В избыточной части системы намечаются узлы, в которых осуществляется выбор УВ в следующей очередности: РТ за счет использования быстродействующей приставки регулятора скорости электрогидравлического преобразователя (ЭГП), ОГ, ДС.

    В дефицитной части системы намечаются узлы, в которых осуществляется выбор УВ в следующей очередности: ОН с помощью САОН, ДС.

    Выполнение  расчетов

    Анализ  результатов расчета переходного режима показывает, что нарушение динамической устойчивости связано с торможением ротора электростанции. Это значит, что при заданном возмущении появляется дефицит мощности, под действием которого генератор на ГРЭС4 уменьшается скорость вращения. Следовательно, для надлежащего управления переходным режимом необходимо уменьшить нагрузку в 19 узле.

6.4. Дозировка УВ

    Если  динамическая устойчивость ЭЭС при  заданном аварийном возмущении и  работе релейной защиты нарушается, то требуется применение АПНУ. Определение интенсивности необходимых УВ в общем случае осуществляется следующим образом:

• Намечается первая малая доза выбранного вида УВ.

• Рассчитывается переходный режим при заданном возмущении с учетом действия автоматики, моделирующей первую дозу выбранного УВ.

• Если динамическая устойчивость нарушается, доза УВ увеличивается и снова рассчитывается переходный режим.
• Указанные процедуры повторяются до тех пор, пока не будет определена наименьшая доза УВ, при которой динамическая устойчивость обеспечивается.

    Выполнение  расчетов

    В качестве первой дозы УВ намечаем в узлах 19 отключить по 10% генерируемой мощности. Анализ этих результатов показывает следующее. Траектории углов всех станций изменились незначительно, по сравнению с предыдущими расчетами. Таким образом, не смотря на применяемые УВ, динамическая устойчивость нарушается. Увеличиваем ОН намечаем в узлах 19 отключаем по 10,7%, посредством внесения в директиве АВТОМАТИКА соответствующих изменений.

           Результаты расчёта переходного режима с учетом УВ.

    

Рис.6. Характеристики динамической устойчивости с ПА

        Таблица 10 – Результаты расчёта ДУ после УВ

                                                                                        

    Эти результаты свидетельствуют о том, что выбранные УВ оказались эффективными. Колебания углов роторов всех генераторов происходят с затухающей амплитудой, a это значит, что динамическая устойчивость обеспечивается.

7. Выбор АЛАР

     Комплекс АЛАР представляет собой  совокупность локальных устройств, каждое из которых предназначено для ликвидации асинхронных режимов в одном или нескольких сечениях.

Выбор АЛАР осуществляется на основании расчётов переходных режимов разной длительности в предположении отказа устройств АПНУ для различных условий и аварийных возмущений.

При этом осуществляется:

•   определение сечений, опасных из-за возможности возникновения асинхронных режимов, на которых требуется размещение АЛАР;

•   выбор принципов действия устройств  АЛАР, контролируемых признаков асинхронных режимов и УВ для АЛАР;

•  расчёт параметров (уставок) срабатывания.

       В соответствии с руководящими указаниями АЛАР следует устанавливать на всех ЛЭП, где может возникнуть асинхронный режим.

Как известно, для ликвидации асинхронных режимов  применяются два способа: ресинхронизация и деление ЭЭС.

        Первый способ - ресинхронизация предпочтительнее, поэтому устройства АЛАР должны выполняться таким образом, чтобы они в первую очередь способствовали ресинхронизации, т.е. осуществляли мероприятия, направленные на установление баланса мощностей в несинхронно работающих частях ЭЭС. В избыточной части при увеличении скорости вращения роторов генераторов используются УВ по уменьшению генерируемой мощности. В дефицитной части при торможении роторов генераторов используются УВ по уменьшению нагрузок и увеличению генерируемой мощности. Однако вследствие того, что кратковременный асинхронный режим при ресинхронизации не всегда  допустим, приходится использовать второй способ - деление ЭЭС.

7.1. Выявление сечении, по которым возможен асинхронный резким

     Указанные сечения определяются по результатам  расчетов динамической устойчивости при заданном возмущением воздействии в предположении отказа устройств   АПНУ. Выявляются генераторы или части ЭЭС, выпадающие из синхронизма, связи, которые соединяют эти генераторы с остальной системой, и определяются искомые сечения.

     Если  при заданном аварийном возмущении динамическая устойчивость не нарушается и асинхронный режим не возникает, необходимо постепенно увеличивать тяжесть возмущения до тех пор, пока хотя бы один из генераторов не выпадет из синхронизма.

     После определения опасных сечений  делается вывод о необходимости размещения на этих сечениях устройств АЛАР. При этом намечаются подстанции для установки АЛАР, выбираются возможные виды УВ для ресинхронизации, намечаются выключатели, по которым должно осуществляться ДС.

     Следует отметить, что для ресинхронизации  выбираются УВ, аналогичные применяемым для предотвращения нарушения динамической устойчивости, но вступающие в действие с большей задержкой времени, и другие дозы.

       Сечения, по которым возникает асинхронный режим при заданном возмущении в предположении отказа устройств АПНУ, определяются по результатам расчета переходного режима без учета АПВ и УВ. Выполненный ранее анализ упомянутых результатов показал, что при заданном возмущении все генераторы рассматриваемой ЭЭС, за исключением генератора 19, не выпадают из  синхронизма. Генератор 19, наоборот, выпадает из синхронизма с уменьшением частоты (тормозится). При определении опасных сечений учтено то обстоятельство, что рассматриваемая ЭЭС связана с остальной частью ЕЭС страны через узел 1. Мощность ЕЭС существенно превышает мощность данной ЭЭС, поэтому узел 1 выбран в качестве балансирующего. Частота в нем принята неизменной, что учитывает практическое постоянство частоты во всей ЕЭС в первое время после локальной аварии в рассматриваемой ЭЭС.

       Следовательно, одной из задач  АЛАР должно быть отделение  от ЕЭС асинхронно идущей части. Таким образом, опасными сечениями является линия 18-19 (ЛЭП 330 кВ   ПС М - ГРЭС4);

    Указанная линия должны быть обеспечена устройствами АЛАР. Для размещения устройств АЛАР намечаются ГРЭС4. Выключатели, по которым должно осуществляться ДС: в начале и конце линий 18-19.

    В качестве возможных УВ для ресинхронизации выбираем ОН в узле 19 . УВ для целей сохранения динамической устойчивости.

       

     Рис.7. Характеристики изменения углов генераторов при КЗ

7.2. Выбор способа ликвидации асинхронных режимов

     

    Более предпочтительный способ ликвидации асинхронных режимов – ресинхронизация – должен предусматриваться всегда, за исключением следующих случаев:

• если вблизи центра качаний расположены ответственные потребители, к при асинхронном режиме возможно их отключение;
• если в асинхронном режиме возможно отключение нагрузки большей мощности, чем при делении;
• если асинхронный режиме может привести к нарушению устойчивости по другим связям;
• если в асинхронном режиме возникают токи, недопустимые для генераторов, трансформаторов и другого оборудования.

    Вопрос  о способе прекращения асинхронных  режимов решается после проведения серии расчетов длительных переходных процессов, которые позволяют оценить допустимость асинхронных режимов.

    В курсовом проекте необходимо выбрать  и обосновать для каждого опасного сечения один из двух способов ликвидации асинхронных режимов.

    1-й  способ. Если асинхронный режим недопустим, то должна предусматриваться неселективная делительная автоматика, осуществляющая деление при первом же достижении углом значения 110-180⁰. В остальных случаях действие AЛАР должно быть обязательно селективным.

    2-й  способ. Если ресинхронизация возможна, то АЛАР должна осуществлять деление с учетом времени, необходимого для ресинхронизация, т.е. через три – пять циклов асинхронного режима, но не позже допустимого времени (обычно 15–30с). При расчетах ресинхронизации следует сначала оценить возможности самопроизвольной ресинхронизации, т.е. выполнять расчеты длительных переходных режимов с выпавшими из синхронизма генераторами без применения УВ. Если самопроизвольная ресинхронизация не обеспечивается, следует выполнять расчеты переходных режимов с учетом выбранных УВ.

    Дозировка УВ осуществляется так же, как для предотвращения нарушения динамической устойчивости. При этом УВ должны быть такой минимальной интенсивности, которая обеспечивает ресинхронизацию в пределах заданной максимальной длительности асинхронного режима.

       Для определения возможности самопроизвольной ресинхронизации выполнен расчет длительного переходного режима при заданном возмущении без применения УВ.

        Результаты расчета длительного переходного режима без использования УВ приведены в распечатке.

Эти результаты свидетельствуют о том, что самопроизвольная ресинхронизация не происходит. За 20 с переходного режима ротор генератора 19 «отстал» от синхронно вращающихся осей на 1 проворот.

        Для осуществления ресинхронизации выбираем первую дозу УВ: в узле 19 отключаем 5% нагрузки. Ресинхронизация не произошла.

    Выбираем  следующую дозу: отключаем 6,5%.   

     

   Таблица 11 – УВ АЛАР