Методические указания по определению устойчивости энергосистем часть II (стр. 8 из 41)
7.2.11. При наличии экспериментальных данных по статистическим характеристикам колебаний обменной мощности или колебаний частоты в соединяемых энергосистемах величину запаса статической устойчивости целесообразно определять расчетом надежности работы межсистемной связи (см. п. 7.6).
7.2.12. По условиям надежности значение DР рекомендуется выбирать такое, чтобы при нормированном запасе по статической устойчивости кр = 20%, нарушения статической устойчивости происходили бы не чаще одного раза в год при условии, что среднее значение передаваемой мощности корректируется персоналам не реже, чем один раз в 20-60 мин.
При отсутствии исходных данных, необходимых для расчета надежности, можно принимать для предварительной оценки следующие значения DР в процентах от мощности меньшей из соединяемых энергосистем: для энергосистем мощностью до 3000 МВт DР = 2,5%; 3000-6000 МВт DР = 2,5-2%; 6000-10000 МВт DР = 2-1,5%; 10000-30000 DР = 1,5-1%; 30000-60000 DР = 1-0,7%.
Эти значения соответствуют приближенной зависимости
, (7.5)где Рн - суммарная нагрузка энергосистемы, МВт*.
________________
* В тех случаях, когда внутренние связи в энергосистемах (по соотношению предела статической устойчивости к мощности меньшей из соединяемых энергосистем) являются слабыми, определение дополнительного запаса статической устойчивости этих внутренних связей может производиться подобно тому, как это рекомендовано для межсистемных связей.
Определяемые по формуле (7.5) значения DР приблизительно равны утроенному среднеквадратичному отклонению обменной мощности от среднего значения на интервале усреднения 20¸60 мин, определяемом частотой вмешательства персонала, корректирующего среднее значение обменной мощности. Если имеется автоматическое регулирование (ограничение) обменной мощности, то значение DР снижается в соответствии с характеристиками регулирования.
7.2.13. Автоматические системы регулирования (ограничители) обменной мощности способны поддерживать на допустимом пределе (с небольшими отклонениями) среднее значение обменной мощности и подавлять нерегулярные колебания, имеющие длительность порядка нескольких минут. Это дает возможность при наличии соответствующих автоматических систем регулирования снижать значение DР при обеспечении того же уровня надежности работы межсистемной связи.
Как показывает опыт эксплуатации, существующие автоматические системы регулирования (ограничения) обменной мощности позволяют уменьшить значение дополнительного запаса устойчивости DР примерно в 2-2,5 раза по сравнению со значениями, указанными для регулирования "вручную", за счет поддержания постоянным среднего значения перетока и некоторого подавления нерегулярных колебаний с периодами 10 мин и более.
7.2.14. Для нескольких энергосистем, соединяемых независимыми слабыми связями, предел устойчивости каждой из них практически не зависит от мощности, передаваемой по соседней слабой связи, поэтому расчеты статической устойчивости выполняются независимо для каждой слабой связи по формулам (7.1) - (7.2). Значения DР определяются по сумме мощностей меньшей части энергообъединения по сторонам рассматриваемого сечения.
7.2.15. Для нескольких энергосистем, соединяемых зависимыми слабыми связями, предел устойчивости по каждой из связей зависит от мощности, передаваемой по соседним связям. В общем случае определение предела по статической устойчивости производится с использованием метода малых колебаний: аналитически для простейших схем или на аналоговых или цифровых вычислительных машинах для более сложных схем.
7.3. Особенности расчета динамической устойчивости
7.3.1. Причинами нарушения динамической устойчивости межсистемных связей могут быть:
- короткие замыкания;
- аварийные небалансы мощности в соединяемых энергосистемах (набросы нагрузки, отключения генераторной мощности);
- асинхронные режимы по соседним линиям электропередачи.
7.3.2. В качестве расчетных для проверки динамической устойчивости рассматриваются КЗ по концам межсистемной связи, а при сложной структуре связей - также и в точках примыкания промежуточных электростанций. Расчет динамической устойчивости межсистемных связей производится с использованием обычных методов (см. гл. 4).
При коротких замыканиях на слабой связи обычно можно считать, что нагрузки в соединяемых этой связью энергосистемах не изменяются. Возможность нарушения динамической устойчивости слабых связей в результате КЗ невелика, так как по этим линиям электропередачи передается небольшая часть мощности соединяемых энергосистем.
7.3.3. Динамическую устойчивость при внезапном изменении мощности в одной из соединяемых энергосистем следует рассматривать с учетом зависимости мощности от частоты для соединяемых энергосистем.
7.3.4. Приближенно можно принимать, что динамическая устойчивость обеспечивается, если, во-первых, обеспечивается динамическая устойчивость в первом цикле качаний при условии постоянства мощности турбин и, во-вторых, обеспечивается статическая апериодическая устойчивость послеаварийного режима с учетом частотных характеристик энергосистем. Для простых случаев (две энергосистемы соизмеримой мощности) могут быть использованы следующие приближенные критерии. Для динамической устойчивости в первом цикле качаний
(7.6)где
(7.7)РгА, РгБ - взаимная мощность передающего и приемного концов связи в доаварийном режиме;
tJA, tJБ - средневзвешенные постоянные инерции концевых энергосистем;
- значение угла по электропередаче в доаварийном режиме;aАБ - угол, дополнительный к углу взаимного сопротивления;
РнбА, РнбБ - значения аварийных выбросов мощности в концевых энергосистемах (положительное значение соответствует увеличению генераторной мощности).
Для статической устойчивости в послеаварийном режиме
, (7.8)КсА, КсБ - коэффициенты крутизны статических частотных характеристик соединяемых энергосистем (отн.ед.);
Приведенные выше величины (Рг, tг, Рнб, Кс) отнесены к единой базисной мощности.
7.3.5. Расчеты следует выполнять для случаев аварийных снижений генераторной мощности в приемной энергосистеме и аварийного увеличения избытка мощности в передающей энергосистеме.
Если одинаковы постоянные инерции и коэффициенты крутизны статических частотных характеристик, приведенные к номинальной мощности каждой из энергосистем, то может быть использована более простая приближенная формула, полученная так же, как аналогичная формула в [Л.9],
, (7.9)где DРАмакс - максимально допустимое значение наброса мощности в энергосистеме А.
7.3.6. При определении динамической устойчивости расчетное значение перетока должно быть несколько увеличено по сравнению со средним плановым значением для учета влияния нерегулярных отклонений перетока.
7.4. Особенности расчетов ресинхронизации
7.4.1. Условия ресинхронизации слабых связей во многих случаях весьма благоприятны. Ресинхронизация обеспечивается после нарушения динамической устойчивости или несинхронного АПВ при всех режимах, вплоть до близких к пределу устойчивости. Для двух и трех энергосистем можно пользоваться приближенными аналитическими методами, в более сложных случаях - моделированием или расчетом на ЦВМ.
7.4.2. При расчете ресинхронизации слабых связей асинхронный момент не учитывается ввиду его малости по сравнению с остальными демпфирующими моментами (изменением нагрузки и моментов турбин при изменении частоты).
7.4.3. Если две энергосистемы соединяются слабой связью без промежуточных нагрузок с малым активным сопротивлением линии
или же с промежуточными нагрузками, но при малых значениях aАБ, предельная по условиям ресинхронизации мощность определяется по следующей формуле [Л.10] 
. (7.10)Расчет устойчивости одной из слабых связей (соединяющей энергосистемы А и Б) при асинхронном режиме по соседней слабой связи (соединяющий энергосистемы Б и В) производится следующим образом:
а) по формуле (7.6) или (7.9) определяется устойчивость одной связи при набросе мощности, вызванном нарушением устойчивости другой связи;
б) если разность частот, при которой ресинхронизируется энергосистема В с остальными двумя энергосистемами, меньше, чем частота собственных колебаний связи, соединяющей энергосистемы А и Б, то определяется максимальное отклонение угла DdАБмакс при резонансе собственных и вынужденных колебаний
. (7.11)где кусп – коэффициент, определяемый зависимостью нагрузки от частоты и регуляторами скорости турбин. Обычно кусп = 4¸8*.
______________