Фрагмент документа "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ".
2. Основные понятия, термины и определения
Для целей настоящих руководящих указаний применяются следующие
понятия, термины и определения:
2.1. Энергосистема - технический объект как совокупность
электростанций, приемников электрической энергии и электрических
сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима.
2.2. Устойчивость энергосистем - способность сохранить синхронизм
между электростанциями или, другими словами, возвращаться к
установившемуся режиму после различного рода возмущений.
2.3. Связи и сечения.
2.3.1. Связь - последовательность элементов, соединяющих две
части энергосистемы. Данная последовательность может включать в себя,
кроме линий электропередачи, трансформаторы, системы (секции) шин,
коммутационные аппараты, рассматриваемые как сетевые элементы.
2.3.2. Сечение - совокупность таких сетевых элементов одной или
нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению
энергосистемы на две изолированные части.
Применяется также понятие "частичное сечение" как совокупность
сетевых элементов (часть сечения), отключение которых к делению
энергосистемы на две изолированные части не приводит.
2.4. Схема и режим энергосистемы.
2.4.1. Исходя из требований к устойчивости, схемы энергосистемы
подразделяются на нормальные, когда все сетевые элементы, определяющие
устойчивость, находятся в работе, и ремонтные, отличающиеся от
нормальной тем, что из-за отключенного состояния одного или нескольких
элементов электрической сети (а при эксплуатации - также из-за
отключенного состояния устройств противоаварийной автоматики) уменьшен
максимально допустимый переток в каком-либо сечении (см. также п.
2.4.3).
2.4.2. Различают установившиеся и переходные режимы энергосистем.
К установившимся относятся режимы, которые характеризуются
неизменными параметрами. Медленные изменения режима, связанные с
внутрисуточными изменениями электропотребления и генерации,
нерегулярными колебаниями мощностей, передаваемых по связям, работой
устройств регулирования частоты и активной мощности и т.п.,
рассматриваются как последовательность установившихся режимов.
К переходным относятся режимы от начального возмущения до
окончания вызванных им электромеханических процессов (с учетом
первичного регулирования частоты энергосистемы). Нормативные
возмущения приведены в п. 2.5.
2.4.3. При эксплуатации, исходя из требований к устойчивости
энергосистем, перетоки мощности в сечениях в установившихся режимах
подразделяются следующим образом:
- нормальные (наибольший допустимый переток называется
максимально допустимым);
- вынужденные (наибольший допустимый переток называется аварийно
допустимым).
Вынужденные перетоки допускаются для предотвращения или
уменьшения ограничений потребителей, потери гидроресурсов, при
необходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов,
неблагоприятном наложении плановых и аварийных ремонтов основного
оборудования электростанций и сети, а также в режимах минимума
нагрузки при невозможности уменьшения перетока из-за недостаточной
маневренности АЭС (кроме сечений, примыкающих к АЭС; см. также п. п.
3.7 - 3.8).
2.4.4. При проектировании перетоки мощности в сечениях при
установившихся режимах подразделяются следующим образом:
- нормальные (наибольший допустимый переток называется
максимально допустимым);
- утяжеленные.
Утяжеленным считается переток, характеризующийся неблагоприятным
наложением ремонтов основного оборудования электростанций в режимах
максимальных и минимальных нагрузок, если общая продолжительность
существования таких режимов в течение года не превышает 10%.
2.5. Наиболее тяжелые возмущения, которые учитываются в
требованиях к устойчивости энергосистем, называемые нормативными
возмущениями, подразделены на три группы: I, II и III. В состав групп
входят следующие возмущения:
а) короткое замыкание (КЗ) с отключением элемента(ов) сети.
Распределение по группам возмущений указано в табл. 1.
б) скачкообразный аварийный небаланс активной мощности по любым
причинам: отключение генератора или блока генераторов с общим
выключателем, крупной подстанции, вставки постоянного тока (ВПТ) или
крупного потребителя и др. Распределение небалансов по группам
возмущений указано в табл. 2.
Таблица 1
-------------------------------------------------------------------
| Возмущения | Группы нормативных возмущений в |
| |сетях с номинальным напряжением, кВ: |
| |-------------------------------------|
| |110 - 220|330 - 500| 750 |1150 |
|-----------------------------------------------------------------|
| КЗ на сетевом элементе, кроме системы (секции) шин: |
|-----------------------------------------------------------------|
| Отключение сетевого | I | I | I | I |
| элемента основными <1> | | | | |
| защитами при однофазном КЗ| | | | |
| с успешным АПВ (для сетей | | | | |
| 330 кВ и выше - ОАПВ, 110 | | | | |
| - 220 кВ - ТАПВ) | | | | |
|---------------------------|---------|---------|-----------|-----|
| То же, но с неуспешным | I | I | I <3>,| II |
| АПВ <2> | | | II | |
|---------------------------|---------|---------|-----------|-----|
| Отключение сетевого | II | - | - | - |
| элемента основными | | | | |
| защитами при трехфазном КЗ| | | | |
| с успешным и неуспешным | | | | |
| АПВ <2> | | | | |
|---------------------------|---------|---------|-----------|-----|
| Отключение сетевого | II | - | - | - |
| элемента резервными | | | | |
| защитами при однофазном КЗ| | | | |
| с успешным и неуспешным | | | | |
| АПВ <2> | | | | |
|---------------------------|---------|---------|-----------|-----|
| Отключение сетевого | - | II | III |III |
| элемента основными | | | | |
| защитами при двухфазном КЗ| | | | |
| на землю с неуспешным АПВ | | | | |
| <2> | | | | |
|---------------------------|---------|---------|-----------|-----|
| Отключение сетевого | II | III | III |III |
| элемента действием УРОВ | | | | |
| при однофазном КЗ с | | | | |
| отказом одного выключателя| | | | |
| <4> | | | | |
|---------------------------|---------|---------|-----------|-----|
| То же, но при двухфазном | - | III | III | - |
| КЗ на землю | | | | |
|---------------------------|---------|---------|-----------|-----|
| То же, но при трехфазном | III | - | - | - |
| КЗ | | | | |
|-----------------------------------------------------------------|
| КЗ на системе (секции) шин: |
|-----------------------------------------------------------------|
| Отключение СШ с однофазным| I | I | II | II |
| КЗ, не связанное с | | | | |
| разрывом связей между | | | | |
| узлами сети | | | | |
|---------------------------|---------|---------|-----------|-----|
| То же, но с разрывом | III | III | - | - |
| связей | | | | |
-------------------------------------------------------------------
--------------------------------
<1> Или резервными защитами с не меньшим быстродействием.
<2> При обеспечении автоматического запрета АПВ в случае
непогасания дуги неуспешное АПВ может не рассматриваться.
<3> На связи АЭС с энергосистемой.
<4> При этом учитываются отключения всех сетевых элементов
(включая СШ), связанных с отключением смежных выключателей.
Примечание. Расчетная длительность КЗ принимается по верхней
границе фактических значений. При проектировании должны приниматься
меры, обеспечивающие при работе основной защиты длительности КЗ, не
превышающие следующих значений:
------------------------------------------------------------------
|Номинальное напряжение, кВ | 110 | 220 | 330 | 500 | 750 |1150|
|---------------------------|------|-----|-----|-----|------|----|
|Время отключения КЗ, сек. | 0,18 | 0,16| 0,14| 0,12| 0,10 |0,08|
------------------------------------------------------------------
Таблица 2
------------------------------------------------------------------
| Значение аварийного небаланса мощности | Группа |
| | нормативных |
| | возмущений |
|-------------------------------------------------|--------------|
|1) Мощность генератора или блока генераторов, | II |
|подключенных к сети общими выключателями | |
|2) мощность двух генераторов АЭС, | |
|подключенных к одному реакторному блоку | |
|-------------------------------------------------|--------------|
|Мощность, подключенная к одной секции (системе) | III <*> |
|шин или распредустройства одного напряжения | |
|электростанции | |
------------------------------------------------------------------
--------------------------------
<*> Аварийные небалансы группы III относятся к случаю, когда
рассматривается устойчивость параллельной работы по связям между ОЭС,
и учитываются, если их возникновение возможно при возмущениях табл. 1.
Кроме того, в группу III включаются следующие возмущения:
в) одновременное отключение двух ВЛ, расположенных в общем
коридоре, более чем на половине длины более короткой линии, в
результате возмущения группы I в соответствии с табл. 1;
г) возмущения групп I и II с отключением элемента сети или
генератора, которые, вследствие ремонта одного из выключателей,
приводят к отключению другого элемента сети или генератора,
подключенных к тому же распредустройству.
Примечание. Если процессы самозапуска двигателей крупного
потребителя могут вызвать значительные снижения напряжения на ПС
энергосистемы (более чем на 15%), то возмущение, приводящее к такому
процессу, должно быть отнесено к возмущению группы I.
2.6. Коэффициент запаса устойчивости по активной мощности.
2.6.1. Коэффициент запаса статической (апериодической)
устойчивости по активной мощности в сечении (К ) вычисляется по
Р
формуле:
Р - (Р + ДЕЛЬТА Р )
пр нк
К = ----------------------, (1)
Р Р
пр
Р - предельный по апериодической статической устойчивости
пр
переток активной мощности в рассматриваемом сечении;
Р - переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0;
ДЕЛЬТА Р - амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в
нк
этом сечении (принимается, что под действием нерегулярных колебаний
переток изменяется в диапазоне Р +/- ДЕЛЬТА Р ).
нк
Запас устойчивости по активной мощности может быть задан также в
именованных единицах:
ДЕЛЬТА Р = Р - (Р + ДЕЛЬТА Р ).
зап пр нк
Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности
устанавливается для каждого сечения энергосистемы (в том числе
частичного) по данным измерений. При отсутствии таких данных расчетная
амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности сечения может быть
определена по выражению:
---------
/Р - Р
/ н1 н2
ДЕЛЬТА Р = К \/ ---------, (2)
нк Р + Р
н1 н2
Р , Р , МВт, - суммарные мощности нагрузки с каждой из
н1 н2
---
сторон рассматриваемого сечения. Коэффициент К, \/МВт, принимается
равным 1,5 при ручном регулировании и 0,75 при автоматическом
регулировании (ограничении) перетока мощности в сечении.
Амплитуда нерегулярных колебаний, найденная для сечения, может
быть распределена по частичным сечениям в соответствии с
коэффициентами распределения мощности в этом сечении.
Примечания. 1. В случае оперативного (неавтоматического)
изменения уставок ограничителей (регуляторов) перетоков при аварийном
изменении схемы сечения их действие в послеаварийном режиме не
учитывается.
2. Для всех режимов допускается принимать величину ДЕЛЬТА Р для
нк
режима максимальных нагрузок.
2.6.2. Вычисление предельного по статической устойчивости
перетока в сечении осуществляется утяжелением режима (увеличением
перетока). При этом рассматриваются траектории утяжеления режима,
представляющие собой последовательности установившихся режимов,
которые при изменении некоторой группы параметров позволяют достичь
границы области статической устойчивости.
Следует рассматривать увеличение перетока в сечении для ряда
траекторий утяжеления, которые характерны для данной энергосистемы и
различаются перераспределением мощности между узлами, находящимися по
разные стороны рассматриваемого сечения. Значение Р определяется по
пр
траектории, которой соответствует наименьшая предельная мощность.
Рассматриваются, как правило, сбалансированные по мощности
способы утяжеления режима, т.е. такие, при которых частота остается
практически неизменной.
2.6.3. Перетоки, предельные по статической устойчивости, и
перетоки, допустимые в послеаварийных режимах, определяются с учетом
перегрузки оборудования (в частности по току ротора генераторов),
допустимой в течение 20 мин.
Большую перегрузку, допустимую в течение меньшего времени, можно
учитывать, если она обеспечивается соответствующим оборудованием и
если эта перегрузка оперативно или автоматически ликвидируется за
допустимое время благодаря снижению перетока в сечении (автоматический
пуск гидрогенераторов, перевод их из компенсаторного режима в активный
и т.п.).
2.6.4. В эксплуатации для контроля соблюдения нормативных запасов
устойчивости следует, как правило, использовать значения перетоков
активной мощности.
При необходимости максимально допустимые и аварийно допустимые
перетоки задаются как функции от режимных параметров (загрузки
отдельных электростанций и/или числа работающих генераторов, перетоков
в других сечениях, напряжений в узловых точках и др.). Такие параметры
включаются в число контролируемых.
В зависимости от конкретных условий в качестве контролируемых
могут использоваться и другие параметры режима энергосистемы, в
частности значения углов между векторами напряжений по концам
электропередачи. Допустимые значения контролируемых параметров
устанавливаются на основе расчетов.
2.7. Коэффициент запаса по напряжению.
2.7.1. Значения коэффициента запаса по напряжению (К )
U
относятся к узлам нагрузки и вычисляются по формуле:
U - U
кр
К = -------, (3)
U U
U - напряжение в узле в рассматриваемом режиме;
U - критическое напряжение в том же узле, соответствующее границе
кр
статической устойчивости электродвигателей.
Критическое напряжение в узлах нагрузки 110 кВ и выше при
отсутствии более точных данных следует принимать равным большей из
двух величин: 0,7 x U и 0,75 x U , где U - напряжение в
ном норм норм
рассматриваемом узле нагрузки при нормальном режиме энергосистемы.
2.7.2. Для контроля за соблюдением нормативных запасов по
напряжению в узле нагрузки в эксплуатационной практике могут
использоваться напряжения в любых узлах сети энергосистемы. Допустимые
значения напряжений в контролируемых узлах устанавливаются расчетами
режимов энергосистемы.
|
Фрагмент документа "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ".