ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ АВАРИЙНОЙ РАЗГРУЗКИ В СССР И ЗА РУБЕЖОМ
10.1. Анализ опыта эксплуатации аварийной разгрузки в энергосистемах СССР
Развитие объединенных энергосистем, рост нагрузки крупных промышленных районов, увеличение генерирующей мощности энергосистем в основном за счет крупных электростанций приводят к постоянному росту числа несбалансированных по мощности энергорайонов, причем в большей степени растет число дефицитных по мощности районов. В последние годы около 80% районов в стране работают с дефицитом активной мощности.
Автоматическая частотная разгрузка широко применяется во всех энергосистемах страны. К устройствам АЧР в среднем подключается 50—60% нагрузки. Кроме того, ежегодно в сбалансированных и избыточных по мощности энергосистемах к устройствам АЧР подключается дополнительная нагрузка в объеме, равном примерно 50% ее суммарного прироста, а в дефицитных по мощности энергосистемах — подавляющая часть ее суммарного прироста.
В связи с развитием энергосистем и тенденцией к увеличению числа очередей АЧР количество устройств АЧР и ЧАПВ постоянно растет. На 1 января 1986 г. в энергосистемах страны было установлено около 16 000 устройств АЧР и 8000 устройств ЧАПВ. Число устройств АЧР в энергосистемах увеличивается в среднем на 10—15, а устройств ЧАПВ — на 15—20% в год, причем темпы роста были бы более высокими, если бы потребности энергосистем в аппаратуре полностью удовлетворялись.
В среднем ежегодно в энергосистемах страны имеет место примерно 150 случаев работы АЧР. Анализ большого объема данных по работе АЧР показал, что разгрузка вместе с комплексом других противоаварийных мероприятий (делительная автоматика по частоте на тепловых электростанциях, дополнительная разгрузка, частотный пуск гидрогенераторов, перевод гидрогенераторов из режима СК в активный режим ЧАПВ) обеспечила успешную ликвидацию подавляющего большинства (93—95%) аварийных возмущений с дефицитом активной мощности. Отдельные случаи развития нарушений, причиной которых была недостаточная эффективность разгрузки (5—7%), как правило, носят характер локальных аварий. Причины недостаточной эффективности разгрузки в этих случаях анализируются ниже.
Таблица 10.1. Характеристика нарушений, сопровождавшихся работой АЧР
* От общего числа случаев работы АЧР
В табл. 10.1 и 2.1 приведены данные по работе АЧР, характеризующие иерархический уровень, на котором работала АЧР, и вид нарушений (каждый случай отмечает факт срабатывания АЧР независимо от числа сработавших устройств и значения отключенной нагрузки). Простыми нарушениями условно назывались такие, которые явились следствием не более одного-двух событий (например, отключение генератора в изолированной энергосистеме, отключение единственной питающей район линии или отключение линии и последующее отключение из-за превышения предела передаваемой мощности другой линии и т. д,). Сложными нарушениями условно считались такие, которые явились следствием более двух событий. Такими событиями были короткие замыкания с отключением отдельных элементов (линий, трансформаторов, шин), отказы или повреждения выключателей (с последующим действием УРОВ), сбросы и набросы нагрузки электростанций или потребителей, неуправляемость блоков ТЭС и АЭС в аварийных условиях, нарушения работы собственных нужд электростанций, возникшие асинхронные режимы, неправильные срабатывания и отказы устройств релейной защиты и автоматики, ошибочные действия персонала и т. д.
Как видно из табл. 10-1, 2.1, число нарушений с глубоким снижением частоты, приводящим к срабатыванию АЧР и охватывающим ОЭС в целом, крайне незначительно (1,5%), а случаев работы АЧР в масштабах ЕЭС не было совсем. Это является следствием укрупнения энергообъединений и роста их
мощности, когда даже потеря крупных источников генерации, как правило, не приводит к снижению частоты до уставок АЧР. Основная часть нарушений нормального режима с работой АЧР приходится на долю отдельных районов или энергосистем (90%), число которых, как указывалось выше, в последние годы существенно возросло.
Как видно из табл. 10.1, большую часть (65%) нарушений с работой АЧР составляют простые нарушения, причем наиболее часто они вызваны отключением линий (28% — отключение единственной линии, связывающей район или энергосистему с энергообъединением, 16% — одновременное отключение двух линий или отключение одной с последующим отключением второй из-за нарушения устойчивости). Достаточно велика и доля сложных нарушений (35%), среди которых были нарушения, сопровождавшиеся цепочками от 3—5 до 15—20 событий. Эти события возникают в самых различных сочетаниях, причем' появление любого из них может существенным образом изменять характер развития нарушения. Высокая эффективность работы АЧР в этих условиях еще раз подтверждает, что ориентация принципов выполнения разгрузки на ликвидацию сложных каскадных нарушений, на вероятностный характер возникновения и развития аварийных ситуаций является правильной и обоснованной. В. тех случаях, когда эти требования не выполняются, как правило, ликвидация аварии затягивается или имеет место развитие аварии с тяжелыми последствиями. В качестве такого примера может служить описанный в § 2.1 случай нарушения нормальной работы в одной из энергосистем, где выполнение АЧР (в первую очередь ее объем) не удовлетворяло указанным выше требованиям.
Хотя значительная часть аварийных нарушений с работой АЧР является следствием ряда событий, представляет интерес классификация таких нарушений по их первопричинам. Они распределяются следующим образом: отключение линии при коротком замыкании (при ветре, грозе, пожаре, обрыве провода, троса, спуска к заградителю и т. д.) — 49,5%; отключение трансформаторов (автотрансформаторов) — 2%; повреждение оборудования (в основном выключателей) с последующим отключением шин (работа ДЗШ, УРОВ) — 15,5%; погашение или снижение мощности котла, отключение генератора, турбины — 11,5%; неселективная, ложная работа, отказ релейной защиты или противоаварийной автоматики — 8%; ошибочные действия персонала (отключения генераторов, линий и т. д.) — 10,5%; прочие причины — 3%. Таким образом, основная часть нарушений с работой АЧР является прямым следствием или начинается с отключения линий.
Характеризуя функционирование всех устройств АЧР и ЧАПВ (независимо от числа аварийных ситуаций), следует отметить высокую надежность их работы. Число случаев правильных действий устройств АЧР за последние годы находится на уровне 97,7—99,6, а ЧАПВ—99,8—99,9%. Число неправильных действий устройств АЧР не превышает 1,6, ЧАПВ — 0,1, число отказов АЧР — 0,9, ЧАПВ — 0,1%.
Средняя периодичность срабатывания одного устройства АЧР и ЧАПВ за рассматриваемый период колебалась без какой-либо последовательной тенденции к изменению соответственно от 0,28 до 2,14 и от 3,3 до 6,35 лет. Однако между энергосистемами различия в показателях работы устройств разгрузки весьма велики, что вполне естественно, поскольку вероятность возникновения аварийных дефицитов мощности помимо таких факторов, как уровни повреждаемости оборудования и линий, в сильной степени зависит от структуры энергосистем, наличия и пропускной способности внутрисистемных связей и т. д. Наибольшее число срабатываний устройств, как и наибольшее число нарушений с дефицитом мощности (табл. 10.1), падает на районы или энергосистемы, получающие значительную часть мощности из других энергосистем (энергообъединений) и имеющие связи малой пропускной способности, а также на изолированные энергосистемы. В некоторых районах и энергосистемах наблюдается повторяемость случаев работы разгрузки. Так, например, в течение одного года на долю семи энергосистем, суммарная установленная мощность которых составила примерно 2% общей, пришлось примерно 52% общего числа срабатываний устройств АЧР. Периодичность срабатывания устройств АЧР в этих энергосистемах составила 0,25—0,75 года. В то же время 44 энергосистемы имели периодичность срабатывания устройств АЧР 5 лет и более, в том числе 29 энергосистем — 10 лет и более, а в 11 совсем не было действий АЧР.
На рис. 2.4 показаны распределения нарушений с работой АЧР за 15 лет во временном разрезе — по часам суток, дням недели и месяцам года, а в § 2.1 дана характеристика этих распределений. На основании анализа данных рис. 2.4 может быть сделан вывод об относительно высокой вероятности нарушений, приводящих к работе АЧР, в различные периоды суток, недели, года (а не только в периоды соответствующих максимумов нагрузки). В этих условиях высокая эффективность АЧР говорит об обоснованности требования по обеспечению запасов в объемах АЧР по условиям режимов минимума нагрузки и требования успешной ликвидации многообразия возможных аварийных режимов.
На рис. 10.1 показано распределение нарушений, связанных с работой АЧР, по минимальным уровням частоты в процессе их ликвидации.
Рис. 10.1. Распределение случаев работы АЧР по минимальным уровням частоты в процессе работы разгрузки
Рис. 10.2. Кривая изменения частоты во времени при действии АЧР и автоматическом восстановлении нормального режима энергосистемы
Проанализировано примерно 50% случаев работы АЧР, приведенных в табл. 10.1, по которым имелись объективные данные об уровнях понижения частоты. Показателем эффективности работы разгрузки являются не только уровни частоты, но и длительность существования этих уровней, однако из-за отсутствия достаточно представительных достоверных данных по этому параметру они не приводятся.
Как видно из рис. 10.1, в большинстве случаев минимальные значения частоты при работе АЧР лежат в диапазоне 47—49 Гд (72% нарушений). Это является следствием того, что, с одной стороны, наиболее часты случаи возникновения немаксимальных расчетных дефицитов мощности и, с другой стороны, следствием эффективного действия быстродействующих очередей АЧР1, назначением которых является предотвращение глубокого снижения частоты. Снижение частоты до уровней 45—47 Гц (23% нарушений) в большинстве случаев происходит при возникновении больших дефицитов мощности (примерно 30—50%) и эффективном действии АЧР1 или в отдельных случаях из-за недостаточной эффективности разгрузки (в основном из-за недостаточного объема АЧР). Снижение частоты ниже 45 Гц (5% нарушений) является прямым следствием недостаточной эффективности быстродействующих очередей АЧР1 (также в основном из-за недостаточного объема АЧР1) и дополнительной нагрузки. Был отмечен и ряд случаев, когда после действия АЧР1 частота находилась на пониженных уровнях (47—48,5 Гц, а в отдельных случаях и ниже) длительное время (до нескольких минут), т. е. время большее, чем допускается [30, 54]. Это является в первую очередь следствием недостаточного объема и неправильного размещения АЧР2.
Значительная часть нарушений (33,5%), связанных с работой АЧР, сопровождалась асинхронными режимами (см. табл. 2.1).
В подавляющем большинстве случаев нарушения синхронизма имели место в сетях 110—220 кВ, где наиболее часто допускаются кратковременные асинхронные режимы для быстрого восстановления нормального функционирования энергосистемы. В ряде энергосистем и районов АЧР в соответствии с рекомендациями [30, 54] успешно используется как средства ресинхронизации. Вместе с тем можно отметить, что применение АЧР как средства ресинхронизации может быть еще более расширено, что дает возможность ускорить восстановление нормального режима энергосистем и сократить перерывы питания потребителей.
Средняя продолжительность ликвидации нарушения, сопровождавшегося работой АЧР, и восстановления нормального режима энергосистемы (района) составляет около 20 мин. В ряде энергосистем комплексное использование АЧР с другими устройствами (АПВУС, НАПВ, ЧАПВ, частотный пуск гидрогенераторов), применение для подъема частоты такого мероприятия, как автоматическое изменение уставок возврата устройства АЧРП после их срабатывания, позволили обеспечить полностью автоматическое восстановление нормального режима за 2—3 мин. В качестве примера на рис. 10.2 показана кривая изменения частоты в одной из энергосистем при возникновении значительного дефицита мощности в результате отключения межсистемных связей. Через 20 с в результате действия АЧР и мобилизации резервной мощности на гидроагрегатах, работавших в режиме синхронных компенсаторов, частота была восстановлена до нормального уровня. Далее успешно сработали устройства АПВ на межсистемных связях, после этого начали действовать устройства ЧАПВ. К 80-й секунде питание всех отключенных потребителей было восстановлено и автоматическая ликвидация нарушения закончена. При тяжелом развитии ряда нарушений, явившихся главным образом следствием неудовлетворительного выполнения АЧР, восстановление нормального режима занимало от получаса до нескольких часов.
Оценка ущербов при работе АЧР, выполненная выборочно в некоторых энергосистемах, показала, что их размер в ряде случаев превосходит минимально возможный. Это в первую очередь вызвано недостатком релейной аппаратуры и, как следствие, укрупнением очередей АЧР, приводящим к одновременному отключению как малоответственных, так и более ответственных нагрузок.
В подавляющем большинстве случаев при правильной настройке АЧР отключаемая нагрузка не превосходит возникшего дефицита мощности. Тем не менее на практике наблюдались отдельные случаи излишнего (сверх объема дефицита мощности) отключения нагрузки около 2—5% мощности района и, как следствие, подъема частоты выше исходной. Это имело место при возникновении больших (более 40—50%) дефицитов мощности из-за конечного времени отключения нагрузки при работе АЧР1 и отсутствии быстродействующей дополнительной разгрузки, на которую возлагаются основные функции ликвидации столь больших дефицитов мощности.
Как указывалось выше, определенное (хотя и незначительное) число нарушений с дефицитом мощности все же получает развитие. Это происходит в значительной степени из-за недостатков в выполнении аварийной разгрузки. Основные из них следующие:
- недостаточный объем и неправильное размещение разгрузки, а в отдельных случаях неправильный выбор уставок АЧР. Подобные дефекты в выполнении АЧР1 приводят к глубокому снижению частоты, а в выполнении ΑЧΡ2 — к длительному зависанию частоты на пониженных уровнях. Эти недостатки обусловлены неправильным выбором расчетных аварий, неучетом сложного характера аварийных ситуаций с повторяющимся или медленно нарастающим снижением частоты (в основном вследствие неуправляемости блочных тепловых электростанций в аварийных режимах и снижения их мощности), отсутствием запасов в объемах разгрузки по условиям режимов ночных провалов нагрузки, выходных и праздничных дней, несоответствием фактической подключенной к устройствам разгрузки мощности расчетной;
- отсутствие или дефекты в выполнении дополнительной разгрузки и делительной автоматики по частоте на тепловых электростанциях (см. § 3.2);
- обратное включение отключенной устройствами АЧР нагрузки персоналом вручную или автоматически устройствами АВР на те же генерирующие источники, приводящее к повторному снижению частоты, развитию нарушения;
- отказы устройств АЧР на подстанциях с оперативным переменным током;
- неправильный выбор уставок и размещение устройств ЧАПВ (особенно в условиях укрупнения очередей АЧР). Это приводит к преждевременному обратному включению потребителей устройствами ЧАПВ (когда условий для восстановления их питания еще нет), повторному снижению частоты и развитию аварийной ситуации.
Особо следует остановиться на вопросах функционирования частотной автоматики, включая АЧР, в условиях работы энергосистем с пониженной частотой в нормальном режиме. Такие режимы имели место в ЕЭС страны в начале 80-х годов [84, 65]. Пониженный уровень частоты был обусловлен недостаточностью резерва в ЕЭС как по мощности, так и по энергии, ограниченностью пропускной способности электропередач, препятствующей выдаче полной мощности электростанций, недостаточной маневренностью (управляемостью) оборудования электростанций и рядом других причин. В этих условиях балансирование режима и создание минимально необходимого резерва мощности производились за счет планового и оперативного ограничения потребителей.
Режимы работы с пониженной частотой в отдельные периоды применялись также с целью снижения потребляемой мощности и энергии в условиях наличия определенных резервов мощности, которые в периоды прохождения максимумов нагрузки недоиспользовались на остановленных неэкономичных агрегатах и на работающих агрегатах из-за снижения экономичности их режимов (являвшейся в тот период определяющим показателем работы электростанций). Как показали исследования [78], суточные колебания частоты в пределах ±1% практически не влияют на суммарное потребление энергии, но несколько сглаживают суточный график нагрузки энергосистемы — ее максимум уменьшается примерно на 1%. При длительной работе с частотой, пониженной на 1%, в результате адаптации потребителей к новым условиям питания (см. § 1.2) потребление электроэнергии также не отличается от нормального [78], т. е. подобные режимы не дают положительного эффекта с точки зрения экономии электроэнергии. Более того, при пониженной частоте снижается КПД турбин (особенно конденсационных), что приводит к росту удельных расходов топлива на производство электроэнергии, а при работе турбин с полностью открытыми регулирующими клапанами — и к снижению мощности агрегатов [79].
В условиях работы ЕЭС с пониженной частотой, с одной стороны, существенно возросла роль АЧР, поскольку в таких условиях надежность работы энергосистем снижается. Уровни частоты в нормальных режимах находились на границе аварийно допустимого значения (вблизи уставок АЧР), и значительная часть возмущений, приводивших даже к небольшому дефициту мощности, сопровождалась срабатыванием АЧР.
С другой стороны, при отсутствии регулировочного диапазона на электростанциях на АЧР были возложены несвойственные этой автоматике функции поддержания частоты в нормальном режиме. Эти функции выполнялись спецочередями АЧР с повышенной уставкой срабатывания по частоте, а в отдельных случаях и очередями ΑЧΡΙΙ. Значительное число случаев срабатывания АЧР имело место при прохождении максимумов нагрузки, если генерирующей мощности не хватало для покрытия нагрузки. Частая работа устройств АЧР, сопровождавшаяся отключением одних и тех же потребителей, вызывала у потребителей «ответную реакцию», выражавшуюся в самовольном (в нарушение действующих директивных материалов [54]) переводе значительной части нагрузки на линии, не подключенные к АЧР, применении АВР после работы АЧР и т. д., что еще более усугубляло трудности в прохождении максимумов нагрузки.
Возник ряд серьезных проблем с применением и эксплуатацией других устройств частотной автоматики. При пониженных уровнях частоты, находившихся вблизи уставок АЧР, во многих случаях оказались неработоспособными устройства ЧАПВ, поскольку уставки этих устройств превышали значение частоты в нормальном (предаварийном) режиме. Это приводило к существенному увеличению ущерба при работе АЧР.
Во избежание излишних срабатываний в нормальных режимах устройств частотного пуска гидрогенераторов возникла необходимость снижения их уставок (а иногда устройства выводились из работы), что приводило к излишнему отключению потребителей при возмущениях. Аналогичная ситуация сложилась с устройствами аварийного автоматического вывода из работы регуляторов «до себя» на энергоблоках, где в нормальных режимах эти регуляторы были включены в работу (для обеспечения устойчивых режимов котлов). Осуществлявшееся снижение уставки по частоте автоматики вывода РДС, обеспечивающей участие блоков в ликвидации аварийного снижения частоты (а в ряде случаев и ее вывод из работы), также приводило к излишнему отключению потребителей при действии АЧР. Существенно осложнилась эксплуатация устройств блокировки АЧР в паузах АПВ и АВР, выполненных по частотному принципу, из-за пониженных уровней частоты (ниже уставки возврата устройств блокировки). Эти устройства не возвращались в исходное состояние после их срабатывания и успешного АПВ линий или АВР. При уровнях частоты в нормальных режимах, близких к уставкам очередей АЧР, и единой уставке по частоте очередей АЧР2, применявшейся в тот период, значительно участились случаи неселективного срабатывания последних очередей АЧР2, к которым подключаются наиболее ответственные потребители. Это явилось одной из основных причин предписываемого в настоящее время директивными материалами [54] разбиения очередей АЧР2 на группы, отличающиеся уставками по частоте (с более низкими уставками по частоте последних по времени очередей АЧР2).
В настоящее время частота в нормальных режимах поддерживается на требуемом уровне, что достигнуто вводом дополнительных генерирующих мощностей и в значительной степени более полным использованием резервов генерирующей мощности в результате изменения политики экономического стимулирования работы электростанций, основным показателем, которых теперь является выполнение диспетчерского графика рабочей мощности электростанций.