ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЙ СЛОЖНОЙ СТРУКТУРЫ С ПОМОЩЬЮ УПРАВЛЕНИЯ
5-1. Постановка задачи
Энергосистемы сложной структуры в гл. 1 были разбиты на пять групп. Наименее сложной из них является V группа (трехмашинная схема, соответствующая работе электростанции на два направления), а наиболее сложная — IX — многоконтурная система. Переход от двухмашинной системы к трехмашинной вносит в характер электромеханических процессов качественно новые явления, которые заключаются в появлении влияния режима электропередачи между одной парой эквивалентных генераторов на режим электропередачи между другой парой. Поэтому анализ вопросов устойчивости энергосистем сложной структуры начинается с исследований трехмашинной схемы.
В первую очередь рассматриваются вопросы статической устойчивости. Основное внимание при этом уделено методам определения запаса устойчивости, устойчивости энергообъединения сложной структуры с несколькими слабыми связями и способам управления, обеспечивающим статически устойчивый режим*.
В следующем параграфе рассмотрено влияние динамических процессов, происходящих на одной электропередаче, на устойчивость других электропередач. При этом основное внимание уделено анализу причин этих явлений и определению практических критериев, при выполнении которых можно не учитывать подобное влияние.
Вопросы определения оптимальных управляющих воздействий в энергосистемах сложной структуры являются наименее разработанными, поэтому излагается лишь подход к этим задачам и некоторые наиболее простые решения.
Далее рассмотрены особенности асинхронных режимов в многомашинной схеме, изложены требования к автоматике, локализующей и ликвидирующей эти режимы, и ее режимные принципы.
Анализ электромеханических переходных процессов в энергосистемах сложной структуры практически невозможен без применения современных вычислительных средств. Методы и основные положения по применению АВМ и ЭВМ для определения устойчивости энергосистем и эффективности ее повышения с помощью противоаварийной автоматики рассмотрены в приложении. В последнем разделе настоящей главы на ряде конкретных примеров показаны особенности определения областей устойчивых режимов и выбора противоаварийной автоматики для энергосистем сложной структуры.
5-2. Определение и обеспечение статической устойчивости в энергосистемах сложной структуры
Теоретические основы определения статической устойчивости многомашинных электрических систем достаточно глубоко и всесторонне рассмотрены в ряде фундаментальных работ [22, 66, 113, 114]. Поэтому в этом параграфе настоящая проблема рассматривается в основном в направлении решения ряда практических задач.
Отличительной особенностью энергосистем сложной структуры является то, что при анализе их устойчивости в большинстве случаев приходится говорить не о пределе передаваемой мощности по одной линии, а о пределе по сечению, т. е. по группе линий, соединяющих две энергосистемы или их части.
Рис. 5-1. Схема трехмашинной системы.
Второй отличительной особенностью энергосистем этой структуры является неоднозначность предельных значений параметров. Для сложных энергосистем существует целый набор (таблица) предельных параметров в зависимости от состава оборудования, генерации и потребления мощности различными источниками, их электрической удаленности от исследуемого сечения, перетоков по соседним электропередачам и т. д.
Проиллюстрируем это положение на примере трех энергосистем, связанных линиями электропередач без промежуточных отборов мощности (рис. 5-1). Покажем, что значения перетоков мощности по соседним связям влияют на значения предела передаваемой мощности по линии (сечению). Пренебрегая для простоты активными сопротивлениями линий и относя нагрузки к источникам питания, можем записать следующие выражения для электрической мощности эквивалентных генераторов в установившемся режиме:
(5-1)
Предельное значение передаваемой от генератора 1 мощности определяется из (5-1) при d12=d13=90°, т. е.
(5-2)
В том случае, если угол d12 между генераторами 1 и 2 отличен от 90° и постоянен, что определяется перетоком мощности из системы (или в систему) 2, то предельное значение мощности, передаваемой от генератора 1 по линиям Л1, будет отлично от рассчитанного по (5-1) и составит:
(5-3)
Соответственно при разных 612 различным будет и предельное значение Р\. Аналогично при угле d13, отличном от 90°, что также определяется перетоком мощности в систему (или из системы) 3, предел передаваемой мощности от генератора 1 будет равен:
(5-4)
Таким образом, при различных взаимных углах между генераторами сложной энергосистемы, которые определяются значениями и направлениями перетоков мощности по связям между ними, пределы передаваемой мощности по линиям (сечениям) в разных режимах отличны друг от друга. Одним из важных моментов, определяющих значение предела устойчивости, является способ перераспределения мощностей при переходе от одного режима работы энергосистемы к другому. (Перераспределение может выполняться путем изменения мощностей или углов различных групп электростанций или нагрузки в какой-либо части энергосистемы.)
Рассмотрим характерные структуры с точки зрения методов перераспределения мощности (рис. 5-2).
Передача мощности от группы станций в приемную энергосистему в одном направлении (рис. 5-2,а).
В этом случае выделяется по одной или по несколько электростанций по обеим сторонам исследуемого сечения и осуществляется загрузка станций в избыточной части и разгрузка станций в приемной части. При этом, если перераспределение мощностей осуществляется между станциями, расположенными электрически наиболее близко к исследуемому сечению (за наименьшим реактивным сопротивлением), результаты определения пределов передаваемой мощности будут наиболее оптимистичными.
Рис, 5-2. Возможные схемы сложных энергосистем.
Рис. 5-3. Зависимости предела передаваемой мощности по сечению А от загрузки электростанции 2.
Если возможны режимы с передачей мощности в том же направлении, но в более удаленные части системы, то при определении пределов должно рассматриваться и является определяющим перераспределение мощностей между ними. Электростанции в промежуточных точках электропередачи обычно при расчетах регулируются на выдачу постоянной мощности.
Поскольку значение предельной мощности по одному из сечений зависит от перетоков по смежным сечениям, обычно определяется такая зависимость при наиболее тяжелом способе перераспределения. В качестве примера на рис. 5-3 для схемы на рис. 5-2,а, приведена зависимость предела передаваемой мощности по сечению А от выдачи мощности электростанцией 2 (или 3) при перераспределении мощности между электростанциями 1 и 4.
На значение пределов передаваемой мощности в той или иной мере (в зависимости от электрической близости) оказывают влияние количество и параметры трансформаторов, генераторов, наличие отборов мощности или подпорных точек вдоль линии электропередачи. Эти факторы в ряде случаев необходимо учитывать при расчетах статической устойчивости. Существенное влияние на пределы передаваемой мощности по сечению может оказывать исходный режим электропередачи (разная загрузка линий, сечений, разные э. д. с. генераторов и т. д.).
Передача мощности из одной энергосистемы в другую через промежуточные энергосистемы (цепочечная схема, рис. 5-2,6).
Если мощность передается транзитом из энергосистемы 1 в энергосистему 4, то для определения пропускной
способности сечения А следует производить перераспределение мощности от передающей энергосистемы на наиболее удаленную приемную энергосистему. При этом предельные значения мощности по сечению А будут минимальными. В разных режимах работы энергосистем предельная мощность по сечению А зависит от загрузки промежуточных сечений. Например, при нулевой загрузке сечения Б предел передаваемой мощности по сечению А целиком определяется перераспределением передающая система — промежуточная система. На рис. 5-4 в качестве примера приведена зависимость предельной мощности одной из электропередач 500 кВ ОЭС Сибири от загрузки другой электропередачи. Примером цепочечных схем с двумя исследуемыми сечениями могут служить передачи Урал — Поволжье — Центр, Иркутск — Красноярск — Кузбасс.
Рис. 5-4. Зависимость предельной мощности электропередачи 500 кВ Красноярск — Братск от загрузки электропередачи 500 кВ Братск — Иркутск.
1 — 14 генераторов на Братской ГЭС; 2—12 генераторов на Братской ГЭС.
Возможны схемы энергосистем, в которых возникает необходимость рассмотрения большего числа сечений. В качестве примера такой схемы можно привести цепочечную схему энергообъединения Сибири на современном этапе (Иркутск — Братск — Красноярск— Кузбасс — Барнаул — Новосибирск — Омск).
В общем случае приходится строить многомерную область (таблицу) пределов передаваемой мощности по сечениям в зависимости от перетоков по другим сечениям и способов перераспределения мощности между энергосистемами. На практике эта задача сводится к построению отдельных зависимостей пропускной способности на одном участке от возможной предельной загрузки соседних. При наличии большого числа сечений целесообразно определить сечение, пропускная способность которого наименьшая. Предельные передаваемые мощности других сечений в таком случае следует определить в функции перетока по этому сечению.
Все сказанное выше для схемы на рис. 5-2,а о влиянии исходного режима на величину пределов по сечению в полной мере относится и к энергосистемам данной структуры.
Передача или прием мощности энергосистемой (или группой станций) по двум или более направлениям (рис. 5-2,в, г).
В этом случае возможно утяжеление режима по всем направлениям одновременно или по некоторым (одному) из них. Как правило, при выделении одного из направлений предельные величины получаются выше, чем при перераспределении мощностей по всем направлениям одновременно, причем эта разница тем существеннее, чем больше различие в пределах статической устойчивости по разным направлениям.
Рис. 5-5. Область устойчивой работы энергосистемы при ее работе на два направления.
Реально могут возникать аварийные ситуации, приводящие как к одновременной загрузке всех направлений (при возникновении избытка мощности в случае передающей энергосистемы и дефицита мощности в случае приемной), так и к увеличению перетоков в каком-либо одном из направлений (возникновение дефицита в одной из приемных систем для схемы рис. 5-2,6 и избытка мощности в одной из передающих систем для схемы рис. 5-2,г). Это зачастую требует определения предельных величин для различных вариантов протекания аварии.
Существенным является тот факт, что при выдаче или приеме мощности одной энергосистемой (группой станций) по нескольким направлениям предельная по какому-либо направлению мощность является функцией загрузки остальных направлений. Обычно для определения этих зависимостей рассчитываются области статической устойчивости в координатах перетоков мощности в двух направлениях. В качестве примера на рис. 5-5 приведена такая область. Кривая АБ представляет собой зависимость предельной мощности по передаче 1—2 при различной загрузке передачи 1—3, а кривая ВГ, наоборот,— зависимость предельной мощности по передаче 1—3 при различной загрузке передачи 1—2. Наложение этих двух кривых позволяет определить область I—II—III, ограничивающую предельные по обоим направлениям перетоки, передача которых не приводит к нарушению статической устойчивости системы. На эту область можно также нанести ограничения, которые могут иметь место по условиям рабочих мощностей одной и другой частей системы или технических характеристик оборудования энергосистем (линия ДЕ).
Расчетная область режимов работы исследуемых сечений сложной энергосистемы ограничена линиями ЖЗ и И К — соответственно максимальных и планируемых перетоков мощности. При расположении областей, показанном на рис. 5-5, когда планируемые и максимальные перетоки меньше допустимых передаваемых мощностей, они могут быть допущены в эксплуатации. В том случае, если область максимальных или планируемых перетоков оказывается больше области допустимых передаваемых мощностей, например, при зависимости ВТ предельной мощности по сечению 1—3 (рис. 5-2,в), в условиях эксплуатации могут быть допущены только режимы в области, не выходящей за пределы ограничений. Такие области планируемых и максимальных перетоков могут быть построены и для других структур сложной энергосистемы, рассматриваемых в данном параграфе, и настоящее положение в равной мере относится и к ним.
В случае, если число направлений выдачи или приема мощности более двух, возникает необходимость построения многомерных областей устойчивости. Однако обычно на практике выделяют два наиболее загруженных направления передачи мощности и, упрощая решение задачи, сводят ее к построению аналогичной области для этих двух направлений, учитывая остальные в виде постоянных отборов или приемов мощности.
4. Кольцевая энергосистема (рис. 5-2,д).
В этом случае возникают наибольшие трудности в выборе метода перераспределения мощностей и обычно приходится рассматривать различные варианты утяжеления режимов, руководствуясь возможными режимами работы энергосистем. Например, при направлениях перетоков, указанных на рис. 5-2,д, для определения пропускной способности сечений А и Б наиболее правильно перераспределять мощность от системы 1 на системы 2 и 3 и определять суммарный предел передаваемой мощности по этим двум сечениям. Для определения предельных значений перетоков в систему с дефицитом мощности «3 возможно одновременное их увеличение по сечениям А и В путем увеличения нагрузки системы 3 или загрузки генераторов систем 1 и 2. При других направлениях перетоков, отличных от приведенных на схеме рис. 5-2,д, возможны другие варианты определения пределов.
При определении значений пределов передаваемой мощности по какому-либо сечению следует учитывать их зависимость от загрузки других сечений, что во многих случаях приводит, как и в ранее рассмотренных схемах, к необходимости построения зависимостей предельных значений по одним сечениям от перетоков по другим сечениям.
В оперативно-эксплуатационных расчетах устойчивости определение пропускной способности связей, как правило, производится с учетом имеющихся резервов мощности; в частности, утяжеление режима может производиться путем перераспределения этих резервов. При расчетах устойчивости на перспективу или при выборе противоаварийной автоматики резервы мощности, учитывая ориентировочный характер данных и возможность изменения режима, как правило, во внимание не принимаются.
Одной из наиболее важных задач при анализе сложных энергосистем является определение запаса статической устойчивости при заданном режиме электрической системы (или проверка того, что этот запас больше нормативной величины). В настоящее время нет общепринятых методов определения запаса статической устойчивости, которые позволили бы однозначно решить эту задачу, так как понятие запаса статической устойчивости [130] не регламентирует способа утяжеления режима и места измерения мощности (при определении запаса по мощности) или напряжения (при определений запаса по напряжению). При определении запасов устойчивости для конкретных энергосистем обычно намечают сечение схемы, в котором измеряют мощность для определения предела и запаса устойчивости, как указывалось выше, и затем перераспределяют мощности генераторов или нагрузки по обе стороны от этого сечения до тех пор, пока сохраняется статическая устойчивость [144]. При этом пределы и запасы устойчивости могут быть существенно различными в зависимости от того, какое выбрано сечение, каково долевое участие разных генераторов в изменении мощности и какова их электрическая удаленность от исследуемого сечения. Вследствие этого запасы устойчивости одинаковых схем и режимов, определенные в разных организациях, часто получаются значительно отличающимися друг от друга.
Приведем характерный пример использования различных способов определения запаса статической устойчивости. При вводе в эксплуатацию электропередачи 500 кВ Братск — Красноярск в ОДУ Сибири обсуждался вопрос о максимальной передаваемой мощности. Выполненные различными организациями расчеты дали следующие пределы, МВт:
Энергосетьпроект 600
ВНИИЭ 1100
НИИПТ 1600
Такое различие было обусловлено тем, что значения пределов передаваемой мощности были определены при различных условиях (различными способами перераспределения мощностей). В первом случае мощность электростанций Красноярскэнерго не изменялась, а уменьшалась мощность генераторов в Кузбассе. Во втором случае мощность электростанций Красноярска уменьшалась до технического минимума, а далее понижалась мощность электростанций в Кузбассе. В последнем случае понижалась мощность генераторов только в Красноярске.
Для сложных структур меньшую неоднозначность предела можно получить, используя определение запаса устойчивости по напряжению [130]. Однако и в этом случае имеет место некоторая неоднозначность, поскольку возможны различные способы понижения напряжения в узловой точке. С помощью некоторого изменения в определении запаса по напряжению эту неоднозначность можно исключить. В [130] дано следующее определение запаса статической устойчивости электрической системы по напряжению:
(5-5)
где иш — длительно поддерживаемое напряжение в узловой точке энергосистемы; икр — критическое напряжение (в той же точке), при котором нарушается статическая устойчивость энергосистемы.
Режим работы системы при пониженных э. д. с. отличается от режима при нормальных э. д. с. не только уровнем напряжения, но и углами между э. д. с., реактивными мощностями генераторов, балансом активных мощностей и частотой. Это обстоятельство обусловливает необходимость наложения таких условий на расчет режима при пониженных э. д. с., чтобы расчет возможно ближе совпадал с процессами, которые происходят в системе, если на всех генераторах понижать э. д. с.
Понижение э. д. с. приводит к понижению напряжения на нагрузках, и в соответствии с их статическими характеристиками изменяются потребляемые активная и реактивная мощности. В тех случаях, когда понижение мощности нагрузок происходит в меньшей степени, чем это необходимо для сохранения постоянными углов между э. д. с., эти углы увеличиваются. Это приводит к некоторому увеличению потерь активной и реактивной мощности в сети. Если активная мощность потребителей уменьшается на большую величину, чем увеличиваются потери, то частота повышается, а мощность генераторов понижается за счет действия регуляторов скорости турбин. Оценим это изменение частоты. Поскольку возможность для понижения мощности есть у всех турбин, то можно считать, что их результирующий статизм примерно равен 5%. С учетом действия регуляторов скорости турбин снижение э. д. с. на 10% приведет к повышению частоты в системе не более чем на 0,2— 0,3 Гц.
Хотя изложенный способ определения запаса статической устойчивости по значениям э. д. с. имеет преимущество в однозначности ответа перед способом определения этого запаса по значению передаваемой мощности, его использование целесообразно лишь в тех случаях, когда использование запаса по передаваемой мощности затруднительно вследствие того, что долевое участие электростанций в создании тяжелого режима не известно, и когда их различное долевое участие существенно влияет на результат. В ряде случаев, связанных с передачей мощности в энергосистемы с дефицитом мощности, нагрузка которых сильно зависит от напряжения, использование запаса по э. д. с. нецелесообразно, так как понижение э. д. с. разгружает электропередачу. Наибольший эффект от определения запаса по э. д. с. заключается в том, что при этом в сложной энергосистеме может быть найдено наиболее слабое по условиям статической устойчивости сечение, которое заранее определить затруднительно. Например, при определении запаса статической устойчивости ОЭС Северного Кавказа по э. д. с. для различных режимов работы Чиркейской ГЭС было получено нарушение статической устойчивости не вблизи ГЭС, как ожидалось первоначально, а в западной части, т. е. определение запаса по э. д. с. позволило выявить слабое по устойчивости сечение. Таким образом, в зависимости от условий решаемой задачи может быть целесообразным использование различных способов определения запаса статической устойчивости.
Перейдем теперь к анализу апериодической статической устойчивости некоторых сложных энергосистем (возможность их самораскачивания не учитываем). Рассмотрим схему на рис. 5-1, принимая следующие допущения: эквивалентные генераторы энергосистем замещаются постоянными э. д. с. Е'п за сопротивлением x`d, роторы генераторов симметричны в электрическом и магнитном отношениях.
Перейдем теперь к анализу статической устойчивости для некоторых частных случаев, имеющих, однако, важное значение. Во многих энергообъединениях могут быть выделены части, которые можно представить в виде цепной схемы, состоящей из концентрированных энергосистем, соединенных слабыми связями. Рассмотрим, как определяются пределы статической устойчивости слабых связей в такой энергосистеме и как влияет загрузка одной из слабых связей на предельную мощность соседней слабой связи.
Произведем анализ для цепной схемы из трех энергосистем, соединенных между собой двумя слабыми связями без промежуточных нагрузок. Примем, что в рассматриваемом случае энергосистемы 1 и 2 и 1 и 3 соединены между собой, все энергосистемы имеют мощность одного порядка и взаимные мощности Р12 и Р13 также имеют одинаковый порядок, а взаимная мощность Р23 на порядок меньше. Такое отличие взаимных мощностей объясняется шунтирующим действием системы 1 при определении взаимной мощности Р23. Назовем слабые связи независимыми, если они связывают энергосистемы таким образом, что взаимные мощности между энергосистемами, непосредственно между собой не соединенными, будут на 1—2 порядка меньше, чем взаимные мощности, определяемые слабыми связями. Ниже будут рассматриваться только независимые слабые связи.
Пренебрегая мощностью Р23, малой по сравнению с Р12 и Р13, что приводит к двум независимым слабым связям, выражение (5-13) можно переписать в следующем виде:
Подставляя (5-19) в (5-12) и учитывая (5-14), получим следующие условия устойчивости:
Сопоставление условий (5-20), (5-21) и (5-14) показывает, что определяющим является условие (5-21). Оно означает, что предел по каждой из электропередач определяется независимо от соседней при достижении по данной электропередаче угла 90°, т. е. предельный угол между системами 2 и 3 составляет 180°. При отсутствии активных сопротивлений в линии постоянные инерции энергосистемы не влияют на предел устойчивости, как это видно из формулы (5-21). Результаты, полученные для трех систем, связанных двумя слабыми связями, могут быть распространены и на более сложные случаи.
Таким образом, при нескольких независимых слабых связях предел устойчивости по одной из них практически не зависит от мощности, передаваемой по соседней слабой связи. Это положение не выполняется, если все взаимные мощности имеют одинаковый порядок (т. е. слабые связи не являются независимыми), например, при соединении трех энергосистем звездой линиями соизмеримой длины. Как показали исследования [171], результаты которых приведены выше, пределы устойчивости в таких случаях зависят от перетоков мощности по соседним линиям.
Практическая неизменность пределов устойчивости соседних независимых слабых связей позволяет в случае цепной схемы передавать мощность на любое расстояние. Поскольку угол между двумя соседними энергосистемами может быть близок к 90°, полный угол цепной схемы, соединяющей п систем, может доходить примерно до (п—1)90°. Например, среди режимов ЕЭС СССР в 1974 г. были такие, при которых угол между генераторами Ермаковской ГРЭС в Казахстане и генераторами электростанций в Народной Республике Болгарии достигал 260°.
В общем случае при объединении независимыми слабыми связями п систем для сохранения устойчивости объединенной энергосистемы достаточно, чтобы угол по каждой из межсистемных электропередач не превосходил бы 90°. Естественно, что если при выполнении этого условия в сложной схеме число электропередач превосходит п—1, по некоторым электропередачам углы должны быть меньше 90°.
Рис. 5-7. Структурная схема ЕЭС европейской части СССР на уровне 1970 г. (мощности ОЭС и пределы пропускной способности межсистемных связей даны в мегаваттах).
Приведем примеры энергообъединений сложной структуры с независимыми слабыми связями. Единая энергосистема СССР на уровне 1970 г. может рассматриваться в первом приближении как ряд ОЭС, соединенных независимыми слабыми связями (рис. 5-7); причем предельная мощность по каждой из этих связей практически не зависит от мощности, передаваемой по соседним слабым связям, хотя схема, состав оборудования и отчасти режим соединяемых ОЭС влияют в некоторой степени на предел устойчивости этих слабых связей.
Вторым примером может служить ОЭС Сибири, которая в 1960—1962 гг. представляла собой цепную схему с тремя независимыми слабыми связями (Иркутск — Красноярск, Красноярск — Кузбасс и Новосибирск — Омск). Две другие межсистемные связи (Кузбасс — Новосибирск и Омск — Северный Казахстан) были относительно жесткими, и их предельная мощность в сильной степени зависела от схемы и режима соединяемых энергосистем. Диаграмма установленных мощностей и предельных мощностей межсистемных связей ОЭС Сибири показана на рис. 6-8.
Рис. 5-8. Диаграмма установленной мощности и пределов пропускной способности межсистемных связей ОЭС Сибири на уровне 1960— 1962 гг.
Перейдем к вопросам обеспечения статической устойчивости в энергообъединениях сложной структуры. Эта задача (при отсутствии переключений в схеме) связана, в основном, с регулированием (распределением) активных мощностей, поскольку уровни напряжения в узловых точках энергообъединения должны сохраняться практически постоянными. Распределение активных мощностей между электростанциями в условиях эксплуатации производится таким образом, чтобы режим был наиболее экономичным при соблюдении ограничений, определяемых устойчивостью, уровнями напряжения и допустимыми для оборудования токами. Ограничения по статической устойчивости в энергообъединении сложной структуры в общем случае зависят от его режима, поскольку пределы статической устойчивости (при отсутствии самораскачивания) определяются знаком свободного члена характеристического уравнения, в которое входят п—1 взаимных углов для системы с п генераторами. В эксплуатации всегда стремятся определить такие ограничения передаваемой по линиям мощности, которые были бы по возможности независимыми от режима соседних электропередач. Такой подход часто приводит к заданию весьма жестких ограничений, которые для многих режимов приводят к излишнему запасу, т. е. обусловливают меньшую экономичность режима.
Рассмотрим вначале частный случай, когда в энергосистеме сложной структуры предельные условия статической устойчивости для каждой из электропередач независимы от режима остальных электропередач. Таким частным случаем является энергообъединение, состоящее из п концентрированных энергосистем, соединенных п—1 независимыми слабыми связями, пределы устойчивости которых практически не зависят от режима соседних слабых связей. Схема энергообъединения в этом случае может быть цепной, радиальной или сочетанием этих схем (см. рис. 1-2). В таких энергообъединениях регулирование (ограничение) межсистемных перетоков мощности, определяемое условиями устойчивости, может быть построено сравнительно просто: одна из связываемых энергосистем (обычно наиболее крупная) регулирует частоту, а каждая из остальных энергосистем регулирует переток по электропередаче, направленной в сторону энергосистемы, регулирующей частоту. Примеры таких энергообъединений показаны на рис. 5-7, 5-8. Ведение режима в ЕЭС производится следующим образом: ОЭС Центра и Средней Волги регулируют частоту, ОЭС Северо-Запада, Урала и Юга регулируют перетоки по связям с Центром, ОЭС Северного Кавказа — по связи с ОЭС Юга и ОЭС Закавказья — с ОЭС Северного Кавказа. Аналогично велся режим в ОЭС Сибири: частоту регулировала Кузбасская энергосистема, переток Красноярск — Кузбасс регулировался Красноярскими электростанциями, Красноярск — Иркутск — Иркутскими, в Омске регулировалась мощность электропередачи Новосибирск — Омск и в Петропавловске — мощность электропередачи Омск — Петропавловск. После ввода Братской и Красноярской ГЭС регулирование частоты стало поручаться одной из этих ГЭС и соответственно регулирование перетока Красноярск—Кузбасс переместилось на электростанции Кузбасской и Новосибирской энергосистем. Регулирование перетоков в этих энергообъединениях частично выполнялось вручную диспетчерским персоналом, а частично автоматически.
Перейдем теперь к более общему и сложному случаю, когда слабые связи не являются независимыми или их больше чем п—1, или же электропередачи, связывающие энергосистемы, не являются слабыми и их предельные режимы зависят от режима соседних электропередач. Примерами таких энергообъединений являются: ОЭС Закавказья, где предельная мощность, которую можно передать из Азербайджана, в сильной степени зависит от того, какая ее часть передается в Грузию, а какая в Армению; ОЭС Юга (кольцо Днепр — Киев — Змиев — Днепр — Донбасс); ОЭС стран-членов СЭВ и т. п. Важно отметить, что при развитии ЕЭС происходит усложнение ее структуры за счет увеличения многоконтурности (связь Северо-Запад — Юг, Юг — ОЭС стран-членов СЭВ, новые связи Урал—Центр и т. д.), и поэтому повышается актуальность определения ограничений по устойчивости с минимальными запасами. Ни одна из существующих или ранее предложенных систем автоматического регулирования мощности этой задачи не решает.
В [91] предложен новый способ автоматического управления режимом энергосистемы, который позволяет учитывать изменение предельных условий при изменении режима энергообъединения. Этот способ является развитием применительно к данной задаче известного способа управления большими системами с моделью. Предлагаемый способ регулирования является иерархическим и в соответствии с этим ЕЭС подразделяется на ступени и секции. Верхняя ступень — ЕЭС (одна секция), следующая ступень — ОЭС, более низкая ступень — энергосистемы и самая нижняя — электростанции и нагрузки (рис. 5-9).
Рис. 5-9. Иерархическая структура ЕЭС.
Рис. 5-10. Блок-схема системы регулирования.
Для каждой ступени иерархической пирамиды (кроме нижней) и для каждой ее секции составляется эквивалентная модель*. При построении этих моделей учитывается то обстоятельство, что в многомашинной энергосистеме устойчивость в одной ее части может рассматриваться при значительном упрощении электрически удаленных от нее других частей. Таким образом, на каждой ступени иерархии (кроме нижней) создается ряд эквивалентных моделей по числу секций, причем каждая из этих моделей включает в упрощенном виде элементы соседней модели. Рассмотрим, как осуществляется регулирование в одной из энергосистем.
*Административное деление в ряде случаев может оказаться неподходящим для этих целей, поскольку решающее значение при определении элементов энергообъединения, входящих в ту или иную секцию, должна иметь их электрическая удаленность.
При составлении эквивалентной модели энергосистемы учитываются все достаточно мощные электростанции в этой энергосистеме, а в соседних энергосистемах отдельно учитываются лишь те электростанции, режим которых существенно влияет на предельные условия в рассматриваемой энергосистеме, а остальные заменяются минимальным количеством эквивалентных генераторов.
Блок-схема, поясняющая работу системы регулирования, показана на рис. 5-10.
Схема содержит телеприемники 1—3, эквивалентную модель энергосистемы 4, блок 5 определения устойчивости, блок 6 перебора воздействий, блок 7 выбора оптимальных воздействий, блок 8 телепередачи сигналов управления на высшую ступень и в обратном направлении и телепередачи управляющих сигналов на более низкую ступень иерархии. Работать эта блок-схема должна следующим образом: по телеинформации о схеме сети и векторах э. д. с. эквивалентных генераторов (блоки 1—3) моделируется режим энергосистемы (блоки 4, 5) и с учетом управляющего воздействия с верхней ступени иерархии (блок 5) в блоках 5, 6 и 7 определяется, нужно ли вмешательство в режим энергосистемы по условиям устойчивости, перегрузки оборудования, экономичности и т. п. Формируемые с целью изменения режима или схемы энергосистемы воздействия (блок 7) передаются для исполнения на нижние ступени иерархии (блоки 9—11) или на высшую ступень, если осуществление управления в пределах данной секции нецелесообразно. Блок 12 осуществляет экономичное распределение нагрузок с учетом потерь в сети по векторам напряжений и состояния сети.
Определение необходимых воздействий для обеспечения достаточных запасов статической устойчивости производится на основе использования условия (5-6). Для этого в модели энергосистемы (блок 4) с заданным понижаются значения всех э. д. с. Если полученный режим устойчив, то нет необходимости его изменять. Если режим неустойчив, то в блоках 6 и 7 определяется такое изменение режима, которое, обеспечивая достаточные запасы устойчивости, в минимальной степени ухудшает экономичность.
Реализация предложенного способа в полной мере возможна лишь при автоматическом сборе информации о режиме и схеме энергосистемы и вводе ее в ЭВМ, с помощью которой определяются все необходимые воздействия, т. е. в рамках автоматизированной системы диспетчерского управления (эти вопросы рассматриваются в гл. 6). Однако частичное использование различных методов учета зависимости предельных условий от режима энергосистемы предполагается уже в настоящее время, например, при осуществлении проекта противоаварийной автоматики для узла Усть-Илимской и Братской ГЭС, разработанного в Энергосетьпроекте. Хотя решаемые при этом задачи являются локальными, разработанные для их решения методы могут иметь и более широкое применение, поскольку развитие местных систем противоаварийной автоматики, обеспечивающих статическую устойчивость в отдельных частях энергообъединения, упрощает задачи АСДУ, причем в настоящее время еще нет достаточных данных, чтобы обоснованно разграничить, в какой части статическая устойчивость должна обеспечиваться за счет АСДУ, а в какой — за счет действия местных систем противоаварийной автоматики. Представляется, что статическая устойчивость в нормальных и ремонтных схемах и режимах в основном должна обеспечиваться АСДУ с воздействием на местные системы регулирования и автоматики путем изменения их уставок, а статическая устойчивость в послеаварийных режимах должна сохраняться за счет действия местной противоаварийной автоматики.
В соответствии с этим подходом был разработан алгоритм для дозировки действия противоаварийной автоматики по ограничению мощности в послеаварийном режиме в узле Усть-Илимской и Братской ГЭС. В основу этого алгоритма положены следующие соображения.
Рис. 5-11. Эквивалентная схема восточной части ОЭС Сибири.
Предельная по условиям статической устойчивости мощность, которую можно передавать по некоторому сечению в сложной схеме с п генераторами, зависит от п—1 взаимных углов и п э. д. с., если схема сети и нагрузки потребителей заданы. Влияние этих углов и э. д. с. на предельную мощность различно. Отбрасывая те факторы, которые влияют незначительно, можно получить достаточно простые зависимости между предельной мощностью и режимом энергосистемы.
Рассмотрим упрощенную эквивалентную схему восточной части ОЭС Сибири (рис. 5-11). Предельная мощность, которую можно передать от Братской и Усть-Илимской ГЭС (Г-3, Г-4), практически зависит лишь от трех взаимных углов d3ь d32 и d34. Для различных послеаварийных режимов на ЭВМ были определены области устойчивости системы в координатах этих трех углов и рассчитано, сколько генераторов (т) целесообразно отключить на Усть-Илимской ГЭС, чтобы обеспечить устойчивость в этих режимах *.
Расчеты показали, что области устойчивости при отключении удовлетворительно описываются аппроксимирующей формулой
(5-22)
в которой были подобраны соответствующие коэффициенты.
*В работе принимали участие инженер И. Н. Громова.
