Размещение устройств АОПО представлено в Приложении Г.

Автоматика ограничения снижения частоты (АОСЧ) предназначена для предотвращения недопустимого по условиям устойчивой работы генерирующего оборудования и энергоустановок потребителей снижения частоты и полного погашения энергосистемы или её части при возникновении дефицита активной мощности. В том числе, при глубоком снижении частоты, создающем угрозу повреждения оборудования, нарушения нормальной работы потребителей, а также возникновения лавины частоты, с аварийным отделением электростанций.

Для осуществления функций АОСЧ применяются следующие устройства:

• Автоматическая частотная разгрузка (АЧР);

• Дополнительная автоматическая разгрузка (ДАР);

• Частотная делительная автоматика (ЧДА);

• Частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ) через АПВ присоединений при нормализации частоты;

АЧР состоит из очередей АЧР-1 и АЧР-2.

АЧР-1 – быстродействующая автоматика предназначена для прекращения процесса снижения частоты, включает в себя основной объём АЧР и специальную очередь АЧР для предотвращения срабатывания основного объема АЧР. Нагрузка энергосистемы, подключённая к АЧР, распределена между очередями с разными уставками по частоте срабатывания и выдержкой времени 0,3 с.

АЧР-2 несовмещённая предназначена для подъёма частоты после действия устройств АЧР-1, а также при медленном снижении частоты. АЧР-2 совмещённая предназначена для предотвращения зависания частоты на недопустимо низком уровне. Нагрузка энергосистемы, подключённая к АЧР-2, распределена между очередями с разными уставками по частоте срабатывания и выдержками времени.

Устройства АЧР согласно настройке будут действовать на отключение присоединений с блокировкой АПВ при введённых выходных цепях отключения нагрузки.

ЧАПВ с разными уставками по частоте срабатывания и выдержками времени восстанавливает питание отключенных от АЧР потребителей при подъёме частоты, разрешая автоматическое включение присоединений через АПВ выключателей.

Включение отключенной нагрузки (деблокирование АПВ) после действия АЧР выполняется автоматически с контролем напряжения через заданную выдержку времени ЧАПВ после превышения частотой уставки ЧАПВ. ЧАПВ выполняется через АПВ присоединений, до квитирования ключа управления выключателем. Если АПВ присоединения, например, кабельной линии, выведено, то включение после действия АЧР возможно только вручную.

Если не удается включить отключившиеся присоединения, то необходимо вывести выходные цепи ОН в МКПА, выходные цепи релейных панелей АЧР-ОН (ключами «Отключение нагрузки 1… 5 группы», накладками на релейных панелях) и ключами управления выключателя включить присоединения.

Перечень устройств АЧР, ЧАПВ, основные параметры их настройки и отключаемые присоединения на объектах задаются в Графике размещения АЧР и ЧАПВ на период максимума нагрузок.

Выделение электростанций на питание собственных нужд и сбалансированную нагрузку осуществляется действием частотной делительной автоматики (ЧДА) в случае неэффективности действия АЧР при недопустимом снижении частоты в энергосистеме. ЧДА позволяет сохранить в работе часть генераторов и ускорить восстановление электроснабжения потребителей в послеаварийном режиме.

Устройства ДАР предназначены для обеспечения эффективной работы устройств АЧР-1 в случае возникновения аварийного дефицита активной мощности и скорости снижения частоты более 1,8 Гц/сек. Устройства ДАР расположены на ПС 220 кВ Ванино и ПС 35 кВ Тишкино. Устройства ДАР нормально введены в работу и выводятся из работы при полном останове Майской ГРЭС.

Размещение устройств АОСЧ представлено в Приложении Г.

Для реализации функций локальных устройств ПА на объектах энергосистемы Хабаровского края и Еврейской автономной области применяются микропроцессорные комплексы противоаварийной автоматики (МКПА).

Устройства МКПА осуществляют контроль параметров режимов работы электрической сети и функционируют по алгоритмам работы устройств противоаварийной автоматики.

Устройства МКПА устанавливаются на объектах 220-500 кВ энергосистемы Хабаровского края и Еврейской автономной области в виде отдельно стоящих шкафов с аппаратурой и содержат в своем составе все локальные устройства ПА, необходимые на данном объекте.

МКПА могут содержать в своем составе следующие устройства ПА (алгоритмы ПА):

• Автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР);

• Автоматика ограничения повышения напряжения (АОПН);

• Автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН);

• Автоматика ограничения перегрузки оборудования (АОПО);

• Автоматическая частотная разгрузка (АЧР);

• Отключение нагрузки (ОН);

• Фиксация отключения линии (ФОЛ);

• Фиксация отключения трансформатора/автотрансформатора (ФОТ);

• Устройство контроля предшествующего режима (УКПР);

• Фиксация сброса мощности (ФСМ);

• Фиксация тяжести короткого замыкания (ФТКЗ);

• Контроль цепей напряжения (КЦН).

МКПА является программно-техническим комплексом и включает в себя следующие основные составные части:

• Блок электроники и блоки клеммных соединителей для подключения внешних входных сигналов, размещенные в электротехническом шкафу;

• Системное программное обеспечение – операционная система, установленная в МКПА;

• Прикладное программное обеспечение.

В качестве прикладного программного обеспечения используется программа SignW, которая устанавливается на компьютер пользователя, и с помощью которой производится просмотр аварийных событий и выставляются уставки.

Состав устройств (алгоритмов) и их настройки для каждого МКПА задаются индивидуально.

Размещение устройств МКПА представлено в Приложении Г.

1. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

При исследование Хабаровского энергорайона в расчетах установившихся режимов рассматриваются сечения энергосистемы, в которых перетоки активной мощности могут оказаться близкими к предельным, и узлы, в которых возможны значительные отклонения напряжения от нормальных значений. В расчетах переходных процессов исследуемые районы – это пункты, вблизи которых происходят КЗ и отключения связей, где имеются пусковые органы срабатывающих устройств ПА и где осуществляются управляющие воздействия ПА, а также те районы, где генераторы испытывают в результате начального возмущения и при дальнейшем переходном процессе значительные набросы или сбросы активной и реактивной мощностей.[5]

Для выполнения расчетов по статической устойчивости в ПК RastrWin и оценки динамической устойчивости в ПК ДАКАР необходимо подготовить математическую расчетную модель для описания электроэнергетической системы.

1. Линии электропередач

Линии электропередачи длиной не более 300 км [6, 7] при расчете режимов электрической сети в RastrWin и Дакар представляются П-образными схемами замещения одной фазы (рисунок 2.1) с сосредоточенными параметрами.

Рисунок 2.1– П-образная схема замещения

Активное сопротивление ЛЭП, Ом, определяется по следующей формуле:

,	(2.1)
где – удельное активное сопротивление ЛЭП , Ом/км; – длинна ЛЭП, км. Реактивное сопротивление ЛЭП, Ом:
,	(2.2)
где – удельное реактивное сопротивление ЛЭП , Ом/км. Емкостная проводимость, мкСм:
,	(2.3)

где – удельная емкостная проводимость ЛЭП , Ом/км.

Поскольку П – образная схема, в которой емкостная и активная проводимость линии сосредоточены в ее концах, не дает возможности точно отобразить соотношение между токами и напряжениями на линии, при больших длинах линий ее приходится разбивать на участи до 200 – 300 км или вводить поправочные коэффициенты:

;	(2.4)
;	(2.5)
.	(2.6)

Значение поправочных коэффициентов для линий длиной от 300 до 500 – 600 км вычисляются по формулам:

;	(2.7)
;	(2.8)
.	(2.9)

При малых длинах линии эти коэффициенты равны единицы.

Активная проводимость на землю G для ВЛ определяется потерями на корону. Потери на корону в основном невелики и сильно зависят от погоды. При измороси они многократно больше, чем в сухую погоду. Но из-за неопределенности этой величины ее как правило не учитывают. При необходимости потери на корону можно учесть используя G, либо включением дополнительной активной нагрузки в узле с постоянным значением или зависимым от напряжения в узле. В исходных данных какая-либо информация о погоде отсутствует, поэтому G линий примем равным 0.

Пример определения параметров ЛЭП:

Для примера возьмем линию 220 кВ Хабаровская ПГУ-ТЭЦ – Хабаровская ТЭЦ-3 длинной 56,5 км с проводом марки ACО-400.

Из справочника[8] находим: Ом/км; Ом/км;
Cм/км.

Так как длина линии всего 56,5 км, параметры линии необходимо определять по формулам (2.1 – 2.3) без поправочных коэффициентов:

;

;

.

В исходных данных какая-либо информация о погоде поэтому G линии примем равным 0 [7].

1. Двухобмоточные трансформаторы

Для двухобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов, когда не используется третья обмотка, используется Г – образная схема замещения (рисунок 2.2):

Рисунок 2.2 – Г-образная схема замещения

Полное сопротивление трансформатора, Ом:

,

(2.10)

где U_ном – номинальное междуфазное напряжение стороны трансформатора, к которой приводится сопротивление трансформатора, кВ; S_ном – номинальная мощность трехфазного трансформатора или трехфазной группы однофазных трансформаторов, МВА; u_k – напряжение КЗ, % номинального напряжения.

Активное сопротивление трансформатора, Ом:

,

(2.11)

где P_k – потери КЗ (потери в меди) трех фаз трансформатора, кВт.