Локализация и прекращение асинхронных режимов в энергообъединениях сложной структуры весьма важны, так как вследствие асинхронного режима в одной части энергообъединения могут произойти нарушения устойчивости в других его частях. В эксплуатации подобные явления неоднократно имели место. В то же время неоправданное деление энергообъединений при возникновении асинхронного режима также может привести к тяжелым последствиям. Поэтому требуется определить, в каких схемах и режимах и каким образом должен локализоваться и прекращаться асинхронный режим; в каких местах должны быть установлены устройства для разгрузки электропередач, обеспечивающей сохранение синхронизма, устройства автоматической ресинхронизации и делительная автоматика; каковы должны быть режимные принципы этих устройств.
Рис. 5-18. Напряжение промежуточной подстанции на слабой связи между ОЭС Закавказья и Краснодарэнерго при многочастотном асинхронном режиме.
Рассмотрим вначале некоторые особенности многочастотного асинхронного режима, т. е. такого режима многомашинной схемы, при котором имеется три и более несинхронных групп генераторов. В эксплуатации неоднократно имели место такие асинхронные режимы, причем чаще всего наблюдались три средние частоты, но бывали случаи, когда таких частот было больше. Так, например, во время одного нарушения устойчивости в ОЭС Северного Кавказа в 1965 г. было семь несинхронных групп генераторов.
При таком многочастотном асинхронном режиме возможны временные втягивания в синхронизм отдельных групп генераторов. Например, на рис. 5-18 показана запись напряжения на шинах промежуточной подстанции на слабой связи между ОЗС Закавказья и Краснодарской энергосистемой. К этой подстанции подходит также линия электропередачи от Краснополянской ГЭС. При асинхронном режиме по слабой связи генераторы Краснополянской ГЭС периодически то выпадали из синхронизма при минимальном напряжении, то ресинхронизировались.
Рис. 5-19. Асинхронный ход в трехмашинной схеме.
а — осциллограмма мощности электропередачи Иркутск—Красноярск при трехмашинном асинхронном режиме; б — зависимости изменения взаимных углов во времени. d12 — Кузбасс — Красноярск; d23 — Красноярск — Иркутск.
Другой вид синхронно-асинхронного режима показан на рис. 5-19. Этот режим наблюдался в энергообъединении из трех энергосистем (Иркутскэнерго, Красноярскэнерго и Западной части ОЭС Сибири), соединенных слабыми связями. Осциллограмма изменения перетока мощности Иркутск — Красноярск представлена на рис. 5-19,а, а полученные путем обработки осциллограмм кривые взаимных углов — на рис. 5-19,6. Как видно из этих кривых, эквивалентный генератор Красноярской энергосистемы поочередно синхронизируется то с Иркутскэнерго, то с Кузбассэнерго.
Теоретически можно найти и определить условия, при выполнении которых будет обеспечена ресинхронизация при многочастотном асинхронном режиме. Для этого достаточно, чтобы стремились к нулю все средние взаимные скольжения. Однако в настоящее время практическое использование этих условий невозможно, так как измерение средних взаимных скольжений является весьма сложной задачей. Поэтому при возникновении многочастотного асинхронного режима обычно производится деление энергообъединения таким образом, чтобы в оставшихся электрически связанных частях энергообъединения было бы не более двух различных частот. После этого ресинхронизация обеспечивается в соответствии с изложенным в гл. 2, 3 и 4. Примеры действия противоаварийной автоматики по обеспечению результирующей устойчивости в энергообъединении сложной структуры рассмотрены в § 5-6.
Весьма сложной задачей является выбор мест установки делительной автоматики (АПАХ) и обеспечение ее правильного действия, т. е. чувствительности к асинхронному режиму определенных эквивалентных генераторов, который она должна ликвидировать, и нечувствительности к асинхронному режиму при другом сочетании генераторов, работающих несинхронно.
Эта задача осложняется тем, что при асинхронном режиме в многомашинной схеме центр качаний, в отличие от случая двухчастотного асинхронного режима, даже при постоянстве эквивалентных э. д. с. частей энергосистемы не является фиксированным а перемещается по сложной энергосистеме, находясь в различные моменты времени в соответствии с взаимным расположением векторов э. д. с. эквивалентных генераторов в различных точках.
Рассмотрим возможность решения этой задачи в общем случае для системы из N эквивалентных генераторов, произвольным образом связанных между собой. В такой системе при возникновении двухчастотного асинхронного режима между какими-либо двумя группами генераторов соответствующие взаимные углы * начинают неограниченно увеличиваться. Предположим, что все связи в этой системе соединяют лишь генераторные узлы (т. е. пассивные узлы отсутствуют). Тогда для ликвидации асинхронного режима необходимо и достаточно отключить лишь связи, ведущие от генераторов одной группы к генераторам другой группы. Если в одной группе п генераторов, а в другой N—n и каждая пара генераторов связана между собой, то число связей, которые требуется отключить, равно:
т=(М—n)n. (5-66)
* Всего взаимных узлов (N—1 )N/2, но независимых только N— 1 (углы между одним и всеми остальными генераторами). Измерив лишь N—1 независимых углов, остальные углы можно определить алгебраически. При делении генераторов на две группы достаточно знать лишь независимые углы.
При наличии пассивных узлов решение задачи становится многозначным. Для того чтобы исключить эту многозначность, можно все пассивные узлы отнести к той или иной группе генераторов в зависимости от, того, напряжение от какой из этих групп в данном узле больше (т. е. по какую сторону от центра качаний расположен данный узел). В этом случае отключаемые связи определяются так же, как и при отсутствии пассивных узлов, а при определении их максимального числа в формулу (5-66) подставляется общее число узлов.
Изложенный общий подход в настоящее время используется при анализе схем энергообъединений и выборе мест установки делительной автоматики. Применение этого подхода для выбора отключаемых связей, по-видимому, будет целесообразно на одном из этапов внедрения АСДУ.
Выбор мест установки делительной автоматики производится в энергосистемах сложной структуры на основании анализа опыта эксплуатации, результатов экспериментов и расчетов по определению сечений, в которых возможно возникновение асинхронного режима. Устанавливаемая в этих сечениях делительная автоматика отстраивается от асинхронных режимов в соседних сечениях по величинам токов, мощностей, напряжений или углов при асинхронном или предшествующем режимах. Необходимость такой отстройки вызвана тем, что при работе делительной автоматики в соседних сечениях одновременно могут иметь место значительные дефициты мощности в выделенных в результате ее действия районах.
Действие делительной автоматики может быть в первом же цикле асинхронного режима, через два-три цикла или со временем, достаточным для ресинхронизации (15—30 с). Деление в первом цикле асинхронного режима (при большом угле) целесообразно только в тех случаях, когда это необходимо для предотвращения нарушения устойчивости важных соседних электропередач или ответственных потребителей. Такая автоматика часто является неселективной по отношению к синхронным качаниям и симметричным к. з., поэтому ее применение требует специального анализа и обоснования.
Делительная автоматика со счетчиком двух-трех циклов асинхронного режима сокращает вредное влияние его на потребителей и не дает развиться явлениям электромеханического резонанса. При такой делительной автоматике целесообразно применять БАПВ и НАПВ, поскольку в большинстве случаев втягивание в синхронизм происходит в первом-втором циклах асинхронного режима. Применение делительной автоматики со временам 15—30 с целесообразно в тех случаях, когда для ряда расчетных аварий предусматривается сохранение результирующей устойчивости и при этом не возникает опасности нарушения устойчивости соседних электропередач или ответственных потребителей или же их синхронная работа обеспечивается специальной автоматикой.
