Методические указания по устойчивости энергосистем

ДипломнаяПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Обращает на себя внимание некоторое противоречие, встречающееся во всех редакциях Руководящих (методических) указаний и заключающееся в том, что в них учитывается ненадежность работы выключателей в начальной фазе аварийных процессов на стадии ликвидации КЗ (действие УРОВ), однако не учитывается ненадежность работы ПА как в релейной части, так и в части входящих в ее состав выключателей. При этом… Читать ещё >

Методические указания по устойчивости энергосистем (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Российское акционерное общество энергетики и электрификации

«ЕЭС России»

ОАО НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПОСТОЯННЫМ ТОКОМ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

(ОАО «НИИПТ»)

отчет по научно-исследовательской работе

Подготовка материалов для разработки новых «Методических указаний по устойчивости энергосистем»

Методические указания по устойчивости энергосистем

Научный руководитель, д-р техн. наук, профессор Л.А. Кощеев

Зав. НИО-3, канд.техн.наук В.И. Леонидов

Ответственный исполнитель, вед.научн.сотр., канд.техн.наук В.А. Шлайфштейн

Cанкт-Петербург, 2007 г.

Р е ф е р, а т

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ, УСТОЙЧИВОСТЬ ЭНЕРГОСИСТЕМ, СВЯЗИ, СЕЧЕНИЯ, СХЕМА, РЕЖИМ, НОРМАТИВНЫЕ ВОЗМУЩЕНИЯ, КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАПАСА, ТРЕБОВАНИЯ К УСТОЙЧИВОСТИ, ФОРМАТ СТАНДАРТА.

Разработаны в формате стандарта два новых альтернативных варианта «Методических указаний по устойчивости энергосистем». Сформулированы вопросы, обсуждение которых под эгидой Заказчика, позволит определить окончательную редакцию этого документа.

ВВЕДЕНИЕ

В условиях перехода электроэнергетики к рыночным отношениям и в связи с принятием Федерального закона «О техническом регулировании» № 184-ФЗ, вступившим в действие с 1 июля 2003 года, необходима адаптация существующих и разработка новых нормативных документов, регламентирующих условия работы Единой энергосистемы (ЕЭС) и изолированно работающих энергосистем России. Одним из таких документов, нуждающихся в адаптации, являются «Методические указания по устойчивости энергосистем», утвержденные Приказом Минэнерго России № 277 от 30.06.2003 г. /1/.

Целью настоящей работы является разработка новой редакции указанных «Методических указаний» в формате технического стандарта, предназначенной для организаций, осуществляющих проектирование и эксплуатацию энергосистем.

Работа была разделена на два этапа. На первом этапе были выполнены обзор и анализ зарубежных нормативных документов по устойчивости энергосистем, а также обзор и критический анализ современной нормативной базы по устойчивости энергосистем и разработка предложений по ее уточнению. На данном этапе выполнена подготовка двух вариантов «Требований к устойчивости энергосистем» в формате технического стандарта. Эти варианты существенно различаются между собой, выбор наиболее приемлемого для Заказчика является его прерогативой.

1. АНАЛИЗ ДЕЙСТВУЮЩИХ «МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ» И РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО ИХ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ

«Методические указания по устойчивости энергосистем», а в дальнейшем соответствующий стандарт относятся к разряду документов, которые должны периодически обновляться по мере развития энергосистем, появления в них принципиально новых видов оборудования, изменения подходов к требованиям надежности. В последнее время такие изменения наметились, все чаще стало выдвигаться требование выполнения широко применяемого за рубежом правила «n-1». Требование выполнения этого правила заложено в утвержденных Приказом Минэнерго России № 281 от 30.06.2003 г. «Методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем» /2/, а также в проекте разработанного в 2005 г. ЭНИН стандарта «Методики определения нормативного, прогнозируемого и фактического уровней надежности энергосистем» /3/.

Анализ содержания «Методических указаний по устойчивости энергосистем», а также консультации с сотрудниками ОДУ Северо-Запада и ЛенРДУ позволили придти к заключению, что основные методические подходы по поддержанию устойчивости, изложенные в этом документе и базирующиеся на сочетании нормирования запасов статической устойчивости и задании перечня расчетных динамических возмущений, при которых должна быть обеспечена динамическая устойчивость, оправдали себя и должны быть сохранены в дальнейшем.

Вместе с тем были сформулированы выносимые на обсуждение предложения по корректировке этого документа. Эти предложения представлены ниже в виде двух вариантов новой редакции документа, один из которых в основном сохраняет конструкцию рассматриваемого документа, другой изменяет ее довольно принципиально.

Целесообразность внесения корректив в рассматриваемый документ обосновывается следующим.

1. Основой современных методических указаний по устойчивости энергосистем (2003 г.) являются Руководящие указания по устойчивости энергосистем 1984 г. Был еще промежуточный вариант Руководящих указаний 1994 г. Все эти документы регламентируют требования по условиям устойчивости для нормальных и послеаварийных режимов энергосистем. Требования включают нормируемые минимальные запасы статической устойчивости по активной мощности и напряжению, учет нерегулярных колебаний мощности и перечень расчетных возмущений, при которых должна обеспечиваться динамическая устойчивость энергосистем.

В основу всех указанных документов положен сформулированный в первом из них принцип, в соответствии с которым требования к обеспечению устойчивости в более длительных режимах должны быть выше, чем в кратковременных.

Принцип различной надежности в зависимости от схемно-режимных условий реализовывался во всех редакциях Руководящих (методических) указаний заданием различных нормативных запасов статической устойчивости и разделением расчетных возмущений на три группы. Начиная с первой редакции (1984 г) и до последней (2003 г) при одной из групп возмущений (она определена как группа I) устойчивость должна обеспечиваться в утяжеленном режиме ремонтной схемы. При более широком спектре возмущений, включающем группы I и II, предъявляется требование обеспечения устойчивости в утяжеленном режиме при нормальной схеме и в нормальном режиме при ремонтной схеме. И, наконец, при еще более широком спектре возмущений, включающем группы I, II и III, предъявляется требование обеспечения устойчивости в нормальном режиме при нормальной схеме. Однако особенностью двух последних редакций явилось то, что для условий эксплуатации были исключены из рассмотрения утяжеленные режимы, которые были сохранены лишь для условий проектирования. При этом остается неясным, каким перетокам в условиях эксплуатации — нормальным или вынужденным (других ведь нет) — соответствуют проектные утяжеленные режимы. В этих условиях, казалось бы, можно было для условий эксплуатации ограничиться двумя группами возмущений, одна из которых объединяет группы I и II (для ремонтной схемы), а вторая соответствует группе III (отличающей нормальную схему от ремонтной).

Принцип обеспечения различной надежности в различных схемно-режимных условиях не бесспорен. Возможен и другой подход, в соответствии с которым требования по надежности во всех режимах могут приниматься одинаковыми, причем в кратковременных режимах это будет достигаться некоторой разгрузкой связей. Принятый пока что подход может рассматриваться как вынужденный, не обеспеченный необходимым резервированием. В настоящее время ставится вопрос о повышении надежности работы энергосистем, о переходе в перспективе к выполнению правила «n-1».

Нам не представляется своевременным отказ в настоящее время от использования ПА, т. е. повсеместного перехода к реализации правила «n-1», однако настало время рассмотреть целесообразность реализации в обозримой перспективе следующих мероприятий:

· отказ от использования вынужденных режимов;

· отказ от снижения требований по устойчивости в ремонтных режимах (заметим, что большое количество системных аварий, в том числе и московская авария 2005 года, имели место именно в ремонтных условиях);

· отказ от использования воздействий ПА на разгрузку АЭС;

· введение правила «n-1», а возможно, и «n-2» для мегаполисов.

По каждому из этих мероприятий должны быть приняты решения о сроках их реализации.

В случае применения подхода, базирующегося не на изменении требований к надежности в различных режимах, а на изменении в них допустимой загрузки исчезает необходимость во введении трех указанных выше групп возмущений. Вместе с тем, можно сгруппировать возмущения по другому признаку, а именно, по допустимости либо недопустимости применения ПА. Заметим, что в качестве основы такого деления может быть принята степень снижения пропускной способности аварийного сечения.

Поясним этот подход. В условиях эксплуатации при заданной схеме сети, заданных нормативных возмущениях и имеющихся объемах управляющих воздействий требования к устойчивости сводятся к оценке необходимости ограничения режимов. В текущих условиях для множества расчетных возмущений может быть определена область режимов, удовлетворяющая критерию «n-1». Она может охватывать все представляющие интерес режимы либо не все. В последнем случае может быть найдена также область более тяжелых допустимых режимов, устойчивость которых при нормативных аварийных возмущениях может быть обеспечена применением ПА с заданными объемами управляющих воздействий. Выход за пределы этой области запрещен.

Прежде чем принимать тот или иной вариант «Методических указаний», целесообразно проанализировать отдельно по каждой из ОЭС, к какому изменению загрузок связей они могут привести, реально ли это в настоящее время, а также какой объем развития сетей и генерации потребуется в ближайшей перспективе для удовлетворения этих вариантов.

2. Следующий вопрос, нуждающийся в обсуждении, состоит в том, готовы ли мы платить за отказ от использования имеющейся у нас противоаварийной автоматики ограничением режимов загрузки связей. Такая готовность была предусмотрена в «Руководящих указаниях» 1984 г., где в п. 3.3 указывалось, что «в нормальной схеме и при нормальных перетоках устойчивость при возмущениях I группы должна обеспечиваться без применения ПА за исключением тех случаев, когда в результате возмущения предел статической устойчивости в сечении уменьшается более чем на 30%». Это положение, очевидно, означает, что при снижении предела статической устойчивости в сечении на 29% при возмущениях I группы применение ПА недопустимо, а с учетом того, что в послеаварийном режиме запас статической устойчивости должен быть не ниже 8%, это в свою очередь означает, что запас устойчивости в сечении при возможности появления таких снижений пропускной способности должен составлять не менее 29+8=37%.

В редакции 1994 г. предельное снижение пропускной способности было снижено с 30 до 25% и кроме того было добавлено замечание о том, что выполнение требования отказа от использования ПА не должно приводить к необходимости ограничения потребителей или потери гидроресурсов. Наконец, в редакции 2003 г. возможный отказ от применения ПА оговорен еще условием о том, что он не приводит к ограничению загрузки (запиранию мощности) отдельных электростанций. В результате отказ от использования ПА оказался оговорен таким большим количеством условий, что может быть целесообразно от него отказаться вовсе. А может быть этот отказ все-таки сохранить, причем задание уровней нормируемых снижений пропускной способности выполнять (нормировать) раздельно для тех или иных схем. Такой подход позволит обеспечить индивидуальный подход к требованиям надежности в разных регионах.

3. Обращает на себя внимание некоторое противоречие, встречающееся во всех редакциях Руководящих (методических) указаний и заключающееся в том, что в них учитывается ненадежность работы выключателей в начальной фазе аварийных процессов на стадии ликвидации КЗ (действие УРОВ), однако не учитывается ненадежность работы ПА как в релейной части, так и в части входящих в ее состав выключателей. При этом заметим, что если в редакции 1984 г. в качестве расчетной аварии, включающей действие УРОВ рассматривались лишь наиболее часто возникающие однофазные КЗ, то в следующей редакции были введены многофазные КЗ с отказом одного выключателя (для сетей 330−750 кВ — одной из фаз выключателя) и действием УРОВ. В последней редакции «Методических указаний» было исключено и ограничение «для сетей 330−750 кВ — одной из фаз выключателя». В результате требования для начальной фазы возмущений могли оказаться неоправданно жесткими, и, возможно, их следует смягчить. Напротив, учет требований надежности работы ПА, возможно, следует ужесточить и поставить вопрос о нормативных запасах динамической устойчивости по аналогии с запасами статической устойчивости.

Актуальность последнего дополнительно усугубляется еще тем обстоятельством, что если раньше при расчетах динамической устойчивости, как правило, закладывались идущие в запас серьезные допущения в части моделирования генераторов и нагрузок, то в последнее время появилось стремление к достижению максимальной точности при проведении расчетов динамической устойчивости с использованием их верификации. В результате ранее вносимые естественным образом запасы динамической устойчивости стали снижаться, что заставляет поставить вопрос о необходимости введения специальных нормативных запасов динамической устойчивости.

Определенные запасы в расчеты динамической устойчивости закладываются за счет учета в исходном режиме расчетных запасов на нерегулярные колебания, вероятность совпадения которых с текущим режимом крайне мала. Однако эти запасы сказываются в основном на устойчивости межсистемных связей; на схемах же примыкания отдельных электростанций, где динамика проявляется в наибольшей степени, они не проявляются вовсе.

4. Вопросы, связанные с наиболее серьезными возмущениями, сопровождающимися отказами выключателей при отключениях КЗ и действием УРОВ, должны быть рассмотрены особо. Дело в том, что часть выключателей классов напряжения 110−330 кВ действительно имеют трехфазные приводы, что формально обязывает, несмотря на крайнюю редкость таких событий, считаться с возможностью их появления. Однако при этом при использовании таких выключателей в схемах выдачи мощности электростанций, оснащенных современными малоинерционными генераторами, обеспечить устойчивость удается лишь за счет существенного усиления схем выдачи их мощности.

Из сложившегося положения могут быть предложены на выбор следующие выходы:

· в схемах выдачи мощности новых электростанций запретить использование выключателей с трехфазными приводами;

· ввиду крайней редкости исключить возмущение типа отключения сетевого элемента в схемах выдачи мощности электростанций действием УРОВ при многофазных КЗ с отказом выключателя из разряда расчетных (в случае целесообразности в целях снижения вероятности появления такого события заменить выключатель на другой, тоже с трехфазным приводом, но более надежного типа, например, элегазовый).

5. Представляется целесообразным усилить раздел «Методических указаний», относящийся к проектированию. Именно в этом разделе должны быть сформулированы нормативы, которые в дальнейшем при эксплуатации исключат возможность появления недопустимых сбросов мощности и снижений пропускной способности связей. Можно рассмотреть целесообразность включения в документ предложения, разработанного ЭСП для одной из ранних редакций «Руководящих указаний и нормативов по проектированию развития энергосистем и электрических сетей» относительно структуры проектируемой энергосистемы, но так и не реализованного в современных «Методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем». Это предложение сводилось к тому, что при проектировании развития энергосистем для обеспечения их устойчивости и надежного функционирования предлагалось сформулировать требования к структуре энергосистем. Эти требования предлагалось характеризовать коэффициентами ослабления сечений электрических сетей, по которым возможно нарушение устойчивости (Кос), для полной и ремонтных схем и определять как отношение разности между предельными по устойчивости перетоками в сечении до и после отключения одного элемента сечения к значению предельного перетока в расчетном режиме. Предлагалось ограничить коэффициенты ослабления расчетных сечений электрической сети значениями, приведенными в таблице.


Сечение энергосистемы	Высший для данного расчетного сечения класс напряжения, кВ

Расчетное сечение	0,3 0,6	0,3 0,5	0,2 0,4	0,2 0,4	0,2 0,4
Расчетное сечение в схеме выдачи мощности АЭС	;	0,2 0,3	0,15 0,25	0,15 0,25	0,15 0,25

6. Ощущается отсутствие материала, регламентирующего порядок выполнения расчетов как статической, так и динамической устойчивости процессов, нормируемых «Методическими указаниями». Следует отметить, что раздел «Расчетная проверка выполнения требований к устойчивости энергосистем» присутствовал в «Руководящих указаниях по устойчивости энергосистем», утвержденных в 1994 г. В этом разделе рассматривались методические вопросы выполнения расчетов установившихся нормальных и послеаварийных режимов, оценки их статической устойчивости, определения предельных по устойчивости режимов, вычисления коэффициентов запаса статической устойчивости, определения устойчивости при нормативных возмущениях (расчеты динамической устойчивости).

В варианте «Методических указаний по устойчивости энергосистем» 2003 г. этот раздел был исключен. Представляется целесообразным восстановить этот методический раздел в новом разрабатываемом документе. Кроме того, целесообразно подготовить полноценные методические указания по расчетам устойчивости в качестве отдельного документа. В нем можно, в частности, отразить требования к расчетным моделям, описать процедуры расчетов с опорой на существующие используемые программы и, при необходимости, дополнительные требования к таким программам.

7. В качестве еще одного дополнения представляется целесообразным учесть в разрабатываемом документе проблемы устойчивости, обусловленные возможностью появления в ближайшей перспективе в составе ЕЭС России элементов постоянного тока. При этом следует учесть и разнотипность этих устройств, выполненных на принципах преобразования тока либо преобразования напряжения. Следует для них сформулировать требования к схемам их примыкания по условиям устойчивости, а также рассмотреть вопрос об отнесении генерируемых ими возмущений к нормативным группам.

8. В числе замечаний к «Методическим указаниям», являющимся базовым документом для подготавливаемого стандарта, имеются и редакционные, в частности следующее. Представляется, что структура формул (1) и (3) для определения коэффициентов запаса по активной мощности и по напряжению должна быть идентичной. В «Руководящих указаниях по устойчивости» вплоть до редакции 1994 года это соблюдалось. В рассматриваемых «Методических указаниях» после того, как формула (1) была изменена за счет использования в знаменателе вместо текущего значения Р величины предельного перетока Рпр, соответствие между указанными формулами было нарушено. Целесообразно его восстановить заменой в знаменателе формулы (3) величины текущего напряжения U на величину критического напряжения Uкр.

9. Следует исходить из того, что «Методические указания по устойчивости» (или в дальнейшем соответствующий им стандарт) являются базовым документом, который должен учитываться в следующих по уровню документах, таких как «Методические рекомендации по проектированию», различные методики определения уровней надежности и т. д. В связи с этим должна быть определена необходимая последовательность преобразования нормативных документов в стандарты. Так, в 2005 г. нам на рецензию поступал проект национального стандарта РФ «Методики определения нормативного, прогнозируемого и фактического уровней надежности энергосистем». Большой раздел этого стандарта составляли материалы действующих «Методических указаний по устойчивости». На этом проекте было указано, что он разработан ЭНИН, внесен «СО-ЦДУ». Нам не известно, утвержден ли этот стандарт, но если утвержден, то к нему придется возвращаться вновь, если содержание «Методических указаний по устойчивости» изменится, а это так и будет.

10. Название обсуждаемого материала «Методические указания» представляется неудачным, поскольку его основу составляют не методические положения, а нормативные требования. Предыдущие названия «Руководящие указания» были более правильными. Для разрабатываемого стандарта предлагается название «Требования к устойчивости энергосистем».

В связи с изложенным в работе предлагаются два варианта разработки нового документа. Один из них выполнен по аналогии с редакциями этого документа 1994 и 2003 г., в которых были сохранены основные принципы «Руководящих указаний по устойчивости энергосистем» 1984 г. При этом изменения коснулись некоторых количественных показателей и редакционной части. Аналогичная корректировка предпринята и в данном варианте. Она включает:

· приведение «Методических указаний по устойчивости энергосистем» к формату стандарта;

· дополнение документа требованиями по устойчивости сечений, образованных передачами и вставками постоянного тока, а также разделом, регламентирующим порядок выполнения расчетов как статической, так и динамической устойчивости;

· корректировку формулы для определения коэффициента запаса по напряжению, структура которой в «Методических указаниях» 2003 г. перестала соответствовать структуре формулы для определения коэффициента запаса по активной мощности;

· возвращение к формулировкам возмущений с действием УРОВ из документа 1994 г. и некоторые другие моменты.

Второй предлагаемый в данной работе вариант новой редакции «Методических указаний…» не только включает в себя все перечисленные изменения, но и предполагает более кардинальные изменения, которые сводятся к следующему.

По вопросам эксплуатации:

1. Сохраняются все требования относительно запасов статической устойчивости по мощности в сечениях связей и напряжению в узлах нагрузки.

2. Исключается различие в части надежности нормальных и ремонтных схем, исключается понятие утяжеленных режимов (а возможно, и вынужденных), к надежности мегаполисов предъявляется требование «n-1», а может быть и «n-2». В предлагаемом подходе исчезает необходимость в разделении возмущений на три группы.

3. Задается перечень расчетных возмущений, при которых должна обеспечиваться устойчивость, с разделением их на две группы, различающихся тем, что при возмущениях группы I устойчивость должна обеспечиваться без применения ПА, при возмущениях группы II применение ПА допустимо. В качестве основы такого деления может быть принята степень снижения пропускной способности аварийного сечения. В случае, если не будут выявлены условия, при которых ради отказа от применения ПА целесообразно вводить ограничения на загрузку связей, разделение на две группы проводить не следует. Перечень возмущений введенных групп должен включать как отказы сетевых элементов, так и скачкообразные аварийные небалансы активной мощности, величину которых следует оценить (возможно, ее следует задать различной для разных ОЭС).

4. Подтверждаются условия, при которых устойчивость может не сохраняться, а именно:

— при возмущениях, более тяжелых, чем нормативные;

— если при возмущении, приводящем к ослаблению сечения, предел статической апериодической устойчивости в рассматриваемом сечении не превышает утроенной амплитуды нерегулярных колебаний мощности или уменьшается более, чем на 70%;

— если аварийный небаланс мощности приводит к приращению мощности в сечении, превышающем 50% от предела статической апериодической устойчивости в рассматриваемом сечении.

5. Ставится на обсуждение целесообразность введения запаса динамической устойчивости.

6. Предлагается выполнить оценку вероятности появления наложений отказов и договориться о степени вероятности, при которой такие события исключаются из числа расчетных аварий.

7. Рекомендуются мероприятия, направленные на повышение эффективности работы релейной защиты и ПА, в том числе введение задержки на отключение неповрежденных фаз при неуспешном ОАПВ, например, на 0,5 с.

По вопросам проектирования:

2. Вводятся в рассмотрение предлагавшиеся в 90-х годах Энергосетьпроектом в проекте «Руководящих указаний и нормативов по проектированию развития энергосистем и электрических сетей» или подобные им коэффициенты ослабления сечений электрических сетей, по которым возможно нарушение устойчивости (Кос), для полной и ремонтных схем.

3. На стадии проектирования предлагается ввести ограничения (в процентах от максимальной нагрузки ОЭС) на максимальную мощность блоков, линий электропередачи, подвешенных на одной системе опор; допустимый дефицит мощности в приемных ОЭС, покрываемый использованием линий электропередачи переменного тока.

4. На новых электростанциях с малоинерционными блоками в условиях слабых схем их примыкания предлагается предусматривать установку наиболее быстродействующих из имеющихся выключателей с пофазными приводами и наиболее эффективные системы возбуждения генераторов.

5. Для стадии проектирования могут быть предложены упрощенные методы расчета устойчивости, базирующиеся на расчетах установившихся режимов, могут быть также ограничены перечни расчетных режимов и возмущений.

Второй из изложенных вариантов нам представляется более перспективным и соответствующим тенденции к повышению надежности работы ЕЭС России. Однако решение по этому вопросу должно быть вынесено СО-ЦДУ, в связи с чем предлагается провести обсуждение этой проблемы.

В связи с характером предлагаемых изменений новую редакцию «Методических указаний…» представляется целесообразным назвать «Требования к устойчивости энергосистем». С учетом этого соображения получили свое название 3-я и 4-я главы отчета по данной работе.

2. ВОПРОСЫ УСТОЙЧИВОСТИ ПРИ ФОРМИРОВАНИИ НЕСИНХРОННЫХ СЕЧЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЕРЕДАЧ И ВСТАВОК ПОСТОЯННОГО ТОКА

В связи с указанной выше целесообразностью учета в разрабатываемом документе проблем устойчивости, обусловленных возможностью появления в ближайшей перспективе в составе ЕЭС России элементов постоянного тока, кратко рассмотрим особенности их работы.

Передачи (ППТ) и вставки (ВПТ) постоянного тока используются для объединения энергосистем с разными частотами или стандартами поддержания частоты, а также для реализации системных эффектов. Основными системными достоинствами ППТ и ВПТ являются следующие:

· режим их работы инвариантен к изменениям частоты в объединяемых энергосистемах, следствием чего является отсутствие в их загрузке нерегулярных колебаний мощности (Р_нк=0);

· уровень их максимальной загрузки не зависит от характера протекания переходных процессов в примыкающих энергосистемах и определяется заданной уставкой их системы регулирования мощности;

· они располагают весьма быстродействующей и гибкой системой регулирования, позволяющей им без нарушения устойчивости подстраивать свой режим загрузки к условиям аварийного снижения пропускной способности примыкающих связей переменного тока.

Передачи и вставки постоянного тока различаются структурой формирования схемы, оказывающей влияние на их режимные и аварийные характеристики.

Мощные передачи постоянного тока формируются, как правило, в виде двух отдельных полуцепей, воздушные линии которых подвешиваются на общих опорах. Отключение полуцепи, обусловленное повреждением преобразовательного устройства либо воздушной линии, и является наиболее типичной аварийной ситуацией на ППТ. При этом наличие перегрузочной (форсировочной) способности оставшейся в работе полуцепи, достигающей 30% от ее номинальной мощности, позволяет частично либо в режимах пониженных загрузок полностью скомпенсировать возникающий при этих возмущениях сброс мощности. Использование для обеих полуцепей общей системы опор заставляет считаться и с достаточно редким, но наиболее серьезным возмущением, вызванным одновременным отключением обеих полуцепей (падение опоры). В настоящее время по условиям надежности для установки в ЕЭС России рассматривается возможность сооружения ППТ единичной мощностью до 3000 МВт.

Вставки постоянного тока формируются в виде нескольких независимых преобразовательных блоков. На Выборгской преобразовательной подстанции единичная мощность каждого из четырех блоков составляет 350 МВт. В мире имеются вставки с единичной мощностью блоков до 600 МВт. Для ВПТ наиболее характерной аварией является аварийное отключение одного блока, хотя следует рассчитывать на одновременное отключение всех блоков, подключенных к общей системе шин.

В настоящее время помимо выполненных на тиристорном оборудовании передач и вставок традиционного типа находят все большее применение кабельные ППТ и ВПТ на полностью управляемых вентилях. ВПТ именно такого типа намечена для установки на ПС Могоча для осуществления несинхронной связи между ОЭС Сибири и Востока. Эти объекты с точки зрения режимов и устойчивости существенно отличаются от объектов традиционного типа.

Особенностью преобразователей ППТ (ВПТ) традиционного типа является то обстоятельство, что они принципиально являются потребителями реактивной мощности, что, в свою очередь, предполагает необходимость установки на преобразовательных подстанциях устройств компенсации реактивной мощности. Являются они и источниками высших гармоник, уровень которых возрастает по мере снижения фазности схемы. Это обстоятельство является причиной того, что, во-первых, в их схемах должны быть предусмотрены фильтровые устройства (ФКУ), и во-вторых, в энергетике шестифазные преобразователи не используются, в подавляющем большинстве случаев используются двенадцатифазные схемы, которые формируются сочетанием двух шестифазных преобразователей, подключаемых через трансформаторы с различными схемами соединения обмоток. Типичная схема преобразовательного блока ВПТ приведена на рис. 1, где индексы В и И присвоены параметрам и элементам схемы, относящимся соответственно к выпрямительному и инверторному концам.

Еще одним непременным требованием для применения ППТ (ВПТ) традиционного типа является требование обеспечения устойчивости, сводящееся к необходимости обеспечения некоторой минимальной величины отношения короткого замыкания (ОКЗ) для каждого из их концов. Величина ОКЗ, представляющего отношение мощности КЗ на шинах преобразовательной подстанции к ее мощности, не должна быть, как правило, ниже 1,7 для инверторной стороны и ниже 1,3 для выпрямительной. При соблюдении этого условия ППТ (ВПТ) являются в установившихся режимах объектами, обеспечивающими идеальное поддержание заданного перетока активной мощности. Баланс реактивной мощности поддерживается устанавливаемыми на преобразовательных подстанциях регулируемыми устройствами компенсации реактивной мощности (например, синхронными компенсаторами (СК), как показано на рис.1).

Рис.1

В переходных процессах при возникновении коротких замыканий в примыкающих сетях возможно появление полных сбросов мощности ВПТ, однако эти сбросы являются достаточно кратковременными и, как правило, не представляют опасности для устойчивости энергосистем.

Характер протекания такого процесса иллюстрируется осциллограммой, приведенной на рис. 2. На этом рисунке приведен характер изменения напряжения на стороне переменного тока инвертора (Uинв), выпрямленные напряжения на стороне выпрямителя и инвертора (Ud_в и Ud_и), выпрямленный ток Id и мощность ВПТ (Pd).

Рис.2

Принципиальная схема ВПТ на полностью управляемых вентилях при системе преобразования напряжения приведена на рис. 3. Схема состоит из двух СТАТКОМ, базирующихся на применении шестифазной мостовой схемы Ларионова с широтно-импульсным (ШИМ) управлением. Как видно из рисунка, схема преобразователя напряжения с ШИМ-управлением существенно отличается от традиционных для ППТ схем преобразователей тока. Во-первых, в данном случае высокочастотное управление позволяет сформировать синусоидальное напряжение на стороне переменного тока без необходимости перехода к двухмостовой двенадцатифазной схеме. Во-вторых, в данном случае мост Ларионова на стороне постоянного тока замкнут на конденсатор, а не на реактор. Иначе выглядит и сам вентиль, который образован двумя элементами — запираемым тиристором или транзистором с включенным антипараллельно с ним высокочастотным диодом. Далее, для ограничения тока несущей частоты ШИМ устанавливается токоограничивающий реактор L и для фильтрации гармоник несущей частоты — высокочастотный фильтр Ф. Согласование уровней напряжения СТАТКОМ с примыкающей сетью осуществляется трансформатором Т.

Схема ВПТ на преобразователях напряжения

Рис.3

Принцип работы СТАТКОМ состоит в следующем. Путем управления моментами отпирания и запирания полностью управляемых вентилей (ПУВ) на стороне переменного тока преобразовательного моста из выпрямленного напряжения ±Ud/2 может быть образовано трехфазное напряжение заданной формы, в частности, синусоидальное напряжение промышленной частоты с амплитудой Е_пр._max=(Ud/2), где — коэффициент модуляции. Тем самым со стороны переменного тока оказывается сформированным источник синусоидальной э.д.с. Е_np. Путем введения регулирования может изменяться как амплитуда сформированного таким образом фазного напряжения (в пределах от 0 до Ud/2), так и его фаза (произвольным образом).

Наличие у преобразователя регулируемой э.д.с. Е_пр сетевой частоты определяет его энергетические характеристики. Для условий подсоединения преобразователя к энергосистеме, представленной в виде Е_э за Х_э (с учетом сопротивления токоограничивающего реактора преобразователя) они описываются очевидными выражениями:

где — угол между векторами и .

Наряду с полезной составляющей промышленной частоты преобразователи с ШИМ-управлением являются источниками паразитных высокочастотных составляющих напряжения, первая гармоника которых соответствует несущей частоте ШИМ (на ряде известных энергетических объектов она составляет 2 кГц). Для исключения негативных последствий от наличия э.д.с несущей частоты в схему преобразователей напряжения введены, как указывалось выше, токоограничивающие реакторы и высокочастотные фильтры (см. рис.3).

В нормальных режимах ВПТ такого типа обладают способностью:

· к практически безынерционному управлению перетоком активной мощности, в том числе и с возможностью осуществления реверса;

· в отличие от обычных ВПТ, к управлению реактивной мощностью, в том числе и с возможностью ее генерации;

· к работе в условиях малых отношений короткого замыкания (ОКЗ) и даже на автономную нагрузку.

Особенностью работы ВПТ на ПУВ в переходных процессах является то, что в отличие от ВПТ на традиционных вентилях, короткие замыкания на стороне переменного тока не могут стать причиной нарушения коммутаций преобразователей, что впрочем не означает невозможности в этих процессах появления кратковременных полных сбросов мощности ВПТ. Вместе с тем, режимное регулирование ВПТ в состоянии обеспечить подстройку ее загрузки под аварийно снизившуюся пропускную способность примыкающей сети переменного тока. Помимо режимного регулирования, показанного на рис. 3, ВПТ на ПУВ при системе преобразования напряжения должна быть оснащена защитами от сверхтоков и перенапряжений, действующими на запирание преобразователей. Длительность запирания, обусловленного возникновением близкого КЗ, может быть весьма непродолжительной, ВПТ может быть повторно введена в работу немедленно по факту отключения короткого замыкания. Кратковременный сброс мощности ВПТ в случае работы защиты создаст динамический переходный процесс, который, однако, не представит опасности для устойчивости работы примыкающих энергосистем.

Возможными длительными динамическими возмущениями остаются лишь внезапные снижения перетоков мощности, обусловленные снижением пропускных способностей примыкающих к ВПТ связей переменного тока. Указанные особенности ВПТ на ПУВ при системе преобразования напряжения означают, что электропередача, имеющая в своем составе такое устройство, не нуждается во введении сколько-нибудь значительных запасов устойчивости (пропускной способности примыкающих связей переменного тока).

Одним из существенных достоинств передач и вставок постоянного тока, выполненных на основе преобразователей напряжения, является их способность к работе на автономную нагрузку. Наличие такого режима может быть предусмотрено как нормальной схемой питания потребителей, так и явиться следствием динамического возмущения, приводящего к потере связи узлов нагрузки с генераторами приемной энергосистемы.

3. ВАРИАНТ I ТРЕБОВАНИЙ К УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ В ФОРМАТЕ СТАНДАРТА

Настоящий стандарт разработан в соответствии с требованиями Федерального закона № 184-ФЗ «О техническом регулировании», гармонизирован с основными понятиями, принятыми в европейских энергосистемах и представленными в правилах работы UCTE (The Union for the Coordination of Transmission of Electricity).

Стандарт направлен на обеспечение устойчивости функционирования электроэнергетических систем.

1. Область применения

Стандарт устанавливает технические требования, которым должны удовлетворять электроэнергетические системы (далее — энергосистемы) и их объединения в отношении устойчивости.

Стандарт предназначен для организаций, осуществляющих проектирование и эксплуатацию энергосистем.

2. Нормативные ссылки

3. Термины, классификаторы и сокращения

Энергетическая система (Энергосистема, Power System, ЭС) — совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей (независимо от форм и принадлежности собственности), энергопотребляющих установок потребителей, соединенных между собой и связанных общностью режима в процессе производства, преобразования, распределения и потребления электрической энергии и тепла при общем управлении этим режимом.

Устойчивость энергосистемы — способность энергосистемы возвращаться к установившемуся режиму после различного рода возмущений.

Статическая устойчивость энергосистемы — способность энергосистемы возвращаться к исходному или близкому к нему установившемуся режиму после малых возмущений. Под малым возмущением режима энергосистемы понимается такое возмущение, при котором изменения параметров несоизмеримо малы по сравнению со значениями этих параметров.

Динамическая устойчивость энергосистемы — способность энергосистемы возвращаться к установившемуся режиму после значительных возмущений без перехода в асинхронный режим.

Запас устойчивости — показатель, количественно характеризующий «удаленность» значений параметров режима энергосистемы от их значений в предельном по устойчивости режиме.

Связь (в электрической сети) — последовательность элементов сети, соединяющих две части энергосистемы. Данная последовательность может включать в себя кроме линий электропередачи трансформаторы, системы (секции) шин, коммутационные аппараты.

Сечение (в электрической сети) — совокупность таких сетевых элементов одной или нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению энергосистемы на две изолированные части.

Частичное сечение (в электрической сети) — совокупность сетевых элементов (часть сечения), отключение которых не приводит к делению энергосистемы на две изолированные части.

Режим энергосистемы (Электроэнергетический режим энергосистемы) — единый процесс производства, преобразования, передачи и потребления электрической энергии в энергосистеме и состояние объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии (включая схемы электрических соединений объектов электроэнергетики).

Нормальный режим энергосистемы — режим энергосистемы, при котором все потребители снабжаются электрической энергией в соответствии с договорами и диспетчерскими графиками, а значения технических параметров режима энергосистемы и оборудования находятся в пределах длительно допустимых значений, имеются нормативные оперативные резервы мощности и топлива на электростанциях.

Аварийный режим энергосистемы — режим энергосистемы с параметрами, выходящими за пределы требований технических регламентов, возникновение и длительное существование которого представляют недопустимую угрозу жизни людей, повреждения оборудования и ведут к ограничению подачи электрической и тепловой энергии в значительном объеме.

Послеаварийный режим энергосистемы — режим, в котором энергосистема находится после локализации аварии до установления нормального или вынужденного режима. Послеаварийный режим характеризуется сниженными требованиями к параметрам режима по сравнению с требованиями к нормальному режиму. Продолжительность нормализации послеаварийного режима ограничена 20 минутами. В течение этого времени возникновение дополнительных возмущений (т.е. наложение аварии на аварию) не учитывается. Превышение указанного времени означает переход к работе в вынужденном режиме.

Вынужденный режим энергосистемы — режим энергосистемы, при котором загрузка некоторых сечений выше максимально допустимой, но не превышает аварийно допустимой. Вынужденный режим может быть разрешен на высшем уровне диспетчерского управления для послеаварийных режимов на время прохождения максимума или минимума нагрузки, но не более 40 минут (дополнительно к 20 минутам, разрешенным для нормализации послеаварийного режима), или на время, необходимое для ввода ограничений и/или мобилизации резерва, а также при невозможности выполнения требований к нормальным режимам энергосистемы.

Максимально допустимый переток мощности в сечении сети — наибольший переток в сечении, удовлетворяющий всем требованиям к нормальным режимам.

При эксплуатации энергосистем превышение максимально допустимого перетока, не связанное с нерегулярными колебаниями нагрузки, возникающее без воздействия аварийного возмущения, является недопустимым. Превышение максимально допустимого перетока в послеаварийном режиме, но не выше аварийно допустимого, ограничено по продолжительности допустимым временем ликвидации аварийных нарушений режима (20 минут). Превышение указанной продолжительности считается переходом к вынужденному режиму (перетоку), должно быть разрешено на высшем уровне диспетчерского управления и оформлено в установленном порядке.

Аварийно допустимый переток мощности в сечении сети — наибольший допустимый в послеаварийном или вынужденном режимах переток.

Вынужденный переток мощности в сечении сети — загрузка сечения выше максимально допустимого, но не превышающая аварийно допустимого перетока мощности в вынужденном режиме.

Отношение короткого замыкания — для передач и вставок постоянного тока отношение мощности короткого замыкания на шинах переменного тока преобразователей к величине их активной мощности.

Сокращения

АПВ — автоматическое повторное включение;

АРНТ — автоматическое регулирование коэффициентов трансформации трансформаторов под нагрузкой;

АЧР — автоматика частотной разгрузки;

АЭС — атомная электростанция;

ВПТ — вставка постоянного тока;

ЕЭС — Единая энергетическая система;

КЗ — короткое замыкание;

ОАПВ — однофазное автоматическое повторное включение;

ОДУ — объединенное диспетчерское управление;

ОЭС — объединенная энергетическая система;

ПА — противоаварийная автоматика;

ППТ — передача постоянного тока;

ПС — подстанция;

РУ — распределительное устройство;

СШ — система шин;

САОН — специальная автоматика отключения нагрузки;

ТАПВ — трехфазное автоматическое повторное включение;

УРОВ — устройство резервирования отказа выключателей;

ЭС — энергосистема.

4. Общие положения

Стандарт регламентирует требования по условиям устойчивости к нормальным и послеаварийным режимам энергосистем. Требования включают нормируемые минимальные коэффициенты запаса статической устойчивости по активной мощности и напряжению, учет нерегулярных колебаний мощности и перечень расчетных возмущений, при которых должна обеспечиваться динамическая устойчивость энергосистем.

Стандарт распространяется на условия проектирования и эксплуатации. На стадии проектирования он определяет структуру формирования сети и электростанций, на стадии эксплуатации — выбор максимально допустимых режимов в нормальных схемах и аварийно допустимых режимов в послеаварийных схемах.

Стандарт в целях сохранения устойчивости допускает применение противоаварийной автоматики, действующей на отключение генераторов и потребителей.

5. Требования к устойчивости энергосистем

По условиям устойчивости энергосистем нормируются минимальные коэффициенты запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в сечениях и по напряжению в узлах нагрузки. Кроме того, устанавливаются группы возмущений, при которых должны обеспечиваться как динамическая устойчивость, так и нормируемые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах.

В области допустимых режимов должно быть обеспечено отсутствие самораскачивания. Если самораскачивание проявляется, то должны приниматься меры по устранению его причин, а оперативно должно быть дополнительно разгружено сечение, в котором наблюдаются колебания, до исключения этих колебаний.

Допустимые перетоки определяются также допустимыми токовыми нагрузками (перегрузками с учетом их длительности) оборудования в заданном и в нормативных послеаварийных режимах и другими имеющимися ограничениями.

5.1. Коэффициенты запаса устойчивости

5.1.1. Коэффициент запаса статической (апериодической) устойчивости по активной мощности в сечении (K_P) вычисляется по формуле:

энергосистема ток постоянный

где — предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении;

Р — переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0;

— амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом сечении (принимается, что под действием нерегулярных колебаний переток изменяется в диапазоне Р ±).

Запас устойчивости по активной мощности может быть задан также в именованных единицах: = - (P +).

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:

где, МВт, — суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон рассматриваемого сечения. Коэффициент K, 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 для режима максимальных нагрузок.

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_пр определяется по траектории, которой соответствует наименьшая предельная мощность.

Рассматриваются, как правило, сбалансированные по мощности способы утяжеления режима, т. е. такие, при которых частота остается практически неизменной.

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.

Бульшую 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.).

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 включатся 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.

Для несинхронных сечений, сформированных передачами либо вставками постоянного тока, нормирование запасов устойчивости выполняется раздельно со стороны отправной и приемной энергосистем по формуле для связей переменного тока, при этом под величиной Р понимается номинальная мощность объекта постоянного тока.

Кроме того, при использовании в составе объектов постоянного тока тиристорных преобразователей нормируются минимальные значения отношения короткого замыкания (ОКЗ) на шинах переменного тока их преобразовательных подстанций, которое вычисляется по формуле:

ОКЗ = S_кз/P_п,

где S_кз — мощность короткого замыкания на шинах переменного тока преобразователей, P_п — активная мощность преобразователей.

Для несинхронных сечений, сформированных передачами либо вставками постоянного тока, = 0.

5.1.2. Коэффициент запаса по напряжению () относится к узлам нагрузки и вычисляется по формуле:

где U — напряжение в узле в рассматриваемом режиме;

— критическое напряжение в том же узле, соответствующее границе 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· U_ном и 0,75· U_норм, где U_норм — напряжение в рассматриваемом узле нагрузки при нормальном режиме энергосистемы.

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.

5.2. Требования к динамической устойчивости

Динамическая устойчивость должна быть обеспечена для максимально допустимых перетоков в сечении, увеличенных на ДР_нк.

Динамическая устойчивость должна обеспечиваться при всех нормативных возмущениях, за исключением случаев когда:

· при возмущении, приводящем к ослаблению сечения, предел статической апериодической устойчивости в рассматриваемом сечении не превышает утроенной амплитуды нерегулярных колебаний мощности или уменьшается более чем на 70%;

· аварийный небаланс мощности приводит к приращению мощности в сечении, превышающем 50% от предела статической апериодической устойчивости в рассматриваемом сечении.

Для обеспечения устойчивости допускается применение противоаварийной автоматики, действующей в том числе на отключение генераторов и потребителей.

При нарушении устойчивости деление по сечению не должно приводить к каскадному развитию аварии при правильной работе ПА или к погашению дефицитной по мощности подсистемы из-за недостаточности объема АЧР.

На связях, по которым возможны асинхронные режимы, предусматриваются устройства ликвидации асинхронных режимов, действующих в том числе на деление энергосистем. Ресинхронизация, как с применением автоматических устройств, так и самопроизвольная, должна резервироваться делением.

Допустимая длительность асинхронного режима и способ его прекращения устанавливаются для каждого сечения с учетом необходимости предотвращения повреждений оборудования энергосистемы, дополнительных нарушений синхронизма и нарушений электроснабжения потребителей. При этом особое внимание следует уделять устойчивости электростанций и крупных узлов нагрузки, вблизи которых может оказаться центр качаний.

5.3. Классификация расчетных возмущений

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) отключение элемента сети без КЗ и с КЗ (распределение по группам возмущений указано в табл. 1);

Таблица 1


Возмущения	Группы нормативных возмущений в сетях с ном. напряжением, кВ:
	110−220	330−500
Отключение любого элемента сети без КЗ	I	I	I3, II	II
КЗ на сетевом элементе, кроме системы (секции) шин:
Отключение сетевого элемента основными1 защитами при однофазном КЗ с успешным АПВ (для сетей 330 кВ и выше — ОАПВ, 110−220 кВ — ТАПВ)	I	I	I	I
То же, но с неуспешным АПВ2	I	I	I3, II	II
Отключение сетевого элемента основными защитами при двухфазном КЗ на землю с неуспешным АПВ2	-(II)5	II	III	III
Отключение сетевого элемента основными защитами при трехфазном КЗ с успешным и неуспешным АПВ2	II
Отключение сетевого элемента резервными защитами при однофазном КЗ с успешным и неуспешным АПВ2	II
Отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателя4	II (III)5	III	III	III
То же, но при двухфазном КЗ на землю (для сетей 330−750 кВ — одной из фаз выключателя)5	— (III)5	III	III
То же, но при трехфазном КЗ 6	III (-)5
КЗ на системе (секции) шин:
Отключение СШ с однофазным КЗ, не связанное с разрывом связей между узлами сети	I	I	II	II
То же, но c разрывом связей	III	III

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.

⁵ По предложению ОДУ Сибири (Приложение)

⁶ Для сетей 110−220 кВ предлагается одна из следующих формулировок:

· ввиду крайней редкости исключить возмущение типа отключения сетевого элемента в схемах выдачи мощности электростанций действием УРОВ при трехфазном КЗ с отказом выключателя из разряда расчетных (в случае целесообразности в целях снижения вероятности появления такого события заменить выключатель на другой, тоже с трехфазным приводом, но более надежного типа, например, элегазовый);

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:
Время отключения КЗ, с:	0,18	0,16	0,14	0,12	0,10	0,08

б) скачкообразный аварийный небаланс активной мощности по любым причинам: отключение генератора или блока генераторов с общим выключателем, крупной подстанции, вставки постоянного тока (ВПТ), передачи постоянного тока (ППТ) или крупного потребителя и др. Распределение небалансов по группам возмущений показано в табл. 2.

Таблица 2


Значение аварийного небаланса мощности	Группа нормативных возмущений
1) Мощность генератора или блока генераторов, подключенных к сети общими выключателями; 2) мощность двух генераторов АЭС, подключенных к одному реакторному блоку; 3) мощность преобразовательного блока ВПТ или полуцепи ППТ.	II
1) Мощность, подключенная к одной секции (системе) шин или распредустройства одного напряжения электростанции; 2) мощность ВПТ в целом или обеих полуцепей ППТ.	III*

* 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;

д) последовательное аварийное отключение двух ВЛ, входящих в одно сечение.

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.

5.4. Показатели устойчивости энергосистем

Показатели устойчивости должны быть не ниже указанных в табл. 3

Таблица 3


Режим, переток в сечении	Минимальные коэффициенты запаса по активной мощности	Минимальные коэффициенты запаса по напряжению	Группы возмущений, при которых должна обеспечиваться устойчивость энергосистемы:
			в нормальной схеме	в ремонтной схеме
Нормальный	0,20	0,15	I, II, III	I, II
Утяжеленный	0,20	0,15	I, II	I
Вынужденный, послеаварийный	0,08	0,10

Для несинхронных сечений, сформированных передачами либо вставками постоянного тока, регулируемыми на постоянство активной мощности, минимальные значения коэффициентов запаса устойчивости по активной мощности составляют К_р = 0,1.

Кроме того, при использовании на указанных объектах тиристорных преобразователей значения отношения короткого замыкания со стороны отправной и приемной энергосистем не должны быть ниже ОКЗ = 1,7. Допустимость использования схем с меньшими значениями ОКЗ должна в каждом конкретном случае обосновываться путем выполнения дополнительных расчетов по соответствующим методикам специализированных организаций.

Устойчивость в нормальной схеме и при нормальном перетоке при возмущениях группы I в сети 500 кВ и ниже должна обеспечиваться без применения ПА — при проектировании энергосистем всегда, при эксплуатации, за исключением случаев, когда аппаратная часть ПА, работающая по принципу фиксации отключения линии (ФОЛ), не в состоянии отличить I группу нормативных возмущений от II или III группы, а также когда отказ от использования ПА:

— приводит к необходимости ограничения потребителей, потере гидроресурсов или к ограничению загрузки (запиранию мощности) отдельных электростанций, в том числе АЭС;

— в результате возмущения предел статической устойчивости в сечении уменьшается более, чем на 25%.

Воздействие ПА на разгрузку АЭС возможно лишь в случаях, когда при необходимости использования ПА отсутствуют другие виды управляющих воздействий.

Объемы управляющих воздействий ПА в условиях эксплуатации определяются возможностями энергосистем.

Условия, требующие применения ПА в порядке исключений, а также приводящие к необходимости использования воздействий ПА на разгрузку АЭС, должны рассматриваться как временные. По каждому из них должны быть приняты решения о сроках их устранения.

5.5. Расчетная проверка выполнения требований к устойчивости энергосистем

Расчеты устойчивости энергосистем и расчетная проверка мероприятий по ее обеспечению является необходимой частью работ по проектированию и эксплуатации энергосистем.

Расчеты устойчивости выполняются при:

— выборе основной схемы энергосистемы и уточнении размещения основного оборудования;

— выборе рабочих режимов энергосистемы;

— выборе мероприятий для повышения устойчивости энергосистемы, включая средства ПА;

— определении параметров настройки систем регулирования и управления, релейной защиты, АПВ и т. д.;

— определении параметров настройки систем ПА, предназначенных для повышения устойчивости энергосистем;

— проверке выполнения нормативных показателей устойчивости и других требований раздела 5.4.

Кроме того, расчеты устойчивости следует проводить при разработке и уточнении требований к основному оборудованию энергосистемы, релейной защите, автоматике и системам регулирования по условиям устойчивости энергосистем.

Ниже затрагиваются вопросы, относящиеся к проверке выполнения нормативных требований раздела 5.4, которая включает расчеты установившихся нормальных и послеаварийных режимов, оценку их статической устойчивости, определение предельных по устойчивости режимов, вычисление коэффициентов запаса статической устойчивости, определение устойчивости при нормативных возмущениях (расчеты динамической устойчивости).

5.5.1. Расчеты установившихся режимов

5.5.1.1. При проверке устойчивости энергосистемы следует рассматривать режимы, соответствующие характерным точкам суточных и сезонных графиков генерации и потребления при возможных нормальных и ремонтных схемах. Эти режимы следует рассматривать как длительно существующие.

5.5.1.2. Генераторы в расчетах установившихся режимов следует представлять источниками неизменного напряжения (в расчетных точках поддержания напряжения) с заданными активными мощностями. Минимальное и максимальное значения располагаемой реактивной мощности рекомендуется задавать с учетом значений напряжения и активной мощности в данном режиме. Возможно задание фиксированной реактивной мощности (вместо напряжения).

Узлы нагрузки следует, как правило, представлять независимыми от напряжения значениями активной и реактивной мощности.

5.5.1.3. Параметры послеаварийного режима должны быть получены с учетом всех изменений, вызванных переходным процессом, в том числе действием ПА, а также ограничителей перегрузки обмоток возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов. При существенном небалансе мощности должно быть учтено изменение частоты.

При расчете послеаварийного режима узлы нагрузки следует представлять статическими характеристиками по напряжению с учетом действия АРНТ; при изменении частоты для генераторов и нагрузки должны быть учтены их статические характеристики по частоте.

5.5.2. Расчеты статической устойчивости энергосистемы

5.5.2.1. В тех случаях, когда область апериодической статической устойчивости близка к области существования режима, допускается ограничиваться проверкой существования режима.

В расчетах апериодической статической устойчивости, если в каком-либо узле нагрузки нарушается условие U>U_кр, то соответствующий режим нужно считать апериодически неустойчивым.

Расчеты колебательной устойчивости следует выполнять:

— в условиях эксплуатации, если имеются данные о возможности возникновения незатухающих или слабозатухающих колебаний, для уточнения области допустимых режимов и определения эффективности мер по предотвращению колебательного нарушения устойчивости;

— при проектировании, если можно ожидать трудностей обеспечения колебательной устойчивости, в частности, если на электростанции будет использоваться новое оборудование: генераторы, системы возбуждения и АРВ.

5.5.2.2. Генераторы при проверке апериодической устойчивости в большинстве случаев допускается представлять источниками неизменного напряжения (в расчетных точках поддержания напряжения, в зависимости от типа АРВ) с заданными активными мощностями, а нагрузки — статическими характеристиками без учета регулирования напряжения трансформаторов.

5.5.3. Расчеты предельных по устойчивости режимов

5.5.3.1. Для определения коэффициента запаса устойчивости по активной мощности в сечении выполняется утяжеление режима путем увеличения перетока мощности в сечении до получения режима, предельного по устойчивости.

Траектории утяжеления режима должны в наибольшей степени изменять режим рассматриваемого сечения. Расчет утяжеленных режимов сопровождается проверкой их статической апериодической устойчивости.

5.5.3.2. Для увеличения перетока в рассматриваемом сечении при расчете рекомендуется загружать генераторы с одной стороны сечения и разгружать с другой стороны. При достижении ограничений по максимальной или минимальной мощности генераторов дальнейшее увеличение перетока рекомендуется осуществлять соответственно уменьшением или увеличением активной и реактивной мощности нагрузки. Если нагрузка снижена до возможного в реальных условиях минимума, то для дальнейшего увеличения перетока следует осуществлять перегрузку генераторов, сняв соответствующие ограничения (по току статора генератора, по току трансформатора, по мощности агрегата или энергоблока и т. п., кроме ограничений по току ротора). Если рассматриваемое сечение связывает две части энергосистемы, причем меньшая из них является дефицитной, то в качестве основного способа утяжеления режима в этом сечении следует принимать увеличение нагрузки дефицитной части энергосистемы.

Если для конкретных условий характерны иные факторы, вызывающие увеличение перетока, то такие способы утяжеления режима также должны быть рассмотрены.

5.5.3.3. При утяжелении режима генераторы допустимо представлять как при расчете установившегося режима, ограничения по реактивной мощности генераторов должны приниматься с учетом п. 5.1.1. При необходимости учитывается изменение активной мощности генераторов под действием систем вторичного регулирования. При этом следует считать отключенными все устройства автоматического управления, препятствующие достижению предельного перетока в данном сечении (автоматическое ограничение перетока, противоаварийная автоматика).

5.5.3.4. Крупные узлы нагрузки, расположенные в пунктах энергосистемы, где при утяжелении возможны существенные (более 5−10%) изменения напряжения, должны быть представлены статическими характеристиками с учетом АРНТ. Для остальных нагрузок допустимо принимать Р_н = const, Q_н = const.

При утяжелении режима способом увеличения нагрузки прирост реактивной нагрузки при отсутствии фактических данных рекомендуется принимать пропорциональным приросту активной нагрузки с коэффициентом пропорциональности, равным 0,5−0,7 МВА_р/МВт.

5.5.3.5. При рассмотрении траекторий утяжеления с заметным изменением частоты для генераторов и нагрузки должны быть дополнительно учтены статические характеристики мощности по частоте.

5.5.3.6. Определение критического напряжения в узле нагрузки имеет следующие особенности.

Если узел нагрузки содержит синхронные двигатели, работающие с отключенным АРВ, то критическое напряжение следует принимать равным 0,85U_ном; для уточнения требуются расчеты, учитывающие параметры двигателей и их систем возбуждения.

Если узел нагрузки содержит специфические электроприемники (например, электроприводы постоянного тока), то значения U_кр следует задавать с учетом соответствующих ведомственных нормативов.

Если узел нагрузки содержит протяженные или сильно загруженные линии распределительной сети (не включенные в расчетную схему энергосистемы), то критическое напряжение должно быть уточнено расчетами по специальной расчетной схеме. В этой схеме учитываются: распределительная сеть, питаемая от рассматриваемого узла, регулирование напряжения понижающих трансформаторов, статические характеристики по напряжению всех основных групп электроустановок и значения их критических напряжений. Внешняя по отношению к узлу часть энергосистемы не учитывается, рассматриваемый узел принимается в качестве балансирующего (БУ). В первом расчете напряжение БУ принимается равным нормальному напряжению в этом узле. В последующих расчетах напряжение БУ от расчета к расчету понижается. Критическое напряжение принимается равным минимальному напряжению балансирующего узла, при котором сохраняется статическая апериодическая устойчивость узла нагрузки, но не менее U_кр указанных в п. 5.1.2.

5.5.4. Расчеты динамической устойчивости

5.5.4.1. В расчетах динамической устойчивости для генераторов, близких к точке КЗ, рекомендуется применять расчетные модели, в которых учитываются электромагнитные переходные процессы в обмотке возбуждения и демпферных контурах и переходные процессы в системе возбуждения, включая АРВ. Остальные генераторы допустимо замещать неизменной во времени величиной переходной ЭДС за переходным сопротивлением.

При расчетах кратковременных переходных процессов допустимо, как правило, принимать мощность турбин постоянной (кроме расчетов ресинхронизации генераторов).

5.5.4.2. При расчетах динамической устойчивости для крупных узлов нагрузки (в особенности расположенных вблизи подробно моделируемых генераторов и в сечениях, по которым может быть нарушена устойчивость энергосистемы) следует использовать уравнения асинхронных, а также и синхронных двигателей, если мощность, потребляемая последними, значительна.

Для остальных узлов нагрузки допустимо, как правило, использовать статические характеристики, причем в тех узлах, где снижение напряжения в переходном режиме (после отключения КЗ) не превышает 5−10%, допустимо представлять нагрузку постоянным сопротивлением, а нагрузки, удаленные от места КЗ — также постоянными мощностями или учитывать их в балансе генерирующих узлов. Следует также учитывать самоотключения электроприемников при глубоких снижениях напряжения.

5.5.4.3. Проверка выполнения требований устойчивости при нормативных возмущениях должна осуществляться с учетом действия ПА, предназначенной для автоматического предотвращения нарушений устойчивости (АПНУ), т. е. включать проверку эффективности АПНУ.

5.5.5. Расчетные модели энергосистемы уточняются на основе опыта эксплуатации и с помощью натурных экспериментов в энергосистемах

4. ВАРИАНТ II ТРЕБОВАНИЙ К УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ В ФОРМАТЕ СТАНДАРТА

Стандарт направлен на обеспечение устойчивости функционирования электроэнергетических систем.

1. Область применения

Стандарт предназначен для организаций, осуществляющих проектирование и эксплуатацию энергосистем.

2. Нормативные ссылки

3. Термины, классификаторы и сокращения

Сокращения

АПВ — автоматическое повторное включение;

АРНТ — автоматическое регулирование коэффициентов трансформации трансформаторов под нагрузкой;

АЧР — автоматика частотной разгрузки;

АЭС — атомная электростанция;

ЕЭС — Единая энергетическая система;

КЗ — короткое замыкание;

ОАПВ — однофазное автоматическое повторное включение;

ОДУ — объединенное диспетчерское управление;

ОЭС — объединенная энергетическая система;

ПА — противоаварийная автоматика;

ПС — подстанция;

РУ — распределительное устройство;

СШ — система шин;

САОН — специальная автоматика отключения нагрузки;

ТАПВ — трехфазное автоматическое повторное включение;

УРОВ — устройство резервирования отказа выключателей;

ЭС — энергосистема.

4. Общие положения

5. Требования к устойчивости энергосистем

По условиям устойчивости энергосистем нормируются минимальные коэффициенты запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в сечениях и по напряжению в узлах нагрузки. Кроме того, устанавливается перечень возмущений, при которых должны обеспечиваться как динамическая устойчивость, так и нормируемые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах.

5.1. Коэффициенты запаса устойчивости

Р — переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0;

Запас устойчивости по активной мощности может быть задан также в именованных единицах:

= - (P +).

Примечания:

2. Для всех режимов допускается принимать величину для режима максимальных нагрузок.

ОКЗ = S_кз/P_п,

Для несинхронных сечений, сформированных передачами либо вставками постоянного тока, = 0.

5.1.2. Коэффициент запаса по напряжению () относится к узлам нагрузки и вычисляется по формуле:

где U — напряжение в узле в рассматриваемом режиме;

5.1.3. Нормативные значения коэффициентов запаса устойчивости

Минимальные значения коэффициентов запаса устойчивости по активной мощности и напряжению составляют:

· в нормальном режиме К_р = 0,2, K_U = 0,15;

· в послеаварийном режиме К_р = 0,08, K_U = 0,1.

5.2. Требования к динамической устойчивости

Для обеспечения устойчивости допускается применение противоаварийной автоматики, действующей в том числе на отключение генераторов и потребителей. Объемы управляющих воздействий ПА в условиях эксплуатации определяются возможностями энергосистем. При выявлении недостаточности управляющих воздействий для обеспечения устойчивости при нормативных возмущениях требования устойчивости должны обеспечиваться соответствующей разгрузкой связей в исходных режимах.

5.3. Перечень нормативных возмущений

В качестве нормативных возмущений рассматриваются:

· отключение любого элемента сети без КЗ;

· отключение сетевого элемента основными Или резервными защитами с не меньшим быстродействием. защитами при однофазном КЗ с успешным и неуспешным АПВ При обеспечении автоматического запрета АПВ в случае непогасания дуги неуспешное АПВ может не рассматриваться. (для сетей 330 кВ и выше — ОАПВ, 110−220 кВ — ТАПВ);

· отключение сетевого элемента напряжением 110−220 кВ резервными защитами при однофазном КЗ с успешным и неуспешным АПВ²;

· отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателя При этом учитываются отключения всех сетевых элементов (включая СШ), связанных с отключением смежных выключателей.;

· отключение сетевого элемента напряжением 330−1150 кВ основными защитами при двухфазном КЗ на землю с успешным и неуспешным АПВ²;

· отключение сетевого элемента действием УРОВ при двухфазном КЗ на землю с отказом одного выключателя (для сетей 330−750 кВ — одной из фаз выключателя);

· отключение сетевого элемента 110−220 кВ основными защитами при трехфазном КЗ с успешным и неуспешным АПВ²;

· отключение сетевого элемента 110−220 кВ действием УРОВ при трехфазном КЗ с отказом одного выключателя Для сетей 110−220 кВ предлагается одна из следующих формулировок:

· отключение системы (секции) шин с однофазным КЗ, не связанное с разрывом связей между узлами сети, а также c разрывом связей;

· скачкообразный аварийный небаланс активной мощности по любым причинам: отключение генератора или блока генераторов с общим выключателем, крупной подстанции, вставки постоянного тока (ВПТ), передачи постоянного тока (ППТ) или крупного потребителя и др.;

· одновременное отключение двух ВЛ, расположенных в общем коридоре более, чем на половине длины более короткой линии, в результате возмущения, вызванного основными защитами при однофазном КЗ;

· возмущения 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;

· последовательное аварийное отключение двух ВЛ, входящих в одно сечение;

· процессы самозапуска двигателей крупного потребителя при снижениях напряжения на ПС энергосистемы более чем на 15%.


Номинальное напряжение, кВ:
Время отключения КЗ, с:	0,18	0,16	0,14	0,12	0,10	0,08

5.4. Дополнительные требования к устойчивости энергосистем на стадии проектирования

5.4.1. При проектировании развития энергосистем для обеспечения их устойчивости и надежного функционирования нормируются требования к структуре энергосистем. Эти требования характеризуются коэффициентами ослабления сечений электрических сетей, по которым возможно нарушение устойчивости (К_ос), для полной и ремонтных схем и определяются как отношение разности между предельными по устойчивости перетоками в сечении до и после отключения одного элемента сечения к значению предельного перетока в расчетном режиме. Максимально допустимые коэффициенты ослабления расчетных сечений электрической сети приведены в таблице.


Сечение энергосистемы	Высший для данного расчетного сечения класс напряжения, кВ

Расчетное сечение	0,3 0,6	0,3 0,5	0,2 0,4	0,2 0,4	0,2 0,4
Расчетное сечение в схеме выдачи мощности АЭС	;	0,2 0,3	0,15 0,25	0,15 0,25	0,15 0,25

5.4.2. Впредь до особого распоряжения вводится запрет на сооружение объектов, приводящих в каждой отдельной ОЭС к повышению максимальной величины расчетного скачкообразного аварийного небаланса активной мощности.

5.4.3. Применительно к мегаполисам на стадии проектирования должно реализовываться правило «n-1», а возможно, и «n-2».

5.5. Расчетная проверка выполнения требований к устойчивости энергосистем

Расчеты устойчивости выполняются при:

— выборе основной схемы энергосистемы и уточнении размещения основного оборудования;

— выборе рабочих режимов энергосистемы;

— выборе мероприятий для повышения устойчивости энергосистемы, включая средства ПА;

— определении параметров настройки систем регулирования и управления, релейной защиты, АПВ и т. д.;

— определении параметров настройки систем ПА, предназначенных для повышения устойчивости энергосистем;

— проверке выполнения нормативных показателей устойчивости и других требований разделов 5.1−5.3.

Ниже затрагиваются вопросы, относящиеся к проверке выполнения нормативных требований разделов 5.1−5.3, которая включает расчеты установившихся нормальных и послеаварийных режимов, оценку их статической устойчивости, определение предельных по устойчивости режимов, вычисление коэффициентов запаса статической устойчивости, определение устойчивости при нормативных возмущениях (расчеты динамической устойчивости).

5.5.1. Расчеты установившихся режимов

5.5.2. Расчеты статической устойчивости энергосистемы

Расчеты колебательной устойчивости следует выполнять:

5.5.3. Расчеты предельных по устойчивости режимов

5.5.3.3. При утяжелении режима генераторы допустимо представлять как при расчете установившегося режима ограничения по реактивной мощности генераторов должны приниматься с учетом п. 5.1.1. При необходимости учитывается изменение активной мощности генераторов под действием систем вторичного регулирования. При этом следует считать отключенными все устройства автоматического управления, препятствующие достижению предельного перетока в данном сечении (автоматическое ограничение перетока, противоаварийная автоматика).

5.5.3.4. Крупные узлы нагрузки, расположенные в пунктах энергосистемы, в которых при утяжелении возможны существенные (более 5−10%) изменения напряжения, должны быть представлены статическими характеристиками с учетом АРНТ. Для остальных нагрузок допустимо принимать Р_н = const, Q_н = const.

5.5.3.6. Определение критического напряжения в узле нагрузки имеет следующие особенности.

5.5.4. Расчеты динамической устойчивости.

Для остальных узлов нагрузки допустимо, как правило, использовать статические характеристики; причем в тех узлах, где снижение напряжения в переходном режиме (после отключения КЗ) не превышает 5−10%, допустимо представлять нагрузку постоянным сопротивлением, а нагрузки, удаленные от места КЗ — также постоянными мощностями или учитывать их в балансе генерирующих узлов. Следует также учитывать самоотключения электроприемников при глубоких снижениях напряжения.

5.5.5. Расчетные модели энергосистемы уточняются на основе опыта эксплуатации и с помощью натурных экспериментов в энергосистемах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе предложено на обсуждение два различных варианта требований к устойчивости энергосистем, сформулированных в формате стандарта, подготовленных в качестве замены «Методических указаний по устойчивости» выпуска 2003 г. Оба варианта базируются на сочетании нормирования запасов статической устойчивости и задании перечня расчетных динамических возмущений, при которых должна быть обеспечена динамическая устойчивость. Принципиальное отличие вариантов состоит в различных подходах к требованиям устойчивости в характерных схемно-режимных условиях. Если в варианте I, как и в исходных «Методических указаниях по устойчивости» эти требования для сравнительно непродолжительных условий (утяжеленные режимы, ремонтные схемы) снижаются, то в варианте II они сохранены неизменными, предполагающими в случае необходимости разгрузку на это время ослабленных элементов сети. Следствием этого различия является отсутствие в варианте II одного из наиболее существенных разделов «Методических указаний по устойчивости», посвященного разделению на три группы расчетных динамических возмущений.

Вариант I разрабатываемого документа подготовлен с минимальными отклонениями от базового материала. Он дополнен лишь данными по учету элементов постоянного тока, а также заимствованным из «Руководящих указаний по устойчивости» 1993 г. методическим материалом по расчетам устойчивости. Кроме того, он содержит некоторые корректировки, такие как несколько иное написание формулы для расчета запаса устойчивости по напряжению, а также приведенные в Приложении предложения ОДУ Сибири по несколько иному перераспределению возмущений между расчетными группами и т. п. Такая форма предложенного варианта не означает, что его не следует дополнительно расширить, например, за счет включения в него раздела из варианта II «Дополнительные требования к устойчивости энергосистем на стадии проектирования».

Вариант II, как представляется, в большей степени нежели вариант I, соответствует наметившейся тенденции на повышение надежности работы энергосистем, что делает его более перспективным. Однако это вопрос дальнейшего обсуждения.

На обсуждение предлагается вынести следующие основные вопросы.

1. Какой из вариантов, первый или второй, следует принять за основу разрабатываемых требований к устойчивости?

2. Должен ли документ содержать, возможно, несколько скорректированные приведенные в тексте варианта II «Дополнительные требования к устойчивости энергосистем на стадии проектирования»?

3. Не следует ли в разрабатываемом документе в качестве страховки от неточностей расчетов и отказов работы элементов противоаварийной автоматики предусмотреть учет запасов динамической устойчивости?

4. Целесообразно ли в каких-то случаях идти на снижение допустимых перетоков мощности ради отказа от использования противоаварийной автоматики?

5. Не следует ли исключить из перечня расчетных возмущений такие редкие события как сочетание многофазных КЗ в линиях высших классов напряжения с отказом выключателя и действием УРОВ?

6. В варианте II с точки зрения требований к надежности предложено отказаться от рассмотрения ремонтных схем, утяжеленных и вынужденных режимов. Не следует ли все-таки на ближайшую перспективу понятие вынужденных режимов сохранить?

Широкое обсуждение этих вопросов под эгидой СО-ЦДУ и выработка ответов на них позволит на основе предложенных вариантов выработать стандарт, определяющий требования к устойчивости работы энергосистем.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Методические указания по устойчивости энергосистем. Утверждены Приказом Минэнерго России № 277 от 30.06.2003 г.

2. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем. Утверждены Приказом Минэнерго России № 281 от.30.06.2003. Москва, 2003.

3. Проект стандарта «Методики определения нормативного, прогнозируемого и фактического уровней надежности энергосистем», ЭНИН, 2005.

ПРИЛОЖЕНИЕ

О предложениях ОДУ Сибири в первую редакцию Методических указаний по устойчивости

О предложениях в первую редакцию

Методических указаний по устойчивости

Уважаемый Николай Григорьевич!

ОДУ Сибири рассмотрело отчёт ОАО «НИИПТ» по научно-исследовательской работе «Подготовка материалов для разработки новых Методических указаний по устойчивости. Методические указания по устойчивости (первая редакция)» и сообщает свои предложения:

1. В таблице 1 распределения возмущений по группам предлагается в сетях 110 — 220 кВ устранить разногласие между номерами групп следующих нормативных возмущений «Отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателя» (II группа) и «Отключение СШ с однофазным КЗ, связанное с разрывом связей между узлами сети» (III группа). Оба возмущения для типовой схемы ОРУ 110 и 220 кВ «две системы шин с обходной» приводят к одинаковой послеаварийной схеме с потерей всех присоединений, нормально зафиксированных на отключаемой системе шин. По тяжести подобные возмущения имеют весьма существенное снижение предела статической устойчивости по оставшимся связям, в связи с чем в сетях 110 — 220 кВ «Отключение сетевого элемента действием УРОВ при однофазном КЗ с отказом одного выключателя» предлагается перевести в III группу.

2. Строку таблицы 1 «Отключение сетевого элемента основными защитами при двухфазном КЗ на землю с неуспешным АПВ» предлагается передвинуть вверх таблицы и разместить ниже строки «однофазного КЗ с неуспешным АПВ» (расположение по мере утяжеления вида возмущения). В сетях 110 — 220 кВ присвоить данному виду возмущения II группу

3. В таблице 1 возмущению «Отключение сетевого элемента действием УРОВ при двухфазном КЗ на землю c отказом одного выключателя (для сетей 330 — 750 кВ — одной из фаз выключателя)» предлагаем присвоить в сети 110 — 220 кВ III группу.

4. В таблице 1 возмущение «Отключение сетевого элемента действием УРОВ при трехфазном КЗ с отказом одного выключателя» в сети 110 — 220 кВ предлагаем исключить из ряда расчетных нормативных возмущений.

5. В пункте 3.3 для сохранения устойчивости предлагается допускать применение ПА в нормальной схеме при нормативных возмущениях всех групп, в том числе I группы, вне зависимости от номинального класса напряжения сети по следующим причинам:

Аппаратная часть ПА, работающая по принципу фиксации отключения линии (ФОЛ), не в состоянии отличить I группу нормативных возмущений от II или III группы, что приведет в принципе к необходимости отказа от ПА в нормальной схеме.

Отказ от применения ПА в нормальной схеме в большинстве случаев приведет к снижению максимально-допустимых перетоков (МДП) в сечениях, состоящих из трех и более параллельных ВЛ, и в ряде случаев МДП в ремонтных схемах может превышать МДП в нормальной схеме. В частности, в сечении Казахстан — Сибирь ввод в работу ВЛ 534 Сибирь — Таврическая не приведет к увеличению МДП относительно существующего значения.

В различных энергосистемах ЕЭС России высший класс напряжения системообразующей сети варьируется от 220 до 750 кВ, что необходимо учитывать для формирования единообразного подхода к принципам применения ПА в энергосистемах, имеющих более низкий класс напряжения системообразующей сети.

С уважением, Зам. генерального директора А.Б. Работин

Исп. Федоренко Ю. П., т. 23−41

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой