Содержание
| УТВЕРЖДАЮ |
Департамента науки и
техники РАО "ЕЭС России"
К. М. Антипов
РУКОВОДЯЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Зам. директора по научной работе ВНИИЭ Л. Г. Мамиконянц
Главный инженер ЦДУ ЕЭС России А. А. Окин
Главный инженер Института "Энергосетьпроект" В. С. Ляшенко
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Руководящие указания устанавливают требования, которым должны удовлетворять энергосистемы и их объединения в отношении устойчивости.
1.2. Руководящие указания являются обязательными для проектных и эксплуатационных организаций. С введением их в действие утрачивают силу "Руководящие указания по устойчивости энергосистем" (М., Союзтехэнерго 1984г.). Действующие отраслевые директивные материалы до их пересмотра сохраняют силу в частях не противоречащих настоящим Руководящим указаниям.
1.3. Требования к устойчивости энергосистем могут быть изменены по сравнению с указанными в настоящем документе с учетом конкретных условий при наличии технико-экономического обоснования.
2. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
2.1. В Руководящих указаниях понятие "энергосистема" применяется для обозначения любой совокупности электростанций, приемников электрической энергии и электрических сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима.
2.2. Связи и сечения.
2.2.1. Связью называется совокупность сетевых элементов (линий электропередачи, трансформаторов и т. д.), соединяющих две части энергосистемы. В понятие "связь" могут быть включены промежуточные электростанции и узлы нагрузки.
2.2.2. Сечение схемы определяет совокупность таких элементов одной или нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению энергосистемы на две изолированные части.
2.3. Схема и режим энергосистемы.
2.3.1. Исходя из требований к устойчивости схемы энергосистемы подразделяются следующим образом:
Ремонтная схема отличается от нормальной тем, что из-за отключенного состояния одного или нескольких элементов электрической сети (а при эксплуатации — также из-за отключенного состояния устройств противоаварийной автоматики) существенно (более, чем на 10%) уменьшен предельный по статической устойчивости переток в каком-либо сечении непосредственно в данной ремонтной схеме или в возможных для нее послеаварийных режимах.
2.3.2. Различаются установившиеся и переходные режимы энергосистем.
К установившимся относятся режимы, которые характеризуются неизменными параметрами. Медленные изменения режима, связанные с внутрисуточными изменениями электропотребления и генерации, нерегулярными колебаниями мощностей, передаваемых по связям, работой устройств регулирования частоты и активной мощности и т.п., рассматриваются как последовательность установившихся режимов.
К переходным относятся режимы от начального возмущения до окончания вызванных им электромагнитных и электромеханических процессов (с учетом действия систем регулирования частоты вращения турбины).
2.3.3. При эксплуатации исходя из требований к устойчивости энергосистем перетоки мощности в сечениях при установившихся режимах подразделяются следующие образом:
— нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым);
— вынужденные (наибольший допустимый переток называется аварийно допустимым).
Вынужденные перетоки допускаются для предотвращения или уменьшения ограничений потребителей, потерь гидроресурсов, при необходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов, неблагоприятном наложении плановых и аварийных ремонтов основного оборудования электростанций и сети, а также в режимах минимума нагрузки при невозможности уменьшения перетока из-за недостаточной маневренности АЭС (кроме сечений примыкающих к АЭС; см. также п. 3.6).
2.3.4. При проектировании перетоки мощности в сечениях при установившихся режимах подразделяются следующим образом:
Утяжеленным считается переток. характеризующийся неблагоприятным сочетанием ремонтов основного оборудования электростанции в режимах максимальных минимальных нагрузок, если общая продолжительность существования таких режимов в течение года не превышает 10%.
2.4. Возмущения, которые учитываются в требованиях к устойчивости энергосистем (нормативные возмущения) 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);
| Возмущения | Группы нормативных возмущений | |||
в сетях с ном. напряжением, кВ:
* — на связи АЭС с энергосистемой.
** При обеспечении автоматического запрета АПВ в случае непогасания дуги неуспешное АПВ может не рассматриваться.
Примечание. Расчетная длительность КЗ принимается по верхней границе фактических значений, соответствующих работе основной защиты. При проектировании должны приниматься меры, обеспечивающие длительности КЗ, не превышающие следующих:
| Номинальное напряжение, кВ: | 330 | 500 | 750 | 1150 |
| Время отключения КЗ, с: | 0,14 | 0,12 | 0,10 | 0,08 |
б) возникновение аварийного небаланса мощности по любым причинам — отключение генератора или блока генераторов с общим выключателем на стороне высшего напряжения, крупной подстанции или крупного потребителя, ППТ или ее элемента и др. (распределение по группам возмущений указано в табл. 2).
| Значение аварийного небаланса мощности | Группа нормативных возмущений |
| Не более мощности генератора или блока генераторов, кроме наиболее мощных, имеющихся в небольшом количестве в данной ОЭС | I |
| Не менее небаланса для группы 1, но не более: |
1) наибольшей мощности генератора или блока генераторов в данной ОЭС;
2) мощности двух генераторов АЭС, подключенных к одному реакторному блоку
1) мощности, подключенной к одной секции (системе) шин или распредустройства одного напряжения электростанции;
2) 50% мощности электростанции
* Аварийные небалансы группы III относятся к случаю, когда рассматривается устойчивость параллельной работы по связям между ОЭС.
Кроме того, в группу Ш включаются следующие возмущения:
в) одновременное отключение двух цепей, расположенных в общем коридоре более, чем на половине длины более короткой линии, в результате возмущения группы I в соответствии с табл.1;
г) возмущения групп I и II с отключением элемента сети или генератора, которые вследствие ремонта одного из выключателей приводят к отключению другого элемента сети или генератора, подключенных к тому же распредустройству.
Примечание. Если при кратковременном нарушении электроснабжения, вызванном КЗ, паузой АПВ и т.п., возможен выбег двигателей крупного потребителя с последующим групповым самозапуском, необходимо учитывать вызываемый этим наброс реактивной нагрузки в качестве одного из возмущений группы I.
2.5. Коэффициент запаса статической устойчивости по активной мощности в сечении.
2.5.1. Коэффициент запаса статической устойчивости по активной мощности в сечении (Кр) вычисляется по формуле:
, (1)
| где РПР — | активная мощность, передаваемая через рассматриваемое сечение (переток в сечении) в режиме, предельном по статической устойчивости; |
| Р — | переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0; |
 Р — |
амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом сечении в рассматриваемом режиме (принимается, что под действием нерегулярных колебаний переток Р изменяется в диапазоне Р ± Р). |
2.5.2. Вычисление предельного по статической устойчивости перетока в сечении осуществляется утяжелением режима (увеличением перетока). При этом рассматриваются траектории утяжеления режима, представляющие собой последовательности установившихся режимов, которые при изменении некоторого параметра или 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 с каждой из сторон рассматриваемого сечения. Значение РПР определяется по траектории, которой соответствует наименьшая предельная мощность.
Допускается рассматривать только сбалансированные по мощности способы утяжеления режима, т.е. такие, при которых частота остается практически неизменной. Если для конкретных условий увеличение перетока может вызываться или сопровождаться заметным изменением частоты, то такие способы утяжеления режима также должны быть рассмотрены.
2.5.3. Предельные по статической устойчивости перетоки определяются с учетом перегрузки генераторов по току ротора, допустимой в течение 20 мин.
Большую перегрузку разрешается учитывать (во всех режимах, кроме послеаварийного), если за допустимое время такая перегрузка автоматически ликвидируется без снижения запаса устойчивости в сечении (автоматический пуск гидрогенераторов, перевод их из компенсаторного режима в активный и т. п.).
2.5.4. Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности (Р) в рассматриваемом сечении, входящее в (1), устанавливается для каждого сечения энергосистемы по данным измерений.
При отсутствии таких данных расчетная амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности, МВт, может быть определена по выражению:
(2)
| где Р Н1, Р Н2 — | суммарные мощности нагрузки, МВт, с каждой из сторон рассматриваемого сечения. Коэффициент К,  , принимается равным 1,5 при ручном регулировании и 0,75 при автоматическом регулировании или при ограничении перетоков мощности. |
2.5.5. В эксплуатации для контроля за соблюдением нормативных запасов статической устойчивости следует, как правило, использовать значения перетоков активной мощности.
При необходимости максимально допустимые и аварийно допустимые перетоки задаются как функции перетоков в других сечениях и напряжений в узловых точках энергосистемы. Такие перетоки и напряжения следует включать в число контролируемых параметров.
В зависимости от конкретных условий в качестве контролируемых могут использоваться и другие параметры режима энергосистемы, в частности, значения углов между векторами напряжении по концам электропередачи. Допустимые значения контролируемых параметров, при которых обеспечивается нормативный коэффициент запаса по активной мощности, устанавливаются на основе расчетов.
2.6. Коэффициент запаса по напряжению в узле нагрузки.
2.6.1. Значения коэффициента запаса по напряжению (КU) относятся к узлам нагрузки и вычисляются по формуле:
(3)
| где U — | напряжение в узле в рассматриваемом режиме; |
| U КР — | критическое напряжение в том же узле, соответствующее границе, ниже которой происходит нарушение статической устойчивости двигателей. |
2.6.2. Критическое напряжение в узле нагрузки 110 кВ и выше, как правило, следует принимать не меньшим, чем 0.7U ном и 0.75U ном, где U ном — напряжение в рассматриваемом узле нагрузки при нормальном режиме энергосистемы (см. также п. 4.4.6).
2.6.3. 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.
3. ТРЕБОВАНИЯ К УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
3.1. По условиям устойчивости энергосистем нормируются минимальные коэффициенты запаса статической устойчивости по активной мощности в сечениях, и по напряжению в узлах нагрузки. Кроме того, устанавливаются группы возмущений (см. п. 2.4), при которых должны обеспечиваться как динамическая устойчивость, так и нормируемые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах.
Эти требования могут выполняться путем:
— усиления электрической сети;
— уменьшения времени отключения КЗ, усовершенствования и оптимизации настройки устройств АПВ (например, за счет использования контроля погасания дуги в паузу АПВ, выбора порядка постановки линии под напряжение, изменения длительности паузы АПВ) и т. п.;
— применения систем и устройств автоматического предотвращения нарушений устойчивости;
— изменения режима работы энергосистемы. Нормируются коэффициенты запаса по апериодической статической устойчивости, при этом в допустимой области 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.
Для допустимых перетоков должно быть, кроме того, проверено отсутствие термической перегрузки оборудования с учетом длительности существования режима, а также другие имеющиеся ограничения, не связанные с устойчивостью энергосистемы.
3 2 Значения показателей устойчивости должны быть не ниже указанных в табл. 3 (см. также п.п. 3.3 — 3.6).
| Переток в сечении | Минимальные коэффициенты запаса по активной | Минимальные коэффициенты запаса по напряжению, КU | Группы возмущений, для которых должна обеспечиваться устойчивость | |
в энергосистеме, при:
3.3. При проектировании энергосистем в нормальной схеме и при нормальном перетоке устойчивость при возмущении группы I в сети 500 кВ и ниже должна обеспечиваться без применения ПА.
При отключении элемента сети 750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ после однофазного КЗ, устойчивость может обеспечиваться с применением ПА, но без воздействия на разгрузку АЭС и при объеме нагрузки, отключаемой САОН, не более 30% от передаваемой по сечению мощности и не более 5-7% от нагрузки приемной энергосистемы (большее число относится к энергосистеме, меньшее — к энергообъединению).
При эксплуатации энергосистем в нормальной схеме и при нормальном перетоке в случае возмущения группы I устойчивость должна обеспечиваться без применения ПА, за исключением тех случаев, когда:
— выполнение требования приводит к необходимости ограничения потребителей или потери гидроресурсов;
— в результате возмущения предел статической устойчивости в сечении уменьшается более, чем на 25%. При этом в указанных случаях, а также при отключении элемента сети -750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ после однофазного КЗ, устойчивость должна обеспечиваться без воздействия ПА на разгрузку АЭС.
Для пусковых схем объектов допускается применять ПА для предотвращения нарушения устойчивости при возмущениях группы I, а также при отключении элемента сети 750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ после однофазного КЗ, но без воздействия на разгрузку АЭС.
3.4. Послеаварийный режим после нормативных возмущений должен удовлетворять следующим требованиям:
— коэффициенты запаса по активной мощности должны быть не менее 0,08,
— коэффициенты запаса по напряжению — не менее 0,1. Длительность послеаварийного режима определяется временем, необходимым диспетчеру для восстановления условий нормального режима, как правило, не большим 15-20 мин. (см. также п. 3.6).
В течение этого времени возникновение дополнительных возмущений (т.е. наложение аварии на аварию) не рассматривается.
3.5. Устойчивость при возмущении, приводящем к ослаблению сечения, может не сохраняться (кроме условий, оговоренных п. 3.3), в следующих случаях:
— предел статической апериодической устойчивости в рассматриваемом сечении уменьшается более, чем на 70%;
— предел статической апериодической устойчивости по оставшимся в сечении связям не превышает утроенной расчетной амплитуды нерегулярных колебаний мощности в этом сечении.
При этом деление по оставшимся в работе связям не должно приводить к каскадному развитию аварии при правильной работе ПА.
В указанных случаях должно осуществляться автоматическое разделение энергосистемы по этому сечению до возникновения асинхронного режима или в его начальной стадии.
3.6. В эксплуатации любое отступление от требований, относящихся к нормальному перетоку (первая строка табл. 3), означает переход к вынужденному перетоку и должно быть разрешено высшей оперативной инстанцией, в ведении или управлении которой находятся связи этого сечения. Переход к вынужденному перетоку в сечении на время прохождения максимума нагрузки, но не более 40 мин., или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей, а в послеаварийном режиме также на время, необходимое для мобилизации резерва (в том числе холодного), может быть выполнен оперативно по разрешению дежурного диспетчера указанной высшей оперативной инстанции.
Работа с вынужденным перетоком не допускается, если нарушение устойчивости в этом режиме при возмущениях группы I или П и правильном функционировании ПА может привести к отключению потребителей от АЧР и САОН, суммарной мощностью более, чем в 10 раз, превышающей величину ограничения потребителей, которая требуется для обеспечения нормативных показателей нормального перетока.
Работа с вынужденным перетоком в сечениях, примыкающих к АЭС, не допускается.
Коэффициент запаса статической устойчивости по активной мощности в сечении (Кр) вычисляется по формуле:
где Рпр – активная мощность, передаваемая через рассматриваемое сечение (переток в сечении) в режиме, предельном по статической устойчивости;
Р – переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0;
дР – расчетная амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом сечении в рассматриваемом режиме (принимается, что под действием нерегулярных колебаний переток Р изменяется в диапазоне (Р + дР)).
Определение 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 некоторого параметра или группы параметров позволяют достичь границы области статической устойчивости.
Следует рассматривать увеличение перетока в сечении для ряда траекторий утяжеления, которые характерны для данной ЭЭС и различаются перераспределением мощности между узлами, находящимися с каждой из сторон рассматриваемого сечения. Значение Р определяется по траектории, которой соответствует наименьшая предельная мощность.
Допускается рассматривать только сбалансированные по мощности способы утяжеления режима, т.е. такие, при которых частота остается практически неизменной. Если для конкретных условий увеличение перетока может вызываться или сопровождаться заметным изменением частоты, то такие способы утяжеления режима также должны быть рассмотрены.
Предельные по статической устойчивости перетоки определяются
с учетом перегрузки генераторов потоку ротора, допустимой в течение 20 мин.
Более высокую перегрузку разрешается учитывать (во всех режимах, кроме послеаварийного), если за допустимое время такая перегрузка автоматически ликвидируется без снижения запаса устойчивости в сечении (автоматический пуск гидрогенераторов, перевод их из компенсаторного режима в активный и т.п.).
Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности (АР) устанавливается для каждого сечения ЭЭС по данным измерений.
При отсутствии таких данных расчетная амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности, МВт, может быть определена
по выражению:
где Рн1 , Рн2 – суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон рассматриваемого сечения, МВт.
Коэффициент К принимается равным: 1,5 – при ручном регулировании и 0,75 – при автоматическом регулировании и ограничении перетоков мощности.
В эксплуатации для контроля за соблюдением нормативных запасов статической устойчивости следует, как правило, использовать значения перетоков активной мощности.
При необходимости максимально допустимые и аварийно допустимые перетоки задаются как функции перетоков в других сечениях и напряжении в узловых точках энергосистемы. Такие перетоки и напряжения следует включать в число контролируемых
параметров.
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, при которых обеспечивается нормативный коэффициент запаса статической устойчивости по активной мощности, устанавливаются на основе расчетов.
Запас — статическая устойчивость
Запас статической устойчивости ( характеризуется коэффициентами запаса статической устойчивости по мощности или ло напряжению на шинах приемной подстанции. [2]
Запас статической устойчивости режима качественно определяется близостью к режиму, соответствующему границе области, в которой появляется апериодическое или колебательное нарушение устойчивости. Запас количественно характеризуется коэффициентами запаса Кр по потокам активной мощности в сечениях Р системы и по напряжению в узлах нагрузки Ки, приведенными ниже. [3]
Запас статической устойчивости энергосистемы оценивается по наименьшему значению запаса, т.е. по наихудшей точке. В тех случаях, когда наихудшая точка известна, расчет может быть ограничен определением запаса для одной этой точки. [4]
Запас статической устойчивости данного режима качественно определяется близостью к режиму, лежащему на границе области, в которой появляется апериодическое или колебательное нарушение устойчивости. [5]
Запас статической устойчивости нормального режима для межсистемной связи обычно является определяющим. [6]
Коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению ( 2 — 10) показывает, на сколько процентов может быть снижено напряжение на шинах приемной подстанции, прежде чем при той же величине передаваемой мощности, произойдет нарушение статической устойчивости. [8]
Величина запаса статической устойчивости имеет существенное практическое значение. При изменениях режима системы он может приближаться к режиму, предельному по условиям статической устойчивости. Такое приближение режима к предельному называется ухудшением или утяжелением режима. Имеющийся в данном режиме запас статической устойчивости определяет меру возможности ухудшения режима до нарушения статической устойчивости. [9]
Величина запаса статической устойчивости в послеаварийном режиме может быть принята меньшей, чем в нормальном режиме. Эти величины относятся к увеличению мощности Передачи. Указанные величины пока еще не имеют строгих обоснований и базируются на эксплуатационном опыте. [10]
Как определяется запас статической устойчивости при утяжелении режима. [11]
Требуется определить запас статической устойчивости системы в следующих случаях: а) при отсутствии ЛРВ; б) при АРВ пропорционального типа; в) при АРВ сильного действия. [12]
Требуется определить запас статической устойчивости рассматриваемого узла нагрузок . [14]
Необходимые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах и условия применения ПА для обеспечения успешности переходных процессов должны соответствовать требованиям по устойчивости энергосистем. [15]
