снижении частоты в приемной энергосистеме. Как показали исследования, условия динамической устойчивости при таких авариях улучшаются при использовании на генераторах передающей энергосистемы АРВ сильного действия.
Как указывается в [157], если часть мощности генераторов потребляется местной энергосистемой, а другая ее часть передается в приемную энергосистему, то условия динамической устойчивости этих генераторов при возникновении дефицита мощности в приемной энергосистеме ухудшаются. Например, при работе электропередачи с тем же запасом устойчивости и при подключении местной энергосистемы, мощность и эквивалентная постоянная механической инерции которой близки к соответствующим значениям передающей энергосистемы, предельное по условиям динамической устойчивости значение дефицита мощности в приемной энергосистеме снижается примерно вдвое, т. е. с точки зрения таких аварийных ситуаций использование электропередачи как межсистемной связи повышает вероятность нарушения синхронизма.
На рис. 5-13 в качестве примера приведены осциллограммы переходных процессов, полученные на электродинамической модели ИЭМ, на которой была собрана схема гидростанции, работающей через линию электропередачи, близкую по параметрам к одноцепной электропередаче 400 кВ Куйбышев — Москва, на приемную энергосистему [157]. Электропередача была загружена на 500 МВт. Путем отключения части генераторов приемной энергосистемы в ней осуществлялось снижение частоты. Устойчивость электропередачи в первом случае (рис. 5-13,а) сохраняется, но режим близок к предельному, во втором случае (рис. 5-13,6) устойчивость нарушается.
Переходные процессы при аварийном снижении частоты в приемной энергосистеме
Рис. 5-13. Переходные процессы при аварийном снижении частоты в приемной энергосистеме.
С1 — сброс мощности 500 МВт; б — сброс мощности 550 МВт.

Вопросы взаимного влияния при асинхронном режиме одной из электропередач были исследованы в значительно меньшей степени, в связи с чем этот вопрос рассмотрим более подробно.
Анализ этого явления приобретает особенно важное значение благодаря широкому внедрению кратковременных асинхронных режимов для повышения устойчивости и надежности работы энергосистем.
Исследование этих сложных явлений можно выполнять на АВМ, ЭВМ или электродинамической модели, однако такие сложные и точные расчеты следует проводить только в сомнительных случаях (сложная, не поддающаяся упрощению схема энергосистемы и т. д.). Во многих практических случаях для исследования подобных явлений сложную систему можно представить в виде трех эквивалентных генераторов. В этих условиях возникает необходимость в простых инженерных критериях, позволяющих с запасом оценивать устойчивость системы при кратковременном асинхронном режиме по одной из электропередач.
Рассмотрим качественную картину явлений в трехмашинной энергосистеме (см. рис. 5-1) при асинхронном режиме одного из генераторов (ГУ) по отношению к двум другим (Г2 и ГЗ, работающим синхронно). Анализ процессов в такой сравнительно простой схеме, во- первых, позволяет изучить физические явления, и, во- вторых, получить упрощенные инженерные критерии для оценки влияния асинхронного режима генератора ГУ на устойчивость генераторов Г2 и ГЗ. Для упрощения анализа примем следующие допущения: сохраняется постоянство э. д. с. генераторов и мощностей турбин; нагрузки замещаются постоянными сопротивлениями; моменты вращения численно равны соответствующим мощностям; углы; демпфирующие факторы не учитываются. При этих условиях переходные процессы описываются системой дифференциальных уравнений (5-10). Нарушение устойчивости между генераторами Г2 и ГЗ при переходе в асинхронный режим генератора Г1 можно объяснить тремя причинами: уменьшением предела передаваемой мощности между синхронно работающими генераторами при наименее благоприятном угле генератора, идущего асинхронно (эта причина наиболее наглядно проявляется, когда генератор Г1 связан с остальными генераторами слабой связью и скольжение при асинхронном режиме незначительно); относительным движением генераторов Г2 и ГЗ (динамическим изменением режима генераторов 2 и 3) вследствие небаланса средней мощности при переходе Г1 в асинхронный режим (это явление можно, например, представить, если предположить, ЧТО Рц=0 и переход в асинхронный режим ГУ вызван отключением возбуждения); электромеханическим резонансом между частотой собственных колебаний генераторов Г2 и ГЗ и частотой колебаний, вызванных асинхронным режимом генератора Г1.
Рассмотрим эти причины более подробно и определим условия, при выполнении которых устойчивость между Г2 и ГЗ будет сохраняться, причем невыполнение этих условий не означает, что устойчивость обязательно нарушается, а лишь показывает на необходимость использований более точных методов исследований (расчетов с использованием ЭВМ или экспериментов на электродинамической модели или в энергосистеме).
Первый случай можно представить как нарушение статической устойчивости при превышении предела передаваемой мощности между генераторами 2 и 3 при асинхронном режиме генератора 1. Нарушению устойчивости между Г2 и ГЗ из-за уменьшения предела передаваемой мощности могут способствовать регуляторы скорости первичных двигателей в том случае, если при изменении частоты они вызывают увеличение передаваемой мощности между генераторами Г2 и ГЗ. Чем больше инерция этих генераторов, тем меньше на них влияют периодические изменения предельной мощности. Поэтому условия сохранения устойчивости генераторов Г2 и ГЗ, определенные без учета их инерционности, дают запас, который в ряде случаев весьма велик.

Исследованию явления электромеханического резонанса посвящен ряд работ. Одни из них выполнены для простейшей системы генератор — шины с применением линейной теории колебаний, что в ряде случаев дает большую погрешность. Разработке аналитических методов исследования этого явления с использованием теории нелинейных колебаний применительно к простым и сложным энергосистемам посвящены [100, 173].

Рис. 5-14. Зависимость амплитуды колебаний мощности электропередачи 500 кВ Волгоград—Москва от частоты гармонического возмущения.

В качестве иллюстрации возможных резонансных явлений на рис. 5-14 приведена экспериментальная частотная характеристика электропередачи 500 кВ Волгоград — Москва, заимствованная из [157]. Эта характеристика представляет собой зависимость колебаний мощности электропередачи при гармонических возмущениях напряжения амплитудой 2,5 В на управляющих обмотках регуляторов возбуждения генераторов секции 500 кВ гидростанции при нормальной схеме параллельной работы генераторов секций 500 и 220 кВ на электропередачу и местную энергосистему. На характеристике видны два резонансных пика — основной при резонансной частоте электропередачи около 0,5 Гц и второй — при частоте 0,95 Гц.
Исследования резонансных явлений для электропередач 400 (500) кВ Волгоград — Москва и Куйбышев — Москва, выполненные на электродинамической модели и аналоговых вычислительных машинах [157], показали следующее. Резонансная частота в зависимости от связи с местной и промежуточной энергосистемами, числа включенных генераторов и режима электропередачи может меняться в широких пределах, например для передачи Волгоград — Москва, она изменялась в пределах от 0,45 до 1,2 Гц. Существенное влияние на эти явления оказывает тип возбудителей и регуляторов возбуждения генераторов (рис. 5-15).

При работе генераторов без регуляторов возбуждения и с регулятором обычного (пропорционального) типа имеет место резко выраженный электромеханический резонанс. Сильное регулирование возбуждения (при правильной настройке) в значительной степени снижает резонансные явления и увеличивает частоту собственных колебаний.
Амплитудные частотные характеристики двухцепной электропередачи 400 кВ
0       0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 Гц
Рис. 5-15. Амплитудные частотные характеристики двухцепной электропередачи 400 кВ Куйбышев — Москва при различных типах возбудителей и регуляторов. (Работа на электропередачу 12 сильно загруженных генераторов — 6=67°, возмущение — периодическое изменение угла напряжения приемной системы с амплитудой 0,94°).

1 — при отсутствии автоматического регулирования возбуждения генераторов; 2     — при постоянной времени возбудителя те=3 с и пропорциональном регулировании; 3 — при ионных возбудителях с те=0,04 с и регуляторах возбуждения сильного действия по току; 4 — при То = 0,04 с и регуляторах возбуждения сильного действия (/), те=3 с и пропорциональном регулировании на пяти генераторах (2).



 
« Удаление сульфатных накипей фосфатной вываркой   Установка для исследования диаграмм направленности наклонных акустических преобразователей »
электрические сети