Содержание материала

  В энергосистемах с дефицитом мощности динамическая устойчивость нарушается, как правило, только вследствие тяжелых или затянувшихся к. з. Процесс нарушения синхронизма приемной энергосистемы может протекать различным образом в зависимости от точки и тяжести возмущения. Наибольшую опасность для генераторов приемной энергосистемы представляют к. з.
йа передающем конце линии электропередачи, поскольку при этом, с одной стороны, происходит сброс передаваемой по линии электрической мощности и с другой стороны в силу удаленности к. з. нагрузка приемной энергосистемы снижается незначительно (т. е. величина Р22(0) в исходном режиме примерно равна своему значению при к. з. Рг2(к.а)). В результате возникающего дефицита мощности угол между генераторами приемной энергосистемы и энергообъединения увеличивается и происходит нарушение синхронизма (торможение) генераторов и двигателей приемной энергосистемы (рис. 3-18,а). При к. з. в приемной энергосистеме или вблизи приемного конца электропередачи процесс может протекать по-разному: генераторы в приемной системе могут иногда оставаться в синхронизме (рис. 3-18,6) или даже ускоряться (рис. 3-18,в) вследствие того, что из-за снижения напряжения потребляемая нагрузкой мощность падает (Р22 уменьшается).

Рис. 3-18. Синхронная динамическая устойчивость генераторов приемной энергосистемы при к. з. в различных точках. а — к. з. на передающем конце линии (торможение генератора); б — к. з. на приемном конце линии при наличии нагрузки, зависящей от напряжения (устойчивость сохраняется); в — к. з. на приемном конце линии при наличии нагрузки, существенно зависящей от напряжения (ускорение генератора).
1 — характеристика электрической мощности генератора до и после к. з.; 2 — характеристика электрической мощности генератора при к. з.; Пуск — площадка ускорения;

Осциллограмма трехфазного к. з. в приемной энергосистеме
Рис. 3-19. Осциллограмма трехфазного к. з. в приемной энергосистеме.

При незначительной зависимости нагрузки от напряжения возможно и торможение генераторов. Таким образом, характер переходного процесса для генераторов при таких возмущениях в значительной степени определяется зависимостью мощности нагрузки приемной энергосистемы от напряжения. Для двигательной нагрузки к. з. в приемной энергосистеме или на приемном конце линии представляют наибольшую опасность и могут приводить к нарушению их синхронизма, в то время, как, например, генераторы этой энергосистемы могут оставаться в синхронизме.
Очевидно, что чем тяжелее и длительнее к. з., тем большую опасность оно может представлять с точки зрения устойчивости генераторов и двигателей приемной энергосистемы. На рис. 3-19 приведена осциллограмма глубокого торможения (до 47,8 Гц) генераторов приемной энергосистемы с их последующей ресинхронизацией при отключении к. з. на приемном конце резервными защитами через /к.з=1,52 с (мощность нагрузки приемной энергосистемы Рн=120 Мвт, генерируемая мощность Яг=90 МВт, переток в приемную энергосистему в исходном режиме Рпер=30 МВт, характер нагрузки — комплексный) .
Короткие замыкания могут также являться причиной выпадения из синхронизма синхронных компенсаторов С/С, которые часто устанавливаются в приемной энергосистеме (рис. 3-20). Синхронные компенсаторы не имеют первичного двигателя (Рт=0), и если собственная мощность СК Р22 достаточно велика (что обычно бывает в приемной энергосистеме за счет большой нагрузки) и при к. з. не уменьшается, СК может выпасть из синхронизма, причем из-за отсутствия первичного двигателя тормозится очень глубоко (наблюдались случаи торможения С К до 30—35 Гц) до тех пор, пока собственная мощность Р22, снижающаяся при уменьшении скорости СК (снижается э. д. с. Е2), не уравновесится асинхронной МОЩНОСТЬЮ Рас.
Торможение синхронного компенсатора на приемной подстанции
Рис. 3-20. Торможение синхронного компенсатора на приемной подстанции при к. з. на передающем конце линии.
1 — характеристика электрической мощности до и после к. з.; 2 — характеристика электрической мощности при к. з. Луск — площадка ускорения; Лторм — площадка торможения.

Наиболее эффективное средство обеспечения синхронной динамической устойчивости — быстрое отключение к. з., особенно тяжелых.
Обычно синхронная динамическая устойчивость в таких энергосистемах сохраняется, если время отключения К. 3. не превышает 0,2—0,3 с.
Однако в отдельных случаях, особенно если в составе нагрузки есть большое число сильно загруженных двигателей, требуются дополнительные мероприятия и при таких временах к. з. Так, например, в энергоузлах, питающих некоторые химические комбинаты (Лисичанский, Гродненский, Невинномысской) , имели место нарушения устойчивости вследствие того, что при к. з., отключаемых в течение 0,2—0,3 с, выпадали из синхронизма синхронные двигатели компрессорных уставок. Проведенный анализ показал, что это явление обусловлено, в основном, отсутствием на импортных двигателях полноценных устройств форсировки возбуждения.

Второй пример относится к асинхронной нагрузке, характеристики которой весьма неблагоприятны с точки зрения возможности возникновения лавины напряжения (рис. 3-3, кривая 4, рис. 3-6,6, кривая 5). Для энергосистемы с такой нагрузкой были проведены специальные исследования, позволившие разработать противоаварийную автоматику и определить область устойчивости режимов. Исследования выполнялись на АВМ по методике, изложенной в [57].

Рис. 3-21. Зависимости предельного по условиям устойчивости времени отключения к. з. от внешнего реактивного сопротивления узла нагрузки.
1 — трехфазное замыкание на двигателе 1; 2 — двухфазное замыкание на землю на двигателе 1; 3 — трехфазное замыкание на двигателе

Вначале исследования проводились для условий опытов, осциллограммы которых показаны на рис. 3-11,а, б. После того как было получено удовлетворительное совпадение результатов расчета с результатами эксперимента, были выполнены расчеты для нормальных и ремонтных схем и режимов, существующих в условиях эксплуатации. Эти исследования показали, что при к. з. вблизи точки подключения нагрузки нарушение устойчивости начинается с торможения асинхронных двигателей. Поэтому были разработаны мероприятия, обеспечивающие устойчивость нагрузки, в частности форсировка возбуждения на расположенных в этом узле синхронных компенсаторах по производной напряжения и отключение части нагрузки в зависимости от глубины и длительности понижения напряжения. Для определения доли отключаемой нагрузки и уставок автоматики по напряжению и времени на АВМ были выполнены расчеты, которые позволили построить зависимость предельного времени отключения к. з. от внешнего реактивного сопротивления (рис. 3-21) при различных значениях исходного напряжения. Семейства таких характеристик, построенные для различных значений нагрузки узла, позволили выбрать пять очередей разгрузки по напряжению с выдержками времени 0—4 с и напряжениями срабатывания, отключающие в зависимости от схемы системы от 20 до 40% мощности нагрузки для обеспечения устойчивости узла. Как показал опыт эксплуатации, эта автоматика неоднократно предотвращала нарушения устойчивости энергосистемы. Следует отметить, что в данном случае отключение части нагрузки автоматикой не нарушает технологического режима, если через несколько минут отключенные двигатели вновь подключаются к сети, как это обычно и происходит.
Такие условия, когда синхронная динамическая устойчивость энергосистемы нарушается вследствие торможения двигательной нагрузки при отключении к. з. быстродействующими релейными защитами, являются весьма редким явлением. Обычно наличие регулирования возбуждения и релейной форсировки на генераторах, компенсаторах и синхронных двигателях достаточно, чтобы в этих случаях устойчивость сохранялась.