Рис. 1.6. Районы противоаварийного управления

Рис. 1.6. Районы противоаварийного управления

электростанции, из которых одна (узел 15) связана с несколькими узлами кольцевой сети, две другие подключены каждая к своему узлу — непосредственно (узел 11) или через двухцеп-ную линию электропередачи (6 — 7).

Задача сохранения устойчивости этих электростанций, а также остродефицитной энергосистемы, прилегающей к узлу 4, по связям с энергообъединением возлагается на узловые —комплексы АПНУ; границы охватываемых ими районов управления / — IV показаны на рис. 1.6. Электростанция, подключенная к узлу 13, своего узлового комплекса не имеет, так как мощность ее невелика, а узел 13 жестко связан с энергосистемой.

Допускается пересечение районов противоаварийного управления. Так, общим пусковым фактором для узловых комплексов / и // служит отключение линии 5 — 15, а для комплексов / и IV — отключение линии 5 — 6.

Задача комплекса V, район противоаварийного управления которого включает всю изображенную на рис. 1.6 сложную кольцевую сеть и имеющего более высокий иерархический уровень, — обеспечение устойчивости в любых полных сечениях кольца (например, сечения / — 1, 2 — 2, 3 — 3), а также, при необходимости, координация алгоритмов действия узловых комплексов, имеющих общие пусковые факторы. В свою очередь, район V противоаварийного управления может быть частью более обширного района, контролируемого комплексом АПНУ более высокого иерархического уровня.

В иерархической структуре формируемой в ЕЭС подсистемы АПНУ можно выделить характерные уровни (рис. 1.7). Нижний, «самостоятельный» уровень подсистемы образуют уже упомянутые узловые комплексы АПНУ, охватывающие узлы выдачи мощности мощных электростанций, связи остродефицитных энергоузлов с энергосистемами или энергосистем с энергообъединениями. Узловые комплексы осуществляют управляющие воздействия через центральные и локальные ИУ. Заметим, что ИУ (см. рис. 1.7 ) для полноты структурной схемы, не образуют самостоятельного уровня иерархии, так как не выполняют самостоятельных функций. Центральные ИУ могут отсутствовать.

Более высокий по отношению к узловым комплексам уровень представляют районные комплексы, осуществляющие про-тивоаварийное управление межсистемными связями, системе-образу ющими транзитами или частями регионов. Районные комплексы воздействуют на ИУ непосредственно или через узловые комплексы АПНУ. Районные и узловые комплексы вместе с ИУ образуют базовую, наиболее сформированную в настоящее время часть подсистемы АПНУ.

Следующий, более высокий уровень подсистемы образуют региональные комплексы. Задача региональных комплексов — координация действия районных комплексов, входящих в состав данной ОЭС. В энергообъединениях, имеющих относительно простую структуру системообразующей сети, региональные ком-

плексы могут непосредственно осуществлять противоаварииное управление в основной системообразующей сети объединения и координацию действий узловых комплексов; районные комплексы могут отсутствовать.

Такова, например, иерархическая структура АПНУ в ОЭС Урала. В ОЭС Центра со сложнозамкнутой многоконтурной и протяженной системообразующей сетью формирование районных комплексов еще не завершено. Предполагается поэтапное формирование четырех-пяти районных комплексов и создание общерегионального комплекса, осуществляющего взаимодействие районных комплексов АПНУ.

Верхний уровень иерархической структуры составляет координирующий комплекс ЦДУ ЕЭС. Первая очередь этого комплекса уже функционирует; его задача — координация действий региональных комплексов, а там, где они пока отсутствуют,— районных комплексов АПНУ.

Основные положения иерархического принципа построения подсистемы АПНУ, определяющие взаимодействие комплексов различного уровня:

1) межуровневое взаимодействие комплексов должно осуществляться преимущественно между комплексами смежного иерархического уровня;

2) взаимодействие территориально смежных комплексов одного иерархического уровня может осуществляться с помощью комплекса более высокого уровня иерархии или непосредственно между ними с представлением необходимой информации на более высокий уровень;

3) исполнительные команды, поступающие от комплексов более высокого уровня, в отношении объемов управляющих воздействий и их быстродействия являются обязательными для исполнения на данном уровне; распределение этих воздействий по объектам данного комплекса проводится с учетом местных режимных особенностей, располагаемых объемов воздействий на объектах и технологических приоритетов между видами воздействий;

4) допускается ретрансляция на более низкий уровень исполнительных команд, полученных «сверху», или отдача на более низкий уровень исполнительных команд на реализацию управляющих воздействий в объемах, дополняющих объемы воздействий, реализованных на данном уровне;

5) комплексы АПНУ, имеющие общие пусковые факторы с комплексами смежного более высокого иерархического уровня, выполняют управляющие воздействия самостоятельно с представлением последним информации о предварительно сформированной дозировке воздействий или с передачей им сигналов о реализованных воздействиях при срабатывании соответствующих пусковых органов; комплексы более высокого уровня по этим же пусковым факторам осущест-

вляют управляющие воздействия с учетом объемов воздействий на нижнем уровне: реализуемый ими вектор управляющих воздействий П_в равен разности расчетного вектора воздействий для этого уровня П_в и вектора воздействий, реализуемого или реализованного комплексом более низкого уровня П_н:

6) координация управляющих воздействий для общих пусковых факторов (или общих пусковых органов) двух территориально смежных комплексов одного иерархического уровня проводится в соответствии с п. 2;

7) комплексы АПНУ любого уровня исходя из условий устойчивости контролируемых ими связей или заданий, полученных от комплексов вышестоящего уровня, задают комплексам более низкого уровня максимально допустимый небаланс мощности управляющих воздействий;

8) необходимо стремиться к такому алгоритмическому и аппаратному построению комплексов АПНУ, при котором отказы в действии.или выводы в ремонт комплексов любого уровня не влекут за собой неработоспособность комплексов более низкого по отношению к ним уровня, а приводят к возможному ухудшению показателей их действия (таких, как увеличение объема воздействий по сравнению с минимальным, обеспечивающим выполнение возложенных функций; нарушение целесообразного технологического приоритета между видами воздействий или привлечение нормально не применяемых видов воздействий, например деления электрической сети вместо ее разгрузки, и др.).

Глава вторая

АЛГОРИТМЫ НАСТРОЙКИ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ

2.1. НАСТРОЙКА ПУСКОВЫХ ОРГАНОВ ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ

АВТОМАТИКИ

Для определения настройки децентрализованной автоматики должны быть предварительно рассчитаны области устойчивости. Описываемые виды автоматики предназначены для обеспечения статической устойчивости послеаварийного режима либо динамической устойчивости при больших возмущениях. Хотя такое разделение весьма искусственно, целесообразность его определяется технологической спецификой расчетов устойчивости на ЭВМ с использованием программ расчета предельных по статической устойчивости режимов и программ расчета электромеханических переходных процессов, а также видами и характеристиками применяемых выявительных органов автоматики, фиксирующих изменения схемы энергосистемы и недопустимые отклонения параметров режима.

Ниже рассматриваются принципиальные, наиболее часто встречающиеся вопросы, возникающие при выборе настройки децентрализованной автоматики. Разумеется, что конкретные режимные условия исследуемых энергосистем, особенности и характеристики применяемых устройств могут вносить определенные изменения в порядок выбора настройки, вводимые запасы и принимаемые структурные решения. Рассмотрение вопросов выбора управляющих воздействий автоматики в данной главе ограничивается в основном определением необходимых объемов разгрузки.

Автоматика разгрузки при отключении линии электропередачи (АРОЛ). Автоматика устанавливается на загруженных линиях электропередачи, отключение которых существенно снижает суммарный предел передаваемой мощности в сечениях, включающих эти линии. Выбор уставок и воздействий выполняется в два этапа.

На первом этапе выбираются уставки и воздействия по условию обеспечения статической устойчивости с нормативным запасом в послеаварийном режиме, вызванном трехфазным отключением контролируемой линии. Выбор проводится на основе предварительно проведенных расчетов предельных по статической устойчивости режимов; на этом этапе не учитываются переходные процессы, вызываемые собственно отключением линии, КЗ и АПВ.

Максимальный объем разгрузки Д-Рр-^р, который должна обеспечить автоматика, определяется как разность значений максимально допустимого перетока в исходной схеме и перетока, соответствующего нормативному (8%) запасу статической устойчивости в послеаварийной схеме при отключении рассматриваемой линии:

вающий возможность повышения значений пределов передаваемой мощности в сечении по сравнению с фигурирующими в (2.1) при различных вариациях режима, Ьц* = 1 ± 1,05.

Необходимо обеспечить универсальность настройки АРОЛ: уставки КПР и объем разгрузки должны отвечать как нормальной, так и всей совокупности ремонтных схем (за исключением тех, для которых предусматриваются специальные ремонтные ступени автоматики).

Как правило при отключении контролируемой линии в ремонтной схеме требуется больший объем разгрузки, чем в нормальной. Это следует из эквивалентной схемы электропередачи (рис. 2.1), имеющей несколько шунтирующих друг друга связей. Максимальный объем разгрузки определяется для той ремонтной схемы (из числа учитываемых), где отключение контролируемой линии приводит к наибольшему абсолютному снижению суммарного предела передаваемой мощности в сечении.

При измерении суммарного перетока активной мощности в сечении исключается неблагоприятное влияние на настройку автоматики перераспределения нагрузок линий электропередачи, входящих в сечение. Уровень предшествующего перетока в сечении (начальная уставка органа КПР), начиная с которого автоматика вводится в работу, определяется по выражению

напряженных режимах, сопровождающихся общим дефицитом
реактивной мощности в энергообъединении или его приемной
части, — коэффициент чувст
вительности, для обеспечения быстроты срабатывания реле мощ
ности его значение должно быть не менее 1,1 — 1,3, тогда
— коэффициент, учитывающий относитель
ную погрешность реле мощности, измерительных трансформато
ров тока и напряжения (принимается равным 1,05 — 1,12, а при
использовании каналов телемеханики — 1,1 — 1,2).

Для измерения суммарного предшествующего перетока в сечении необходимы передача телеизмерений активной мощности входящих в него линий и их суммирование с перетоком активной мощности по контролируемой линии в месте установки АРОЛ. Использование телеизмерений в АРОЛ снижает ее надежность и удорожает автоматику, поэтому от них часто отказываются, выполняя только на месте измерение перетока по контролируемой линии.

Начальная уставка КПР по перетоку контролируемой линии

где коэффициент распределения, характеризующий до
лю суммарного перетока в сечении приходящуюся на конт
ролируемую линию электропередачи, в (2.3)

подставляется наименьшее из значений , принимаемых им
в отобранной выше ремонтной схеме при возможных вариациях
режима; — суммарный предел передаваемой мощности в

сечении после отключения контролируемой линии в той же исходной ремонтной схеме.

Необходимый объем разгрузки при перетоках в сечении, превышающих начальные уставки КПР, характеризуется линейной зависимостью от контролируемого перетока по линии или в сечении:

При большом максимальном объеме разгрузки согласно (2.1) и выполнении органа КПР на релейной аппаратуре предусматривают две — четыре ступени автоматики.

Уставка КПР каждой последующей ступени определяется начальной уставкой КПР и объемом разгрузки предыдущей ступени:

Здесь — номера ступеней автоматики. Уставка КПР пер
вой ступени равна начальной уставке, вычисляемой соответст
венно по (2.2) или (2.3). Введение дополнительных коэф
фициентов запаса при подсчете по (2.5) уставок КПР последую
щих ступеней не требуется, так как общее смещение вниз всех
уставок КПР уже задано выражениями (2.2), (2.3) и (2.5).

Ступени АРОЛ желательно разбивать с небольшим нарастанием приращения объема разгрузки от ступени к ступени, но так, чтобы выполнялись неравенства

Методику выбора настройки АРОЛ по условию обеспечения статической устойчивости в послеаварийном режиме проследим на примере межсистемной связи, в полное сечение которой входят линия 500 кВ, на которой устанавливается АРОЛ, а также линии 330, 220 и 110 кВ (схема не приводится). Выбор настройки включает в себя определение максимального объема разгрузки сечения, уставок КПР по мощности для всех ступеней АРОЛ и объема разгрузки при действии каждой ступени.

Для удобства анализа результаты расчетов предельных по статической устойчивости режимов в части рассматриваемого сечения сведены в табл. 2.1. В рассматриваемом сечении кроме линии 500 кВ сильной связью является и линия 330 кВ. При ее отключении суммарный предел передаваемой мощности снижается на 20%, предел по линии 500 кВ возрастает на 17% (схема № 3). Попытка выполнения универсальной настройки при таком диапазоне изменения пределов приведет к существенно завы-

Таблица21

Но-		Пределы передавае-
мер схемы	Схема	мой мощности, МВт, по линиям
мер схемы	Схема				ПО
		кВ	кВ	кВ	кВ
	Нормальная						—
	Отключена ВЛ 500 кВ					—		598
	Отключена ВЛ 330 кВ						—
	Отключены							1000
	ВЛ 500 кВ и					—
	ВЛ 330 кВ
	Отключена ВЛ 220 кВ						—
	Отключены
	ВЛ 500 кВ и					—		/ 680
	ВЛ 220 кВ

шейному объему воздействий автоматики в нормальной схеме. Кроме того, в данном случае при ремонте линии 330 кВ и отключении линии 500 кВ предел передаваемой мощности снижается на 72% (схема № 4). Согласно [2] сохранение устойчивости при этом по шунтирующим связям не обязательно — вместо глубокой разгрузки сечения может быть допущено деление по оставшимся в работе линиям 220 и 110 кВ. В табл. 2.1 приняты коэффициенты запаса по мощности К_р = 0,2 при номинальном и 0,08 в послеаварийном режимах.

Поэтому максимальный объем разгрузки определим по результатам расчетов в схемах № 5 и 6 для ремонта линии 220 кВ. При подстановке в (2.1) на основе предварительно проведенных расчетов принято = 1,03; = 120 МВт;

Начальная уставка КПР по сечению

где Л{/| = 0,96 (согласно расчетам в часы максимальных нагрузок при дефиците реактивной мощности в приемной энергосистеме пределы передаваемой мощности снижаются на 4%);

- 1,1; коэффициент принят равным 1,15 с учетом погрешности телеизмерений мощности в сечении.

При контроле предшествующего режима только по линии 500 кВ

^где— наименьшее из значений, получен
ное в схеме № 5 в диапазоне перетока в сечении 800 — 1500 МВт
при различных способах перераспределения нагрузок между пе
редающей и приемной частями системы.

Зависимость (2.4) требуемого объема разгрузки от суммарного перетока в сечении и перетока по контролируемой линии (рис. 2.2) изображается наклонными отрезками прямых (соответственно АВ и CD). При выполнении органа КПР на релейной аппаратуре и дискретном (ступенчатом) характере управляющих воздействий (ОГ, ОН) неизбежно появление в настройке области излишнего действия автоматики (заштрихованные площадки, рис. 2.2). Увеличение числа ступеней позволяет уменьшить суммарную площадку, но одновременно ведет к усложнению автоматики.

Выполним автоматику трехступенчатой. По характеру управляющих воздействий, имеющихся в зоне досягаемости автоматики, необходимый максимальный объем разгрузки 700 МВт может быть реализован ступенями 310, 170 и 220 МВт. Сгруппируем ступени в порядке нарастания приращения объема разгрузки (170, 220, 310 МВт). Подсчитаем по (2.5) уставки КПР в сечении и по линии:

Условия (2.6) выполняются:

Выбранная настройка ступеней автоматики показана на рис. 2.2.

Уставки органов контроля предшествующей мощности и управляющие воздействия по условию статической устойчивости принимаются в качестве исходных на следующем этапе расчетов, когда проверяется сохранение устойчивости в переходных процессах, вызываемых однофазными КЗ на линии с успешными и неуспешными ОАПВ, двухфазными КЗ на землю с успешными и неуспешными ТАПВ, отключениями линии тремя фазами без КЗ («простой переход»). Расчеты при этих возмущениях проводятся в наиболее тяжелом режиме вне зоны действия АРОЛ (т. е. при перетоке в сечении, равном начальной уставке КПР, без действия АРОЛ на разгрузку сечения) и при максимально допустимом перетоке в сечении с действием АРОЛ на разгрузку в полном объеме.

Для уменьшения количества срабатываний автоматики и предотвращения ущерба от излишних управляющих воздействий желательно, чтобы воздействия АРОЛ осуществлялись только при неуспешных ОАПВ и ТАПВ или, если линия находится в отключенном состоянии в течение заданного времени, превышающего цикл успешного ТАПВ.

Однако если расчеты переходных процессов показывают, что при выбранных по условию статической устойчивости воздействиях, пуск которых АРОЛ осуществляет с временем, превышающим цикл ОАПВ и ТАПВ, не обеспечивается сохранение

устойчивости в переходном процессе, то должны быть предусмотрены дополнительные воздействия с пуском от быстродействующего выхода ФОЛ (сразу же при первом отключении линии) или от схемы ОАПВ. Эти воздействия могут быть необходимыми для предотвращения нарушения устойчивости в цикле АПВ или иметь превентивный характер — благодаря действию с опережением обеспечивать устойчивость в случае неуспешных повторных включений (хотя при успешных АПВ эти воздействия могут быть и излишними). Учитывая кратковременный или превентивный характер воздействий, для этой цели полезно преимущественно использовать воздействия снимающегося типа (например, ИР или ЭТ) или предусматривать, если это возможно, автоматический съем воздействий по факту успешного АПВ (например, АПВ потребителей после ОН).

Автоматика разгрузки при отключении генератора (АРОГ).
Автоматика предназначена для предотвращения перегрузки и
нарушения устойчивости по связям при внезапных отключениях
по любой причине мощных генераторов или энергоблоков в де
фицитной части энергосистем или энергообъединений. Автома
тика измеряет предшествующую отключению мощность гене
ратора Р_г и суммарную предшествующую передаваемую мощ
ность в контролируемом сечении и — при фиксации ава
рийного отключения генератора (энергоблока) — осуществляет
дозированное воздействие в зависимости от значений этих вели
чин.

Уставки и воздействия выбираются по условию обеспечения статической устойчивости с нормативным запасом в послеава-рийном режиме, вызванном отключением контролируемого генератора и набросом мощности в сечении.

Максимальный объем разгрузки, который должна обеспечить автоматика, определяется как

где — максимально допустимое значение перетока ак
тивной мощности в данной схеме в контролируемом сечении;
— значение перетока в той же схеме, соответствующее

8%-му запасу статической устойчивости; — максимальная
мощность генератора (энергоблока); — частотный коэффици
ент, характеризующий долю мощности отключившегося генера
тора, набрасываемую на контролируемое сечение.

При выполнении автоматики на аналоговой или цифровой аппаратуре необходимый объем разгрузки вычисляется непосредственно по выражению

^где и — значения суммарного перетока активной мощ
ности в контролируемом сечении и мощности генератора в мо
мент времени, предшествующий его отключению.

Линии равного уровня разгрузки на плоскости с ко
ординатами изображаются отрезками прямых, имею
щих наклон к оси под углом Граничные
линии аЬ и cd (рис. 2.3) соответствуют уровням разгрузки
= 0 и

Для автоматики на релейной аппаратуре необходимо выбрать
уставки реле контроля предшествующего режима по мощности в
контролируемом сечении и мощности генератора

Уровень перетока в сечении (начальная уставка органа КПР , начиная с которого может действовать автоматика,

где — коэффициент, соответствующий (2.2).

При выполнении контроля перетока только по части линий, входящих в сечение,

где — коэффициент распределения (см. (2.3)).
начальная уставка КПР по мощности генератора

Для АРОГ, выполненной на аналоговой или цифровой аппа
ратуре, избыточность дозировки воздействий может быть вызва
на только дискретностью самих управляющих воздействий.
Избыточность дозировки АРОГ на релейной аппаратуре вызыва
ется, кроме того, дискретностью характеристик органов контро
ля предшествующего режима. Для уменьшения избыточности
автоматика может иметь две или более ступеней. В общем слу
чае л-ступенчатая АРОГ имеет п реле контроля предшествую
щей мощности в контролируемом сечении и п реле контроля
мощности генератора. Первые реле КПР£ и КПР-Г имеют на
чальные уставки согласно (2.9) или (2.10) и (2.11). Уставки ос
тальных реле разбиваются равномерно в диапазоне соответст
венно от до и от до

Достаточность выбранных по условию обеспечения статической устойчивости послеаварийного режима воздействий АРОГ должна быть проверена расчетом переходных процессов, если мощность контролируемого генератора (энергоблока) соизмерима с суммарной мощностью электростанций дефицитной части энергосистемы.

Пример возможной настройки двухступенчатой АРОГ показан на рис. 2.3. Реле контроля мощности генератора имеют уставки

Аналогично реле контроля предшествующей мощности в контролируемом сечении имеет уставки

Обе ступени осуществляют одинаковый объем разгрузки,
равный Первая ступень действует в области режимов
а — е — g — h — I — с — а (см. рис. 2.3 а). Вторая ступень
действует в области режимов / — g — k — с — f, дополняя при
этом действие I ступени.

Условия срабатывания ступеней: I

Для обеспечения такой настройки контакты реле КПР со
бираются в цепочки (см. рис. 2.3 б), причем реле и
КПР-Г2 имеют по два контакта.

Автоматика разгрузки при статической перегрузке электропередачи (АРСП). Контроль загрузки электропередачи осуществляется по активной мощности или фазовому углу. Автоматика фиксирует ситуации, когда активная мощность по контролируемой линии или по группе линий, входящих в контролируемое сечение, либо угол (моделируемый или непосредственно измеряемый) между векторами напряжений по концам электропередачи достигает заданной уставки срабатывания и с выдержкой времени или без нее действует на разгрузку электропередачи.

Причины статической перегрузки электропередачи:

возникновение внезапного дефицита генерирующей мощности в приемной относительно данной электропередачи части энергосистемы, вызванного отключением генератора (энергоблока), частичным или полным сбросом электрической нагрузки электростанцией, отделением избыточного энергоузла,

возникновение внезапного избытка генерирующей мощности в передающей относительно данной электропередачи части энергосистемы, вызванного отделением дефицитного энергоузла, сбросом потребителями электрической мощности

вследствие близкого КЗ или по технологическим причинам, отключением части нагрузки от АЧР;

медленное (в темпе изменения режима в энергосистеме) нарастание перетока активной мощности и фазового угла по электропередаче из-за отсутствия резервов мощности на электростанциях в приемной части или отсутствия регулировочного диапазона в сторону разгрузки на электростанциях передающей части, а также вследствие ошибки диспетчерского персонала;

отключение шунтирующей связи и как следствие — наброс мощности на контролируемую линию электропередачи и увеличение угла.

Наиболее часто АРСП применяется для сохранения устойчивости при возмущениях первых двух видов. Максимальный объем разгрузки, осуществляемый автоматикой,

где — расчетное значение небаланса. Оно принимается равным наибольшему аварийному дефициту мощности в приемной части (или избытку мощности в передающей части) при отключении наиболее мощного генератора или энергоблока, отделении избыточных (дефицитных) энергоузлов.

Согласно [2] для системообразующих связей ЕЭС , кроме того, должно учитываться отключение части генераторов электростанций, вызванное полным отключением одной секции (системы) шин или распределительного устройства одного номинального напряжения суммарной мощностью не более половины мощности электростанции.

Для ответственных системообразующих связей, нарушение устойчивости которых может привести к тяжелым последствиям для энергосистемы и потребителей, АРСП применяется и для предотвращения нарушений задаваемых диспетчерскими инструкциями ограничений по мощности и углу как дополнительная мера по отношению к автоматическим ограничителям перетоков мощности, имеющимся в составе системы АРЧМ. Максимальный

объем разгрузки в этом случае принимается зависящим
от мощности нагрузки меньшей из связываемых данной электро
передачей частей энергосистемы:

Максимальный объем разгрузки АРСП, устанавливаемой для предотвращения нарушения устойчивости вследствие отключения шунтирующей связи, принимается равным максимальному

объему разгрузки при отключении этой связи, определенному согласно (2.1), независимо от наличия или отсутствия АРОЛ:

На связях, отключение которых существенно снижает предел передаваемой мощности в этом сечении, устанавливается АРОЛ. Тогда АРСП считается резервной по отношению к АРОЛ. Максимальный объем разгрузки АРСП, выполняющей несколько перечисленных функций, принимается равным наибольшему из значений, полученных согласно (2.12) — (2.14).

В силу своей чрезмерной простоты (фиксируется лишь достижение мощностью или углом заданной уставки, отсутствует информация о скорости изменения этих величин) АРСП не может выявлять истинные причины возникшей перегрузки электропередачи (вид, место и интенсивность аварийного возмущения), отличать устойчивый динамический переход, сопровождающийся синхронными качаниями, от процесса нарушения устойчивости. Такая автоматика по своему принципу действия не является и не может быть избирательной и селективной к виду возмущения и характеру переходного процесса; в общем случае она не может быть отстроена от синхронных качаний.

Все перечисленное — существенный недостаток АРСП. Тем не менее из-за своей простоты она применяется весьма широко. Несмотря на отмеченные недостатки во многих случаях удается подобрать удовлетворительную настройку автоматики, ограничивающую ее возможные излишние срабатывания. Остановимся на вопросах выбора уставок срабатывания.

Уставки срабатывания АРСП по мощности Р_ср должны отвечать двум условиям: быть отстроенными от рабочих режимов электропередачи и иметь необходимый запас по отношению к пределу передаваемой мощности

где — наибольшее значение перетока активной мощности
по электропередаче, определяемое балансами мощности или ус
ловиями устойчивости (в последнем случае . При
наличии ограничителя мощности, имеющего уставку срабатыва-

ния принимается — коэффи
циент запаса (при ограничителе мощности &,_яп может быть при
нят 1,04 — 1,1);

(2.2).

Как следует из (2.15), даже при использовании современных полупроводниковых реле мощности, имеющих улучшенные характеристики и коэффициент возврата 0,98 — 0,99, уставка срабатывания Р_ср не может быть выше, чем 0,8бР_пр Таким образом условие (2.15) накладывает жесткие ограничения на возможный диапазон уставок срабатывания АРСП, а иногда оказывается невыполнимым вообще. Размещение уставок особенно сложно, если для предотвращения одновременных больших объемов воздействий целесообразно выполнение нескольких ступеней АРСП.

Выход за нижнюю границу (2.15) приводит к ухудшению отстройки автоматики от рабочих режимов и возможности ее излишних срабатываний. Нарушение верхней границы и приближение уставки к пределу передаваемой мощности ведет к снижению эффективности АРСП — автоматика может либо не сработать вообще, либо из-за запаздывания исполнения воздействий на разгрузку электропередачи не обеспечить сохранение устойчивости. Если условие (2.15) выполнить невозможно, уставки срабатывания АРСП конкретной электропередачи следует выбирать с учетом ожидаемых последствий нарушения устойчивости вследствие отказа (неэффективности) автоматики и ущерба, вызываемого ее излишними действиями.

По отношению к АРСП по мощности АРСП по углу имеет ряд преимуществ:

угол значительно лучше характеризует запас статической устойчивости во всем диапазоне режимов, тогда как значение активной мощности может использоваться для оценки запаса только при соответствии фактического состояния схемы и параметров режима принятым в расчетах;

при утяжелении режима и последующем нарушении устойчивости угол продолжает расти, что определяет более высокую чувствительность АРСП по углу;

непосредственное измерение угла не требует перестройки автоматики в ремонтных послеаварийных схемах, так как при ослаблении

⇐ Предыдущая 1 2 3 456 7 Следующая ⇒