Нарушение устойчивости в энергосистеме

15.1 Устойчивость режима энергосистемы – это ее способность при внезапных случайных возмущениях режима как малых, так и значительных, сохранить нормальное значение параметров (частоты, напряжения) в узловых точках.

Различают статическую и динамическую устойчивость.

а) Статическая устойчивость – это способность энергосистемы при малых отклонениях ее параметров возвращаться к режиму с исходными значениями указанных параметров.

б) Динамическая устойчивость – это способность энергосистемы возвращаться после временного внезапного значительного возмущения (короткое замыкание, отключение части генераторной мощности или узлов нагрузки, отключение отдельных звеньев сети, работа АПВ и т.п.) к такому установившемуся режиму, при котором параметры режима в ее узловых точках близки к нормальным.

Различают синхронную и результирующую динамическую устойчивость.

а) Синхронная динамическая устойчивость энергосистемы - это способность системы возвращаться после приложения внезапных значительных возмущений к установившемуся режиму без асинхронных проворотов роторов генераторов (роторы синхронных машин после возмущения совершают затухающие синхронные качания).

б) Результирующая динамическая устойчивость энергосистемы - это способность системы возвращаться после приложения внезапных значительных возмущений к установившемуся режиму после нескольких асинхронных проворотов генераторов (роторы синхронных машин после возмущения возвращаются к синхронизму после нескольких асинхронных проворотов).

При нарушении статической или динамической устойчивости в энергосистеме между отдельной электростанцией и остальной частью энергосистемы или между отдельными частями энергосистемы возникает асинхронный ход.

15.2 Внешними признаками асинхронного хода являются устойчивые периодические колебания с большой амплитудой стрелок амперметров, ваттметров на генераторах, трансформаторах и особенно на линиях электропередачи, связывающих электростанции или части энергосистемы, вышедшие из синхронизма.

При этом качания стрелок амперметров и ваттметров наиболее велики на приборах линий, связывающих вышедшие из синхронизма станции или части системы между собой, причем стрелки ваттметров отклоняются в обе стороны от нуля.

Одновременно с колебаниями тока и мощности почти во всех точках системы имеют место колебания напряжения. Наибольшие колебания напряжения обычно имеют место в точках, близких к центру качаний.

Наиболее вероятными точками центра качаний является середина транзитных линий, связывающих вышедшие из синхронизма электростанции или части системы; в центре качаний напряжение периодически снижается до нуля.

По мере удаления от центра качаний колебания напряжения уменьшаются и на относительно мощных электростанциях при малой пропускной способности транзитных линий могут быть почти незаметны.

Мощность, передаваемая по транзитным линиям, колеблется в обе стороны и в среднем за период качаний близка к нулю.

Поэтому в части энергосистемы, получавшей мощность перед аварией, частота понижается, а в части энергосистемы, передававшей мощность, - повышается.

Таким образом, несмотря на сохранение электрической связи между вышедшими из синхронизма частями энергосистемы, частота в них при асинхронном ходе различна.

Число периодов качаний в секунду в точности равно разности частот. О том, насколько разошлись частоты вышедших из синхронизма частей энергосистемы, можно судить по частоте колебаний стрелок приборов. Чем быстрее эти колебания, тем больше разность частот.

При синхронных качаниях по транзитным линиям связи мощность, как правило, не меняет своего знака и сохраняет свое среднее значение за период. Поэтому при синхронных качаниях не бывает устойчивой разности частот в соответствующих частях энергосистемы.

Синхронные качания токов и напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах обычно происходят около среднего значения, близкого по величине к нормальному (до появления качаний) значению.

15.3 При возникновении асинхронного хода, если он не ликвидировался действием АЛАР (АПАХ), начальники смен электростанций, на которых частота отклонилась от нормальной, обязаны немедленно, не дожидаясь распоряжения ДД ОДУ или ДД ЦДС, принять меры по восстановлению нормальной частоты (числа оборотов турбин):

а) на электростанциях, на которых частота во время аварии повысилась, воздействием на механизмы регулирования турбин (автоматику аварийной разгрузки станции) снизить нагрузку генераторов до момента прекращения качаний (снижение частоты при этом допускается до 49,5 Гц);

б) на электростанциях, на которых частота снизилась, набирать нагрузку на генераторы до прекращения качаний.

Кроме того, начальники смен электростанций и дежурные подстанций с СК обязаны немедленно поднять напряжение на генераторах и СК, вплоть до аварийной перегрузки их по току статора или ротора.

Начальники смен электростанций в случае, если их действиями устранить асинхронный ход в течение 1 минуты не удается и возникает явная угроза повреждения оборудования, имеют право отделять от системы отдельные генераторы или всю электростанцию, вышедшую из синхронизма с нагрузкой местного района, с немедленной обратной синхронизацией.

ДД ОДУ, ДД ЦДС при возникновении асинхронного хода должен на основании происшедших отключений по показаниям телесигнализации и приборов телеизмерения, а также срочного опроса оперативно-диспетчерского персонала электростанций и подстанций о происшедших отключениях и показаниях приборов установить границу между асинхронно работающими частями системы и одновременно дать распоряжения:

а) электростанциям, находящимся в части системы с повышенной частотой, быстро снижать частоту до прекращения качаний, но не ниже чем до 49,5 Гц, и повысить напряжение;

б) электростанциям, находящимся в части системы с пониженной частотой, быстро поднять до предела мощность и повысить напряжение. При отсутствии резерва мощности на электростанциях и снижении частоты ниже 49,0 Гц диспетчер системы обязан восстановить частоту в части системы с дефицитом мощности путем отключения потребителей по графикам аварийных отключений.

15.6 В случае невозможности восстановить синхронизм описанным выше способом в течение 2-3 минут и если противоаварийная автоматика не произвела деления системы, ДД ОДУ (ДД ЦДС), начальники смен электростанций и дежурные подстанций, где установлена АЛАР при явных признаках ее отказа, не дожидаясь указания диспетчера, по истечении 3 минут обязаны разделить несинхронно работающие части энергосистемы.

Разделение системы диспетчером должно производиться с учетом происшедших аварийных отключений, центра качаний и по возможности наиболее близкого соответствия мощности электростанций и нагрузки потребителей в отделяемых частях системы.

Кроме этого, при разделении системы следует, как правило, учитывать возможность обратной синхронизации.

15.7 После исчезновения качаний в энергосистеме диспетчер обязан произвести обратную синхронизацию разделившихся частей и восстановить нормальный режим работы энергосистемы.

15.8 Ликвидация асинхронного хода на межгосударственных транзитах осуществляется по соответствующим инструкциям со смежными энергосистемами.