Управление режимами энергосистем для обеспечения их устойчивости состоит из ручного управления, автоматического регулирования и действия противоаварийной автоматики. В [130] изложены требования к устойчивости энергосистем, разработанные на основе обобщения опыта эксплуатации и проектирования. Со времени подготовки указанного материала прошло около 10 лет, и за это время получены новые данные и уточнены некоторые вопросы, что позволяет более полно изложить требования к управлению режимами для обеспечения целесообразного уровня устойчивости. Для того чтобы сформулировать требования к управлению режимами современных энергообъединений, рассмотрим опыт применения локальных устройств противоаварийной автоматики для предотвращения системных аварий.
Обеспечение устойчивости параллельной работы энергосистем является одной из наиболее важных задач, входящих в более общую задачу обеспечения живучести энергообъединений. Понятие живучести в энергетике появилось сравнительно недавно. Под термином «живучесть» понимают способность автоматически управляемой энергосистемы противостоять цепочечному развитию аварийных событий, т. е. развитию системной аварии большого масштаба. Такие аварии сопровождаются отключением значительной части потребителей и электростанций, разделением энергосистемы на несинхронно работающие отдельные районы с полным погашением части этих районов. Поскольку системные аварии наносят большой ущерб народному хозяйству, обеспечение живучести энергосистем является важной задачей проектирования и эксплуатации энергосистем. Помимо устойчивости параллельной работы для обеспечения живучести необходимы рациональное размещение резервов, надежная работа теплосилового оборудования электростанций в аварийных условиях и т. п.
Рассмотрим различные степени распространения нарушений и роль противоаварийной автоматики в обеспечении устойчивости параллельной работы энергосистем.
- Повреждение одного или нескольких элементов и локализация поврежденного участка основными устройствами релейной защиты и автоматики без отключения существенной части потребителей и деления энергосистемы. Таких событий происходит более 100 000 ежегодно.
- Отказ релейной защиты или выключателя и локализация аварии резервной защитой, автоматикой и устройством резервирования отказов выключателей (примерно 0,5% всех повреждений).
- Нарушение синхронизма по одному сечению с ресинхронизацией или делением без существенного отключения нагрузки (несколько сотен ежегодно).
- Каскадное нарушение синхронизма, которое ликвидируется устройствами делительной автоматики и не сопровождается существенным отключением нагрузки (несколько событий в год).
- Отключение части нагрузки автоматикой при понижении частоты или напряжения (несколько десятков событий в год).
- Дополнительная потеря значительной мощности тепловых электростанций (несколько событий ежегодно).
- Длительный асинхронный ход вследствие того, что не произошла ресинхронизация и отказала делительная автоматика или выключатель (единичные события).
- Длительное понижение (лавина) напряжения в основной сети вследствие того, что не ОТКЛЮЧИЛОСЬ К. 3., нарушилась устойчивость части нагрузки и т. п. (единичные события).
- Разделение энергосистемы или энергообъединения на отдельные части с погашением ряда электростанций и отключением значительной части (более 10%) потребителей (редкие события).
- Разделение Единой энергетической системы (ЕЭС) на отдельные части с отключением более 10% потребителей (такие случаи не имели места).
Из приведенных данных видно, что несмотря на очень большую эффективность существующей противоаварийной автоматики, ежегодно достаточно часто наблюдаются случаи, когда аварийные события охватывают значительную часть энергообъединений.
Возникновение подобных явлений, как показывает проведенный анализ значительного числа аварийных событий, обусловлено в основном следующими причинами:
в условиях эксплуатации возникает такое сочетание схем, режимов и возмущений, на которое не рассчитана существующая противоаварийная автоматика;
при вводе новых объектов ввод противоаварийной автоматики значительно отстает от ввода основного оборудования;
при изменении схем и режимов энергосистемы персонал не выполняет необходимых изменений в противоаварийной автоматике, выполняет их неправильно или допускает существование таких режимов, при которых автоматика заведомо не может обеспечить живучесть энергосистемы.
Этот анализ показывает, что если ориентироваться лишь на локальные устройства противоаварийной автоматики, то при дальнейшем развитии энергосистем можно ожидать существенного понижения их живучести, так как увеличение протяженности и многосвязности энергосистем значительно понижает адаптивность локальных устройств и повышает вероятность ошибки персонала при операциях с автоматикой; при большом количестве устройств противоаварийной автоматики действия отдельных ее устройств могут быть противоречивыми; быстрый рост энергосистем вызывает необходимость постоянного перепроектирования, демонтажа старых и монтажа новых устройств с естественным отставанием возможностей автоматики от потребителей энергообъединений. Таким образом, ориентация лишь на локальные устройства автоматики может привести к тому, что энергообъединения в аварийных условиях могут стать неуправляемыми и их живучесть не будет обеспечена.
Для того чтобы противоаварийная автоматика могла обеспечить живучесть развивающейся ЕЭС СССР, она должна быть:
- глобальной — т. е. охватывать всю ЕЭС СССР от системообразующих до распределительных сетей и от электростанций до потребителей;
- адаптивной — изменения схем и режимов в процессе эксплуатации не должны требовать вмешательства персонала;
- наращиваемой — при развитии энергосистемы противоаварийная автоматика должна в основном лишь дополняться новыми каналами передачи информации при несложных изменениях алгоритма без существенных изменений ее структуры.
- инвариантной — распространение нарушений нормального режима в каком-либо одном районе должно ликвидироваться в максимальной степени с помощью автоматических воздействий в этом и ближайших к нему районах, т. е. устойчивость в каждом районе должна обеспечиваться независимо от режимов, схем и возмущений в районах, удаленных от данного.
- централизованно автономной — автоматика каждого района должна обеспечивать его устойчивость при отсутствии полной централизации всей системы противоаварийной автоматики. В то же время иерархическая централизация этой системы позволяет повысить эффективность управляющих воздействий. Поэтому в перспективе целесообразно создание централизованной корректировки автономных систем противоаварийной автоматики.
Наилучшим вариантом при решении задачи управления энергосистемами было бы определение оптимального уровня устойчивости по условиям минимизации расчетных затрат (на повышение устойчивости и покрытие ущербов от ее нарушения). Однако, для такого решения в настоящее время нет достаточных данных ни по вероятностным характеристикам повреждаемости оборудования, ни по ущербам. Поэтому излагаемые ниже требования основаны лишь на инженерной оценке анализа опыта эксплуатации*.
* Аналогичным был подход к этому вопросу и в более ранних работах [153, 157].
В энергосистемах простой структуры управление режимами должно, в основном, обеспечивать:
статическую устойчивость в нормальных схемах и режимах, в том числе, если это требуется по условиям передачи мощности в систему, до возможности работы с минимальным запасом устойчивости 5—10%;
статическую устойчивость в послеаварийных условиях для нормальных и ремонтных схем и режимов работы;
синхронную динамическую устойчивость при двухфазных и более тяжелых видах к. з., отключаемых основными защитами, при отказе основных защит или работе УРОВ при однофазных к. з.;
результирующую устойчивость при тяжелых видах к. з., отключаемых резервными защитами или УРОВ (а в случае единственной линии при любых к. з.), если по условиям работы потребителей ресинхронизация выгоднее, чем быстрое деление;
деление энергосистем, если ресинхронизация невыгодна или не произошла в течение заданного времени;
уровень частоты в избыточном районе не выше, чем это допустимо для турбоагрегатов;
восстановление частоты в дефицитном районе до уровня, позволяющего произвести ресинхронизацию или синхронизацию;
автоматическую синхронизацию после действия делительной автоматики (или деления по другим причинам);
уровень напряжения в избыточном районе не выше, чем это допустимо для оборудования;
восстановление уровня напряжения в дефицитной части системы до минимально допустимого по условиям работы потребителей;
быстрый ввод резервной активной и реактивной мощности;
подключение к системе отключенных потребителей, если это допустимо по условиям работы системы.
В энергосистемах сложной структуры в дополнение к перечисленным требованиям возникает ряд новых требований, обусловленных необходимостью локализации аварий. Для этого следует обеспечивать:
разгрузку электропередач, работающих с небольшим запасом устойчивости, при различных возмущениях в соседних частях системы, не слишком сильно влияющих на данную, если, однако, эти возмущения могут вызвать нарушение устойчивости данной электропередачи;
глубокую разгрузку электропередач при возмущениях в соседних частях систем, вызывающих значительный наброс мощности на данную электропередачу;
деление энергосистемы в отдельных точках (чаще всего на электростанциях, работающих на два направления) при приближении к пределу статической устойчивости по одной из электропередач;
деление электростанций, работающих на два направления, при тяжелых видах возмущений для сохранения синхронной динамической устойчивости обеих или хотя бы одной электропередачи;
разгрузку отдельных электропередач для предотвращения нарушения их устойчивости при кратковременном асинхронном ходе и ресинхронизации соседних электропередач;
деление энергосистем на части после возникновения асинхронного хода в одной из частей для предотвращения возникновения новых нарушений устойчивости между синхронно работающими электростанциями.
Помимо этих основных требований возникают иногда и дополнительные, например обеспечение разгрузки отдельных линий электропередач при их недопустимой перегрузке по нагреву и т. п.
Изложенные выше требования возлагают на противоаварийную автоматику большую ответственность за обеспечение устойчивости работы энергосистем, чем было предусмотрено в [130]. Вызвано это тем, что, как показал опыт эксплуатации и проектирования, такие требования выполнимы и соответствующее используемое на практике расширение функций автоматики дает существенный экономический эффект. В частности, в настоящее время в проектной практике [155а] при выборе противоаварийных управлений применяются более тяжелые расчетные режимы и возмущения, чем это требуется по нормативным материалам [130].
В дальнейшем при усовершенствовании ныне действующих нормативных документов [130], регламентирующих требования к противоаварийному управлению энергосистемами, по-видимому, целесообразно перейти к рассмотрению вероятностных характеристик сложных (цепочечных) аварийных событий в современных крупных энергообъединениях, выбирая при этом такие расчетные повреждения, вероятность возникновения которых ограничивается определенным периодом, например 1 раз в 5 лет.
В то время как требования к противоаварийной автоматике, автоматическому управлению и диспетчерскому персоналу в части обеспечения устойчивости в значительной степени сложились, требования в этой части к АСДУ пока еще лишь разрабатываются. Поэтому эти требования излагаются отдельно в гл. 6.
