Методические указания по устойчивости энергосистем

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	750	1150
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:

· 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 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:	110	220	330	500	750	1150
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

Введение

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;

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

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, устанавливается перечень 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:

,

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.

5.1.3. 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.

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.

5.2. Требования к динамической устойчивости

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. 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.

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. 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:

· 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 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).;

· 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%.

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, 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.

60

Размещено на http://www.allbest.ru/

59

Размещено на http://www.allbest.ru/

Сечение энергосистемы	Высший для данного расчетного сечения класс напряжения, кВ
	220	330	500	750	1150
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 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 разделов 5.1-5.3.

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 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

5.5.1.1. 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, 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.

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 МВАр/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.