Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости - Методика определения требований к противоаварийной автоматике

2-7. Методика определения требований к противоаварийной автоматике и ее режимных принципов
В гл. 1 был рассмотрен подход к выбору противоаварийной автоматики, который является основой для разработки более подробной методики определения предъявляемых к этой автоматике требований и ее режимных принципов. Здесь этот вопрос излагается применительно к энергосистемам I типа.
Выбор противоаварийной автоматики, как уже указывалось, является задачей и проектной и эксплуатационной. В первом случае требуется лишь правильно выбрать полный объем противоаварийной автоматики в условиях неточной и недостоверной информации о схемах и режимах энергосистемы (поскольку проектирование ведется на 3—5 лет вперед). Во -втором случае схема и ее режим известны со значительно большей точностью и достоверностью, но задача усложняется тем, что необходимо не только проверить (а часто и дополнить) выбор противоаварийной автоматики, но и определить ее уставки, условия их изменения и области устойчивых режимов (ограничения по устойчивости). При решении эксплуатационной задачи широко используется натурный эксперимент. При решении проектных задач натурный эксперимент используется в меньшей степени, но он необходим для возможно более полного определения характеристик существующей энергосистемы.
Всю работу по выбору противоаварийной автоматики (имея в виду лишь ее режимные принципы) можно разделить на девять этапов, в основном одинаковых для проектной и эксплуатационной задач, но имеющих особенности, которые указаны ниже.

1. Составление эквивалентных схем. Эти схемы составляются при полностью включенном основном оборудовании (нормальная схема) и для различных, реально возможных ремонтных режимов линий, генераторов, трансформаторов и выключателей. Из всего многообразия ремонтных схем отбираются лишь те, которые наиболее существенно могут изменить условия устойчивости и эффективность противоаварийной автоматики. Обычно одной нормальной схеме в энергосистемах простой структуры соответствуют две — четыре расчетные ремонтные схемы. Остальные ремонтные схемы, как правило, можно отдельно не рассматривать. При проектных расчетах число ремонтных схем обычно меньше. Однако в этом случае весьма важно рассмотреть пусковые схемы, хотя при проектировании их зачастую трудно определить. Время ввода и продолжительность существования нормальной схемы (или этапов ее развития) является одной из важнейших характеристик. Однако, как показывает опыт развития энергосистем, часто происходят сдвиги намеченных сроков на несколько лет. Поэтому целесообразно связывать также уровень развития сетевой части с вводом новых мощностей и уровнем энергопотребления. При эксплуатационных расчетах, проводимых обычно на полгода — год вперед, нормальная схема достаточно хорошо известна, а ремонтные схемы должны рассматриваться с учетом длительности и возможных календарных сроков ремонтов.
2. Определение расчетных режимов. Прежде всего определяются наиболее вероятные (планируемые) режимы и оценивается возможная длительность их существования. Затем определяются отклонения от этих режимов как в сторону увеличения передаваемой мощности, так и в сторону ее уменьшения и оценивается возможная длительность этих отклонений. При определении отклонений от планируемого режима при проектировании должны быть учтены, с одной стороны, возможное замедление темпов роста энергопотребления местной нагрузки по сравнению с плановой и, с другой стороны, задержка с запланированным вводом мощностей. В эксплуатации отклонения от планируемого режима возникают во время паводка, при ремонтах, на крутых участках графика нагрузки и т. п. Совместный анализ схем и режимов позволяет для каждой расчетной схемы определить расчетные режимы. Обычно каждой схеме соответствуют два-три режима. Один из них наиболее вероятный (планируемый) режим, второй, как правило, режим с максимальными перетоками мощности, третий режим (если он есть) может быть, например, режимом передачи мощности в ночные часы при работе генераторов с недовозбуждением и т. п. В проектной практике, как уже указывалось в § 1-7, для выбора противоаварийного управления, как правило, дополнительно рассматривается режим с расчетными перетоками мощности, определенными нормативным двадцатипроцентным запасом по условиям статической устойчивости [155а]. Все установившиеся режимы, принятые за расчетные, предварительно рассчитываются с целью определения возможности и условий их существования по уровням напряжения, перегрузке оборудования и т. п. Эти расчеты обычно не входят в объем работ по выбору противоаварийной автоматики, а предшествуют им.
3. Выбор расчетных средств. Для энергосистем простой структуры могут применяться различные средства. Для расчетов статической устойчивости удобно применять статические модели сети [3]. Расчеты переходных процессов (а также и статической устойчивости) целесообразно выполнять с помощью АВМ, сочетания АВМ со статической моделью сети или же с помощью ЦВМ (см. приложение). Широко используются в этих целях также физические модели [23]. Так как для выбора автоматики требуется большой объем расчетов, то при наличии нескольких средств расчета предпочтительным является АВМ или сочетание АВМ со статической моделью сети.
4. Проверка соответствия эквивалентной схемы структуре I типа. При решении эксплуатационных задач эта проверка наиболее надежно осуществляется путем анализа экспериментальных данных (испытания или наблюдавшиеся в эксплуатации асинхронные режимы). Если таких данных нет, то целесообразно провести специальные испытания. Эти же данные являются основой для выполнения расчетов при проектировании: первые расчеты выполняются для существующей схемы и, если совпадение опытом удовлетворительное, схема дополняется новыми элементами для проведения проектных расчетов. Эта новая схема -вначале (если есть сомнения, что она является простой структурой) может моделироваться как многомашинная, а затем на основании анализа этих расчетов (§ 2-6) определяются параметры эквивалентной схемы. Если в исследуемой энергосистеме возможны режимы, в которых мощность потребляется из энергообъединения, то для всех этих режимов целесообразно рассматривать эту энергосистему как структуру II типа.
5. Определение) запасов и пределов статической устойчивости. В энергосистеме простой структуры запасы устойчивости определяются в соответствии с [130]. При этом утяжеление режима для определения запаса обычно производится за счет увеличения мощности генераторов, а передаваемая мощность измеряется на передающем конце электропередачи. Ограничения по активной и реактивной мощностям при определении запаса не учитываются. В этих расчетах обычно принимается допущение о постоянстве некоторой э. д. с. генератора, определяемой в зависимости от его типа и типа регулятора возбуждения [22]. Нагрузки замещаются постоянными сопротивлениями, так как такое представление нагрузок в данном случае идет в запас. Определение предела передаваемой мощности требуется, в частности, для выбора противоаварийной автоматики, обеспечивающей динамическую устойчивость и статическую устойчивость послеаварийного режима. Часто не требуется знать значение запаса статической устойчивости, а достаточно того, что его значение больше нормативного. В этом случае оценку значения запаса можно производить по величине угла между э. д. с. генератора и эквивалентной э. д. с. приемной системы (этот угол должен быть не более 50°). В тех случаях, когда запас устойчивости оказывается близким к нормативному значению, может возникнуть необходимость более точного определения пределов устойчивости. При проектировании это достигается обычно за счет более детального учета характеристик нагрузки и регулирования возбуждения, а в эксплуатации— сопоставлением результатов расчета с экспериментальными данными.
6. Выбор расчетных аварий. В основном за расчетные аварии принимаются нормативные расчетные аварии [130], но в ряде случаев (особенно при эксплуатации) возникают дополнительные соображения, определяемые местными условиями. Этот вопрос рассмотрен в гл. 1, поэтому здесь укажем лишь некоторые особенности энергосистем I типа. При тяжелом и особенно при затянувшемся коротком замыкании вблизи передающего конца электропередачи следует считаться с отключением значительной части местной нагрузки, что существенно утяжеляет послеаварийный режим. Синхронную динамическую устойчивость электропередачи высшего напряжения следует, как правило, обеспечивать также при трехфазном коротком замыкании на шинах подстанции более низкого напряжения, питающей нагрузку. В тех случаях, когда по условию слива воды на ГЭС (или другим причинам) электропередача должна работать с минимальным запасом статической устойчивости (до 5—10%) [130], обеспечить синхронную динамическую устойчивость даже при однофазном коротком замыкании (в том числе и с помощью автоматики) можно не всегда, однако к этому следует стремиться. Целесообразно также стремиться обеспечить синхронную динамическую устойчивость при работе УРОВ.
7. Предварительный выбор средств автоматики. Если для всех расчетных схем и режимов обеспечиваются нормативные запасы устойчивости, то не требуется мероприятий для повышения статической устойчивости.

В противном случае целесообразно для повышения устойчивости предаварийных режимов рассмотреть сильное регулирование возбуждения генератора или сильное регулирование возбуждения компенсаторов в промежуточных точках электропередачи. В будущем к этим средствам, по-видимому, можно будет добавить и автоматическое управление источниками реактивной мощности [30, 71]. В послеаварийном режиме статическая устойчивость может быть повышена за счет трехфазного АПВ, БАПВ, ОАПВ, разгрузки генераторов, кратковременного повышения их напряжения или напряжения местной нагрузки (например, электролизной или печной). После выбора средств повышения статической устойчивости вновь определяются ее запасы. Для повышения синхронной динамической устойчивости наиболее эффективны ОАПВ и БАПВ, воздействие на возбуждение генераторов, аварийная разгрузка турбоагрегатов и отключение гидроагрегатов. В будущем к этим средствам видимо можно будет добавить электрическое торможение (в том числе и путем повышения напряжения на нагрузке). Для восстановления синхронизма целесообразно рассматривать НА-ПВ, АПВС, АПВУС и автоматическую ресинхронизацию. Автоматика прекращения асинхронного хода устанавливается практически всегда, даже в тех случаях, когда вероятность нарушения синхронизма невелика. Расчет статической устойчивости, предшествующий этому этапу работы, позволяет достаточно обоснованно наметить, какую автоматику и где следует устанавливать и на какие параметры режима она должна реагировать.
8. Определение сравнительной эффективности и выбор автоматики для обеспечения синхронной устойчивости. Прежде всего определяются пределы синхронной динамической устойчивости без противоаварийной автоматики, но при введенных в работу основных релейных защитах. Если расчетные режимы могут быть более тяжелыми, то определяются пределы при намеченной автоматике. Применение ОАПВ целесообразно практически на всех транзитных линиях основной системообразующей сети, поскольку большинство повреждений — однофазные, а ОАПВ в этом случае позволяет сохранять передачу мощности в аварийном режиме. При этом, чем меньше параллельных линий, тем больше эффективность от применения ОАПВ. При трех и более параллельных линиях высшего напряжения ОАПВ малоэффективно и обычно достаточно трехфазного АПВ. Если параллельно с одной или двумя линиями высшего напряжения расположено несколько цепей более низкого напряжения, то применение ОАПВ, как правило, эффективно лишь на линиях высшего напряжения.
Особенностью применения БАПВ является необходимость считаться с понижением предела синхронной динамической устойчивости при неуспешном БАПВ за счет того, что повторное возмущение в этом случае возникает во время переходного процесса после первого возмущения. Вследствие этого БАПВ часто приходится сочетать с отключением или аварийной разгрузкой генераторов, которые могут выполняться при неуспешном БАПВ или же при первом коротком замыкании. В последнем случае иногда предпочитают отказываться от применения БАПВ, считая, что уменьшение времени бестоковой паузы при БАПВ по сравнению с ТАПВ менее желательно, чем сокращение глубины и времени разгрузки турбин при успешном БАПВ [81]. На одноцепных транзитных линиях применение БАПВ при передаваемой мощности, меньшей определенного уровня, позволяет сохранить синхронизм. Если этот уровень превышен, то БАПВ сопровождается асинхронным ходом и возможность его применения определяется ударным воздействием токов [170].
Отключение гидрогенераторов (а тем более турбогенераторов) желательно выполнять с минимальной избыточностью. Для этого должно быть определено соответствие между режимом системы (передаваемой мощностью), тяжестью возмущения (величиной сброса нагрузки на генераторах) и числом отключаемых генераторов для обеспечения устойчивости. Это соответствие не является однозначным, так как на него влияют длительность короткого замыкания, его вид и место, число работающих генераторов, их загрузка, величина местной нагрузки, уровни напряжения в передающей и приемной системах, характеристики регуляторов возбуждения и т. п. Поэтому определяется требуемое количество отключаемых генераторов при наихудшем по условию устойчивости сочетании этих факторов и проверяется, не происходит ли излишнего отключения генераторов при наиболее легких условиях. Эти вопросы лишь в  минимальном объеме затрагиваются при проектировании и, в основном, решаются в эксплуатации. Однако объем телеинформаций должен быть обязательно определен в проекте.
Часто не удается обеспечить сохранение устойчивости при действии резервных защит или в (ремонтных схемах. В таких случаях на время вывода основных защит или на время ремонта в зависимости от местных условий и длительности ремонта снижают передаваемую мощность или ориентируются при тяжелых коротких замыканиях на обеспечение результирующей устойчивости. Чтобы уменьшить неопределенность в режиме при действии этой автоматики и увеличить ее эффективность, генераторы, подлежащие отключению, должны нести полную или достаточно большую нагрузку.
При аварийной разгрузке применяется тот же подход, что и при отключении генераторов. Особенность выбора этой автоматики состоит в том, что для повышения ее эффективности целесообразно, чтобы она воздействовала на все (или большинство) достаточно мощные агрегаты избыточного района. С другой стороны, по этой причине, а также из-за существенно разных скоростей движения сервомотора турбины в сторону открытия и закрытия клапанов возрастает опасность переторможения. Поэтому режимы, в которых действует эта автоматика, факторы, на которые она реагирует, и дозировка воздействия определяются с учетом этих обстоятельств. Кроме того, должен быть определен уровень мощности в послеаварийном режиме. Регулирование возбуждения при аварийном управлении мощностью турбины может иногда действовать в противоположном направлении, поэтому в ряде случаев целесообразно проводить расчет переходного процесса с учетом действия регулятора возбуждения, хотя несогласованность действий этих видов автоматики может быть полностью устранена только после натурных испытаний. Для определения наиболее эффективных управляющих воздействий в этом случае могут также применяться методы, изложенные в § 2-5. Моделирование управления первичным двигателем может быть выполнено достаточно полно или упрощенно [57] или же изменение момента турбины может быть задано во времени. Последний способ при выборе автоматики наиболее прост и удобен. Методика выбора коэффициентов регулирования АРВ изложена в большом числе работ [25, 99] и поэтому здесь не рассматривается.

1. Выбор автоматика обеспечения результирующей устойчивости и прекращения асинхронного хода. Выбор этой автоматики производится на основе расчетов асинхронных режимов, которые для энергосистем I типа, как правило, могут выполняться вручную (см. § 2-6). При выполнении этих расчетов на ЭВМ обязательно должны учитываться регуляторы скорости турбин [57, 136]. Расчет процесса ресинхронизации следует выполнять при варьировании начальных условий, так как они сильно влияют на условия втягивания в синхронизм. Окончательное суждение о целесообразности применения ресинхронизации или отказа от нее возможно лишь после проведения системных испытаний. Если во всех расчетных режимах после несинхронного АПВ или нарушения устойчивости обеспечивается самопроизвольная ресинхронизация, причем по условиям работы оборудования и потребителей асинхронный ход допустим, то устанавливается лишь автоматика прекращения асинхронного хода с временем, большим чем время ресинхронизации. Если же самопроизвольная ресинхронизация не обеспечивается, то можно либо отключать часть генераторов в передающей системе либо понижать их мощность. В обоих случаях автоматика должна действовать таким образом, чтобы обеспечить выполнение необходимых условий ресинхронизации и по возможности не допускать «проскакивания» или «срыва ресинхронизации». Если асинхронный ход недопустим, то устанавливается быстродействующая автоматика прекращения асинхронного хода, после работы которой в ряде случаев осуществляется АПВУС или АПВС. В случае использования АПВУС определяется наибольшая разность частот, при которой втягивание в синхронизм происходит без асинхронного хода. Для осуществления АПВС должны быть оценены длительность снижения возбуждения и время, в течение которого скорость агрегатов приближается к номинальной.

В заключение этого раздела следует еще раз подчеркнуть, что окончательное решение о вводе в действие противоаварийной автоматики, ее эффективности и уставках принимается на основании натурных испытаний. Такие испытания выполняются по методике, изложенной в [144].