Стартовая >> Архив >> Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости

Причины нарушения устойчивости энергосистем - 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

Причинами нарушения устойчивости энергосистем в условиях эксплуатации являются либо несоответствие режима и области устойчивости, либо несоответствие возникшего и расчетного возмущений. Для того чтобы рационально построить управление, обеспечивающее устойчивость энергосистем, необходимо знать причины имевших место нарушений устойчивости и наиболее характерные (виды возмущений, которые могут вызвать нарушения устойчивости.

Таблица 1-1
Распределение нарушений синхронизма по причинам и типовым структурам энергосистем


Основная причина нарушения синхронизма

Количество нарушений для структурных групп за период

1956—1970 гг**.

1971—1972 гг.**

I

II—Ш

IV

V—IX

I

II—III

IV

V—IX

Медленное превышение предела статической устойчивости в исходном режиме

7

2

30

2

2

5

9

Превышение предела статической устойчивости в послеаварийном режиме

4

8

4

1

6

26

17

12

Нарушение синхронной динамической устойчивости

2

1

4

3

1

Возникновение избытка мощности в передающей системе

3

 

2

1

2

4

Возникновение дефицита мощности в приемной системе

4

5

3

7

2

3

Асинхронный ход по соседней передаче

—-

9

3

Потеря возбуждения* генераторов

13

1

1

Прочие причины

3

4

3

6

Всего

29

15

44

16

19

42

31

29

* Учитывались только случаи потери возбуждения, приведшие к нарушению устойчивости электростанции в целом или энергосистемы.
** Включительно.

Анализ повреждаемости электрического оборудования энергосистем и статистические данные по нарушениям устойчивости содержатся в ряде работ [15, 111]. Обобщение полученных ранее результатов позволило в ряде случаев уточнить и обосновать требования к устойчивости энергосистем. В энергосистемах, как правило, не ведется учет нарушений устойчивости и причин этих нарушений. Поэтому во ВНИИЭ было проведено соответствующее исследование и собраны, хотя и не исчерпывающие, но вполне представительные данные по 66 энергосистемам за несколько лет (в основном 1956— 1962 гг.) [111], а также выборочные данные с 1.963 по 1970 гг. Более детальный, хотя также не исчерпывающий анализ нарушений устойчивости, был проведен за период 1971 —1972 гг.
Всего было проанализировано 104 случая нарушения синхронизма за период 1956—1970 гг. и 120 случаев нарушения устойчивости за период 1971 —1972 гг. Следует отметить, что эти данные не учитывают тех нередких случаев сохранения результирующей устойчивости в системах с преобладанием турбогенераторов, когда ресинхронизация происходит через один-два асинхронных проворота.
Все обследованные случаи нарушения устойчивости сведены в табл. 1-1 и отнесены к трем основным типовым структурам для простых энергосистем (I, II и IV) и к энергосистемам сложной структуры. Случаи нарушений устойчивости в энергосистемах типа III отнесены к энергосистемам типа II, поскольку причины нарушения устойчивости для этих энергосистем большей частью общие, а случаев нарушения устойчивости в энергосистемах типовой структуры III сравнительно мало.
Приведенные в таблице данные показывают, что для энергосистем различной структуры характерны разные причины нарушений синхронизма. Для энергосистем I, II и III типовой структур это, в основном, превышение предела статической устойчивости при отключении одной из параллельных линий или понижении напряжения на ОДНОМ ИЗ КОНЦОВ линии при потере возбуждения или ошибочном его понижении. Для слабых связей и более сложных структур частыми причинами нарушений синхронизма являются превышения предела статической устойчивости вследствие медленных изменений или нерегулярных колебаний мощности, вследствие превышения предела статической устойчивости в послеаварийном режиме, а также из-за возникновения внезапных небалансов мощности, вызванных отключением линий, генераторов или нагрузки внутри соединяемых энергосистем. Нарушения синхронной динамической устойчивости слабых связей практически не имеют места. В энергосистемах сложной структуры наблюдаются случаи нарушения устойчивости, вызванные асинхронным ходом по соседним электропередачам.
Анализ данных табл. 1-1 показывает, что в последние годы наибольшее количество нарушений устойчивости приходится на дефицитные и сложные энергосистемы. Это является прямым следствием происходящего процесса объединения энергосистем на параллельную работу, создания крупных энергообъединений, в которых, с одной стороны, возрастает число энергорайонов и энергосистем, получающих значительную часть мощности из энергообъединений (дефицитные энергосистемы), и, с другой стороны, следствием того, что режимы и процессы, происходящие в энергосистемах сложного энергообъединения, как уже указывалось выше, взаимосвязаны и взаимообусловлены.
Характерной особенностью сложных энергообъединений является возможность развития цепочечных (каскадных) нарушений устойчивости. Возникнув в одном из районов энергообъединения, нарушение, если оно быстро не локализовано, может распространяться, охватывая новые энергосистемы и районы, вплоть до всего энергообъединения.

Таблица 1-2


Напряжение сети, кВ ...

110—154

220

330

500

Количество нарушений устойчивости*    

51

32

11

1

*При наличии асинхронного хода по нескольким параллельным связям разного напряжения нарушение относилось на сеть более высокого напряжения. 

Так, за период с 1966 по 1971 г. в наших энергосистемах ежегодно происходило в среднем около 15— 20 нарушений устойчивости такого характера, охватывавших группу энергосистем внутри одного энергообъединения или группу энергообъединений в целом. Например, из нарушений такого характера, имевших место в 1970—1971 гг., 19 нарушений охватывало группу энергосистем внутри одного энергообъединения и 10 нарушений — энергообъединение или группу энергообъединений в целом.
Распределение случаев нарушения устойчивости по уровням напряжения сети, в которой возникал асинхронный режим, показано в табл. 1-2. Проанализированы 95 нарушений за период 1970—1971 гг.
Как видно из этой таблицы, наибольшее число нарушений приходится на сеть 110—220 кВ, т. е. связи малой пропускной способности. Сравнительно небольшое число нарушений синхронизма в системообразующей сети 330—500 кВ определяется ее большей пропускной способностью и более высоким уровнем оснащения противоаварийной автоматикой.
В табл. 1-1 случаи нарушения синхронизма распределены, с одной стороны, по различным структурам энергосистем и, с другой стороны, по основной причине, приведшей к нарушению устойчивости. Определенный интерес представляет также анализ первичных причин, вызвавших возникновение и развитие аварийной ситуации, сопровождавшейся нарушением устойчивости. Так, например, первопричинами 97 случаев нарушения синхронизма за период 1971—1972 гг., приведенных в табл. 1-1, явились следующие:
отключение линий, автотрансформаторов, трансформаторов — 46 случаев, из них 38 вследствие отключения линий из-за к. з. при грозе, дожде, пожаре, сильном ветре, в результате наброса постороннего предмета, перекрытия изоляции на посторонний предмет, 3 из-за обрыва провода, 5 из-за отключения трансформаторов и автотрансформаторов в результате действия их защит (газовой и др.);                                      
отказ или неправильные действия релейной защиты и противоаварийной автоматики — 14 случаев, из них 7 из-за ложной работы релейной защиты, 3 из-за неселективной работы релейной защиты, 3 из-за отказа релейной защиты, 1 из-за ложной работы противоаварийной автоматики;
отключение или снижение мощности блока, котла, собственных нужд электростанции — 9 случаев, из них 3 на блоках, 4 на котлах, 1 на собственных нуждах;
повреждение или отказ оборудования — 16 случаев, из них 8 из-за повреждения (разрушения) опорных изоляторов, обрыва гирлянды изоляторов, 8 из-за повреждения выключателей;
неправильные действия оперативного и ремонтного персонала, персонала службы РЗиА — 4 случая, из них 2 из-за ошибочного заземления шин, находящихся под напряжением, 1 из-за ошибочного отключения трансформатора напряжения и 1 из-за неправильных действий персонала при неполнофазном отключении выключателя;
медленное превышение предела передаваемой мощности из-за нарастания нагрузки и опоздания в ограничении потребителей — 5 случаев;
потеря возбуждения — 2 случая;
прочие причины — 1 случай.
В ряде случаев после нарушения устойчивости развитие аварийной ситуации усугубляется рядом факторов. Так, в проанализированных нарушениях устойчивости за период 1970—1971 гг. в процессе развития этих нарушений имели место 16 случаев неправильных действий персонала и 22 случая неправильных действий или отказа релейной защиты, усугубивших распространение этого нарушения.
Нарушения устойчивости возникают чаще всего в начальный период эксплуатации новых линий, электростанций и подстанций, когда введены еще не все запроектированные элементы системы, не полностью введена релейная защита и особенно автоматика, происходит освоение нового оборудования и недостаточно обследованы все  возможные режимы. В последующие периоды после стабилизации схемы и режимов и ввода в действие основных быстродействующих релейных защит и противоаварийной автоматики количество нарушений устойчивости резко падает. Такое положение наблюдалось при вводе в действие Волжских, Братской и Красноярской ГЭС, первых линий 500 кВ в Центре и в Сибири, новых систем возбуждения генераторов и т. д. Нарушения синхронной динамической устойчивости возникают, как правило, при отключении к. з. резервными защитами с большими выдержками времени, а при работе основных быстродействующих защит устойчивость обычно сохраняется.
Рассмотрим вопрос о том, какова вероятность возникновения различных видов к. з. и вероятность повреждения линий. Статистические данные по повреждаемости
линий содержатся в ряде работ ([15] и др.). Эти данные в основном совпадают, и для сетей высшего напряжения (500, 330 кВ) в среднем получено около одного отключения на 100 км в год. Подавляющее большинство при этом (90—95%) составляют однофазные замыкания.
Существуют, однако, особенности, вследствие которых повреждаемость линий может в значительной степени отличаться от этих средних цифр. Например, в Таджикской энергосистеме вследствие «птичьих» аварий количество однофазных замыканий в -сети 110—220 кВ составляет примерно пять отключений на 100 км в год. В гололедных районах и районах с большой ветровой нагрузкой также повышается количество повреждений, причем за счет пляски проводов увеличивается доля междуфазных замыканий. Повреждаемость линий также существенно увеличивается в зонах уноса из дымовых труб химических, металлургических и некоторых других предприятий. В районах вечной мерзлоты и скальных грунтов (например, Колэнерго) процент междуфазных замыканий увеличивается вследствие большого сопротивления замыканий на землю. Все эти особенности следует учитывать при выборе расчетных аварий, при возникновении которых должна обеспечиваться устойчивость конкретных энергосистем.
Для примера можно привести следующие случаи. В качестве расчетного возмущения при анализе синхронной динамической устойчивости согласно [130] принимается в основном двухфазное к. з. на землю. Однако при выполнении расчетов устойчивости Колэнерго, проводившихся ВНИИЭ, учитывая большой процент междуфазных замыканий из-за большого сопротивления скальных грунтов при замыканиях на землю (большое число однофазных замыканий переходило в междуфазные), а также частые случаи по той же причине неоелективного отключения линий при однофазных к. з., в качестве расчетного возмущения принималось трехфазное к. з. Необходимость утяжеления расчетной аварии обусловливалась также частыми случаями одновременного отключения при грозе двух параллельных линий, выполненных на одной опоре.
Двухфазное к. з. на землю является, как правило, расчетным и для сетей 500 кВ. Однако в ОЭС Сибири в течение нескольких лет таких к. з. не наблюдалось. Учитывая этот факт, для обеспечения выдачи мощности Братской ГЭС (а впоследствии и Красноярской ГЭС) Главтехуправлением Минэнерго и Главвостокэнерго было принято решение обеспечивать синхронную динамическую устойчивость лишь при однофазных к. з. Опыт показал, что это решение было правильным и дало экономический эффект в несколько миллионов рублей.
Анализ нарушений устойчивости энергосистем показывает, что их значительная часть могла бы быть предотвращена за счет выполнения более эффективной системной автоматики или за счет более правильного ведения режима. И то и другое в наибольшей степени относится к энергосистемам сложной структуры. Для повышения в таких системах эффективности противоаварийной автоматики она должна быть самонастраивающейся, т. е. иметь черты кибернетических устройств.
Надежное ведение режима в энергосистеме сложной структуры при малых запасах устойчивости возможно лишь при использовании автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ). Анализ нескольких десятков системных аварий показал, что примерно треть их могла бы быть предотвращена с помощью АСДУ, дающей диспетчеру сигнал об отсутствии необходимого запаса устойчивости. Таким образом, анализ причин нарушения устойчивости показывает, что необходима кибернетизация управления режимом энергосистем, которая должна существенно повысить их надежность.



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