АЧР энергосистем - Пример расчета аварийной разгрузки

Пример расчета аварийной разгрузки энергосистемы

На практике во многих случаях требуется проводить расчеты аварийной разгрузки для сложных по структуре энергосистем и энергообъединений с разветвленной сетью, большим количеством генерирующих источников и узлов нагрузки. В этих условиях необходимо анализировать большое число возможных аварийных возмущений, проводя расчеты для отдельных районов и энергосистемы в целом. Вместе с тем принципы расчета аварийной разгрузки, методика выбора ее объема и размещения, а также уставок устройств остаются общими независимо от масштабов рассматриваемых районов.

Рис. 4.1. Схема энергосистемы
Таблица 4.1. Характеристики аварийных режимов

 В связи с этим в качестве примера ограничимся рассмотрением достаточно простой энергосистемы, схема которой приведена на рис. 4.1. В состав энергосистемы входят две тепловые электростанции (G4 и G5) и пять нагрузок (Н2—Н6). Часть мощности энергосистема получает из энергообъединения по двухцепной линии 1-2. На рис. 4.1 указаны мощности электростанций и нагрузок в режиме утреннего максимума (за базисную принята суммарная мощность нагрузки энергосистемы). Переток по двум линиям, связывающим энергосистему с энергообъединением, составляет Pw1_2 = 0,2, при этом предел передаваемой мощности по двум линиям составляет 0,75, а по одной—0,4. Вращающийся резерв мощности на обеих электростанциях отсутствует. Часть устройств АЧР выполняется на индукционном реле частоты ИВЧ, часть —на полупроводниковом реле РЧ.

Для выбора объема разгрузки рассмотрим наиболее характерные аварийные режимы:

1. отключение трансформаторов Т4 и отделение электростанций 4 с местной нагрузкой = 0,45;
2. отключение двух линий W2-3 и отделение электростанции 4 с нагрузкой Рн4 = 0,45 и 0,05;
3. отключение трансформаторов 72 и отделение электростанции 4 с нагрузками Ри4 = 0,45, Рн3 = 0,05, Рн2=0,15 и электростанции 6 с нагрузками Рн5 = 0,3 и Рн6=0,05;
4. отключение линий W1-2 при сохранении параллельной работы районов А и Б;
5. отключение трансформаторов Т5 при одной работающей линии W1-2 с перетоком 0,2 (ремонтный режим) с последующей перегрузкой этой линии и ее отключением вследствие нарушения устойчивости;
6. отключение всех агрегатов электростанции 6 с сохранением нагрузки на ее шинах (авария в котельной части) при одной работающей линии W1-2 с перетоком 0,2 (ремонтный режим) с последующей перегрузкой этой линии и ее отключением вследствие нарушения устойчивости;
7. отключение всех агрегатов электростанции 4 с сохранением нагрузки на ее шинах (авария в котельной части) при одной работающей линии W1-2 с перетоком 0,2 (ремонтный режим) с последующей перегрузкой    этой линии и ее отключением вследствие нарушения устойчивости.

Безусловно, этими аварийными режимами не ограничивается перечень возможных нарушений —их существенно больше. В частности, необходимо рассмотрение аварийных возмущений в различные часы суток, дни недели, в других ремонтных режимах. В качестве иллюстрации ограничимся рассмотрением перечисленных возмущений.
Значения возможных дефицитов мощности, выявленных при рассмотрении вероятных аварийных режимов, сведены в табл. 4 1. Наибольшими относительными дефицитами характеризуются режим 3 для района А и режимы 5—7 для энергосистемы в целом. Наименьшие относительные дефициты возникают в режиме 1 для района А и в режиме 4 для энергосистемы в целом.

Режимы со значительными аварийными дефицитами мощности возникают в результате различных возмущений при связи рассматриваемой энергосистемы с энергообъединением в предаварийном режиме по одной линии W1-2 (в ремонтных режимах). Возникающие возмущения приводят к набросу мощности на связь энергосистемы с энергообъединением, нарушению их синхронной работы и последующему отключению линии W1-2. Фактор наброса мощности на линию W1-2 до значений, близких к пределу передаваемой мощности, может быть использован для запуска дополнительной разгрузки (для предотвращения неселективного срабатывания при синхронных качаниях устройства дополнительной разгрузки, действующего по такому фактору, целесообразно ввести в него небольшую выдержку времени, что по условиям быстродействия дополнительной разгрузки в данном случае допустимо). Выполнять дополнительную разгрузку по фактору отключения линии W1-2 нецелесообразно, так как в этом случае возможно излишнее срабатывание дополнительной разгрузки и отключение потребителей при отключениях линии, не вызванных аварийными набросами мощности. Возможно выполнение дополнительной разгрузки по скорости снижения частоты в энергосистеме, если соответствующая аппаратура для измерения этого параметра обеспечивает необходимое быстродействие дополнительной разгрузки.
Выбор объектов, на которые должна действовать дополнительная разгрузка, определяется требованием быстрого отключения значительного объема нагрузки при минимуме ущерба от этого отключения. Воздействие дополнительной разгрузки следует стремиться осуществить на какую-то значительную концентрированную нагрузку (крупную питающую линию), что во многих случаях позволяет обеспечить ее эффективность и быстродействие при минимальных затратах на аппаратуру (телеканалы и т. д.). Часто к дополнительной разгрузке по тем же причинам наиболее целесообразно подключать нагрузки, расположенные вблизи места, где выявляется фактор ее действия.
В рассматриваемом примере воздействие устройства дополнительной разгрузки может в принципе осуществляться на любую нагрузку, кроме нагрузки Н6, которая в аварийном режиме 5 отделяется от энергосистемы вместе с электростанцией 6. Пусть к устройству дополнительной разгрузки исходя из конкретных условий рассматриваемой энергосистемы подключена нагрузка 0,1 на подстанции 5.
Суммарный объем быстродействующей разгрузки (АЧР1 и дополнительной разгрузки) в энергосистеме по условию режимов 6 и 7 должен быть не менее РАЧИ+яр=0,6+0,05 — 0,65. К дополнительной разгрузке подключена нагрузка суммарным объемом 0,1, следовательно, по условиям режимов 6 и 7 к АЧР1 должна быть подключена нагрузка не менее 0,65—0,1=0,55. По условиям режимов 1—3 в энергосистеме уже выполнена АЧР1 суммарным объемом 0,28, следовательно, к АЧР1 дополнительно необходимо еще подключить объем нагрузки, равный 0,55—0,28 = 0,27.

Таблица 42 Размещение быстродействующей разгрузки но энергосистеме

Разместим этот дополнительный объем АЧР1 на электростанции 4 (0,125), подстанции 5 (0,1) и подстанции 2а (0,045). Таким образом, быстродействующая разгрузка размещена по энергосистеме в соответствии с табл. 4.2
Предотвращение глубокого снижения частоты в аварийных режимах 1—4 обеспечивается устройствами АЧР1, а в аварийных режимах 5—7—устройствами дополнительной разгрузки и АЧР1.
Допустимо подключать одну и ту же нагрузку как к устройствам АЧР, так и к устройству дополнительной разгрузки, однако при этом объем дополнительной разгрузки должен быть достаточным для предотвращения снижения частоты ниже 45 Гц, а объем АЧР1, остающийся после срабатывания дополнительной разгрузки, должен быть таким, чтобы в сумме с объемом дополнительной разгрузки он удовлетворял требованию (2.7). В частности, в рассматриваемой энергосистеме на нагрузку подстанции 5 объемом 0,1, подключенную к устройству дополнительной разгрузки, может быть дополнительно заведен пуск от устройств АЧР1, что обеспечит повышение надежности разгрузки при отказе устройства дополнительной загрузки, но суммарный объем АЧР1, не совмещенной с дополнительной разгрузкой, и дополнительной разгрузки должен быть не менее 0,65. Можно подключить к устройству дополнительной разгрузки объем нагрузки, превышающий 0,1, что при ее высоком быстродействии повышает эффективность разгрузки, при этом соответственно (при общем требуемом объеме быстродействующей разгрузки 0,65) может быть снижен объем АЧР1, однако минимальный суммарный объем АЧР1 должен быть не менее 0,28 для успешной ликвидации аварийных возмущений в режимах I—4, когда дополнительная разгрузка не работает.
Объем нагрузки, подключенной к несовмещенным очередям АЧР2, должен в каждой расчетной аварии согласно (2.8) составлять не менее 0,1 мощности нагрузки соответствующего узла, района, энергосистемы в целом. Таким образом, в рассматриваемой энергосистеме суммарный объем несовмещенных очередей АЧР2 должен быть не менее 0,1, а в районе А—не менее 0,065 (нагрузка района 0,65), при этом в районе А указанный объем должен быть размещен таким образом, чтобы в аварийных режимах 1—3 в каждой из отделяющихся с дефицитом мощности частей этого района объем несовмещенных очередей Α4ΡΙΙ был не менее 0,1 нагрузки соответствующей части района А. Исходя из этого требования целесообразно разместить на электростанции 4 несовмещенные очереди АЧР2 объемом 0,05, а на подстанции 2а—0,015. Остальной объем несовмещенных очередей АЧР2, необходимый по условиям ликвидации общесистемных дефицитов мощности и составляющий 0,035, разместим на подстанции 5.
Для выполнения совмещенного действия АЧР1 и АЧР2 необходимо на нагрузку, подключенную к устройствам АЧР1, завести второй пуск от устройств АЧР2. Следует стремиться подключить к устройствам АЧР2 всю нагрузку, подключенную к устройствам АЧР1, т. е, осуществить совмещение в полном объеме.
Пусть на имеющейся аппаратуре есть возможность выполнить совмещение действия АЧР1 и АЧР2 на 80% нагрузки, подключенной к АЧР1, т. е. на нагрузке объемом 0,45, в том числе на электростанции 4—на нагрузке объемом 0,295, на подстанции 3 — на нагрузке объемом 0,01, на подстанции 2а — на нагрузке объемом 0,075 и на подстанции 5—на нагрузке объемом 0,07.
Объемы всех видов разгрузки и ее размещение по энергосистеме приведены в табл. 4.3
После того как выбран объем разгрузки по условиям режима максимума нагрузки энергосистемы и произведено его размещение, необходимо провести анализ других аварийных режимов в различные периоды года, выходные и праздничные дни, в ночные провалы нагрузки и другие характерные периоды и проверить, достаточны ли фактические объемы разгрузки в этих режимах для успешной ликвидации аварийных возмущений. При необходимости следует увеличить объемы разгрузки в соответствующих частях энергосистемы или скорректировать ее размещение.
Таблица 4 3 Размещение разгрузки по энергосистеме

Объем АЧР в энергосистеме также должен быть увеличен, если он оказывается меньше объема, заданного для данной энергосистемы соответствующим ОДУ. Предположим, что коррекции выбранного объема и размещения разгрузки не потребовалось.
Следующим этапом расчета разгрузки является выбор параметров очередей АЧР и распределение нагрузки по этим очередям. Граничные уставки по частоте АЧР2, число ступеней АЧР2, верхняя уставка по частоте АЧР1 задаются ОДУ. Предположим, что верхняя уставка по частоте АЧР2 задана 48,8, нижняя 48,5 Гц, интервал между очередями АЧР2 по частоте 0,1 Гц, верхняя уставка по частоте АЧР1—48,6 Гц. Принимаем начальную уставку по времени АЧР2 — 5 с, конечную (учитывая, что возможности мобилизации мощности на ГЭС отсутствуют)—40 с, минимальный интервал по времени между очередями АЧР2 — 3 с, нижний уровень уставок по частоте АЧР1—46,5 Гц. Уставки по времени очередей АЧР1, выполненных на базе полупроводникового реле частоты РЧ, принимаем равным 0,15 с, а очередей на базе индукционного реле частоты ИВЧ—0,3 с (для исключения ложной работы устройств при переходных процессах в цепях напряжения).
Далее производится примерно равномерное распределение нагрузки по очередям АЧР1 и АЧРП в соответствии с имеющимся числом устройств разгрузки и степенью ответственности отдельных потребителей.
В табл. 4.4 приведен вариант выполнения разгрузки при совмещении действия АЧР1 и АЧР2 на 80% нагрузки, подключенной к АЧР1 (минимальный объем совмещения задается ОДУ). Всего по энергосистеме установлено 17 очередей АЧР1, при этом на нагрузки, подключенные к 12 очередям, заведен второй пуск от очередей АЧР2, а 5 очередей АЧР1 не совмещены с АЧР2. Общее число очередей АЧР2 —12, из них 4 очереди не совмещены с АЧР1. Несовмещенные очереди АЧР2 имеют начальные уставки по времени. Очереди АЧР1, имеющие более низкие уставки по частоте, совмещены с очередями АЧР2, имеющими большие уставки по времени (и соответственно более низкие уставки по частоте).
Приведенный в табл. 4.4 вариант выполнения разгрузки (объемы очередей, уставки, размещение, объем совмещения АЧР1 и АЧР2) не является единственно возможным. Возможны и другие варианты ее размещения и распределения нагрузки по очередям АЧР в зависимости от степени ответственности соответствующих потребителей, числа имеющихся устройств (и соответственно очередей) АЧР1 и АЧР2. Однако суммарные объемы обеих категорий разгрузки в отдельных районах и энергосистеме в целом должны при этом быть не меньше рассчитанных выше.
После распределения нагрузки по очередям АЧР1 и АЧР2 расчет аварийной разгрузки фактически закончен.

Рис. 4.2. Зависимости изменения частоты во времени при аварийных возмущениях 1 — 7

С целью оценки эффективности выбранной разгрузки, проверки распределения объемов нагрузки по очередям АЧР1 с точки зрения возможности излишнего отключения нагрузки, оценки минимальных значений частоты расчеты переходных процессов изменения частоты с учетом действия АЧР в рассмотренных аварийных режимах целесообразно выполнить на ЭВМ.
На рис. 4.2 в качестве примера приведены зависимости /= φ (/) для аварийных режимов 1—7, рассчитанные на ЭВМ по программе, описанной в гл.9. При расчетах принято tдр—0,4 с. Как видно из этого рисунка, при действии АЧР обеспечивается необходимая частотно-временная зона. В режимах 3, 5, 6, 7, характеризующихся большими дефицитами мощности (0,38—0,6), имеет место излишнее отключение нагрузки из-за естественного запаздывания в отключении потребителей действием АЧР1 при быстром снижении частоты, обусловленным малой постоянной механической инерции энергорайона (см. § 2.4).
Минимальное значение частоты в переходном процессе при большом числе очередей АЧР1 и примерно равномерном распределении нагрузки по этим очередям может быть приближенно рассчитано по (2.13). Рассчитаем, например, fmin для режимов 2 и 3.

При регулирующем эффекте нагрузки кн — 2
для режима 2

Таблица 4.4. Вариант выполнения разгрузки

для режима 3

Как видно из рис. 4.2, действительные значения fmin несколько ниже (в режиме 2—48 Гц, в режиме 3—47 Гц) из-за естественного запаздывания в отключении нагрузки очередями АЧР1, причем чем больше дефицит мощности и соответственно скорость снижения частоты, тем больше это различие.