42
Требования к делительной
автоматике объектов
распределенной генерации
с учетом влияния параметров
прилегающей сети и нагрузки
УДК
621.316.7
Выявлены
особенности
отделения
от
энергосистемы
электростанций
со
свои
-
ми
собственными
нуждами
и
нагрузкой
на
напряжении
6–20
кВ
.
Приведены
ре
-
зультаты
расчетов
режимов
при
отделении
одного
генератора
с
варьированием
мощностей
нагрузки
.
Обнаружены
закономерности
,
которые
могут
проявляться
и
в
других
схемно
-
режимных
ситуациях
.
Установлено
влияние
устойчивости
на
-
грузки
на
выбор
средств
противоаварийного
управления
для
применения
в
вы
-
деляемом
энергорайоне
.
Сформулированы
требования
к
быстродействию
раз
-
грузки
при
вынужденном
отделении
электростанции
от
энергосистемы
.
ВВЕДЕНИЕ
Под
делительной
автоматикой
(
ДА
)
в
статье
понимается
автоматика
,
кото
-
рая
в
аварийных
ситуациях
отключа
-
ет
от
энергосистемы
электростанцию
в
целом
или
отдельные
ее
генерато
-
ры
с
целью
сохранить
в
работе
,
во
-
первых
,
собственные
нужды
электро
-
станции
(
СН
)
и
,
во
-
вторых
,
возможно
большее
число
потребителей
.
Делительная
автоматика
,
обес
-
печивающая
выделение
электростан
-
ции
на
автономное
электроснабжение
ближайших
потребителей
или
толь
-
ко
собственных
нужд
при
аварийном
состоянии
энергосистемы
,
известна
,
в
основном
,
в
виде
частотной
дели
-
тельной
автоматики
(
ЧДА
).
Такая
авто
-
матика
срабатывает
при
снижении
ча
-
стоты
в
энергосистеме
до
46–47,5
Гц
.
Ее
задача
состоит
в
том
,
чтобы
при
возникновении
в
какой
-
то
отделив
-
шейся
от
ЕЭС
части
со
значительным
дефицитом
мощности
и
недостаточ
-
ном
действии
АЧР
предот
вратить
ава
-
рийное
отключение
электростанции
,
вызванное
недопустимым
для
нее
снижением
частоты
,
сохранив
электро
-
снабжение
максимального
количества
электроприемников
потребителей
[1].
На
рисунке
1
представлена
прин
-
ципиальная
однолинейная
схема
па
-
рогазовой
электростанции
(
ПГЭС
),
содержащей
четыре
газотурбинных
одновальных
установки
(
ГТ
-1
и
ГТ
-2 —
по
43
МВт
,
ГТ
-4
и
ГТ
-5 —
по
45
МВт
)
и
две
паротурбинных
установки
(
ПТ
-3
и
ПТ
-6 —
по
30
МВт
)
в
составе
двух
парогазовых
установок
(
ГТ
-1 +
ГТ
-2
→
ПТ
-3
и
ГТ
-4 +
ГТ
-5
→
ПТ
-6).
Таким
образом
,
рассматривает
-
ся
район
с
суммарной
генерацией
236
МВт
(
при
всех
включенных
ге
-
нераторах
на
ПГЭС
)
и
суммарной
нагрузкой
279
МВт
.
Для
этого
энер
-
горайона
с
ПГЭС
предусмотрена
установка
ЧДА
и
делительной
авто
-
матики
по
напряжению
(
ДАН
).
Илюшин
П
.
В
.,
к
.
т
.
н
.,
проректор
по
научной
работе
ФГАОУ
ДПО
«
ПЭИПК
»
Паздерин
А
.
В
.,
д
.
т
.
н
.,
профессор
,
заведующий
кафедрой
АЭС
ФГАОУ
ВО
«
УрФУ
им
.
Б
.
Н
.
Ельцина
»
Ключевые
слова
:
электростанция
,
делительная
автоматика
,
противоаварийная
автоматика
,
бы
-
стродействующая
разгрузка
,
лавина
напряжения
,
нару
-
шение
устойчиво
-
сти
двигателей
Keywords:
power plant, is-
landing automation,
emergency auto-
mation, high-speed
unloading, voltage
collapse, engine
stability violation
Рис
. 1.
Принципиальная
однолинейная
схема
ПГЭС
управление сетями
43
ОСОБЕННОСТИ
ПЕРЕХОДНЫХ
ПРОЦЕССОВ
ПРИ
ОТДЕЛЕНИИ
ЭНЕРГОРАЙОНА
ОТ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Рассмотрены
различные
дефициты
мощности
в
слу
-
чае
отключения
двух
ЛЭП
или
одной
из
этих
ЛЭП
,
идущих
к
подстанции
2 (
ПС
-2)
при
выведенной
в
ре
-
монт
второй
.
ЛЭП
до
подстанции
1 (
ПС
-1)
находят
-
ся
в
стадии
строительства
и
не
введены
в
работу
.
Чтобы
можно
было
выявить
влияние
параметров
нагрузки
и
параметров
предаварийного
режима
на
переходные
процессы
,
никакие
средства
ПА
в
рас
-
четах
не
учитывались
.
В
данном
случае
дефицит
мощности
рассчитыва
-
ется
как
:
P
Г
D
=
(
1 – —
)
· 100%,
P
Н
где
P
Г
и
P
Н
—
суммарная
располагаемая
генера
-
ция
и
суммарная
нагрузка
выделившегося
района
в
предаварийном
режиме
.
В
расчетах
с
вариацией
значений
дефицита
мощ
-
ности
предполагалось
,
что
нагрузка
в
сети
110
кВ
не
изменяется
,
а
увеличивается
нагрузка
КРУ
20
кВ
на
ПГЭС
:
от
нулевой
до
200
МВт
.
Если
предельно
допу
-
стимое
(
критическое
)
значение
дефицита
мощности
меньше
,
чем
то
,
которое
соответствует
расчетной
нагрузке
этого
района
,
то
снижались
все
нагрузки
на
один
и
тот
же
процент
,
снижение
более
чем
на
9%
не
производилось
.
В
данной
схеме
превышение
крити
-
ческого
значения
дефицита
мощности
(
D
КР
)
приводит
к
тому
,
что
процесс
со
снижением
частоты
сменяется
процессом
,
который
заканчивается
глубоким
пони
-
жением
напряжения
,
сбросом
значительной
нагрузки
и
повышением
частоты
.
При
исходных
данных
,
соответствующих
расчет
-
ной
схеме
,
D
КР
≈
43,3%.
На
рисунках
2
а
-
в
сопостав
-
лены
переходные
процессы
при
отделении
района
от
энергосистемы
с
дефицитами
мощности
меньшим
и
б
ó
льшим
относительно
критического
значения
.
На
рисунке
2
б
видно
,
что
провоцирует
глубокое
сни
-
жение
напряжения
нарушение
устойчивости
части
асинхронных
двигателей
;
наименьший
запас
устойчи
-
вости
—
у
АД
на
шинах
10
кВ
ПС
-2.
Основные
пара
-
метры
эквивалентных
асинхронных
двигателей
(
АД
)
приняты
такими
,
как
указано
в
таблице
1.
Здесь
самозапуск
электродвигателей
мог
бы
в
дальнейшем
успешно
закончиться
,
но
за
это
время
,
при
напряжении
в
сети
110
кВ
ниже
60%
от
номиналь
-
ного
,
будут
иметь
место
отключения
электроприем
-
ников
действием
защит
минимального
напряжения
(
ЗМН
)
или
технологических
защит
приводимых
во
вращение
механизмов
,
а
также
в
сети
выделенного
энергорайона
могут
произойти
срабатывания
авто
-
матики
ограничения
снижения
напряжения
(
АОСН
)
и
/
или
автоматики
ограничения
перегрузки
оборудова
-
ния
(
АОПО
).
Как
показывают
расчеты
,
при
одном
и
том
же
рас
-
четном
исходном
режиме
вариации
параметров
на
-
грузки
приводят
к
изменениям
значений
критического
дефицита
мощности
(
таблица
2):
небольшим
,
если
изменяется
cos
Н
,
и
достаточно
большим
,
если
изме
-
няется
доля
АД
в
нагрузках
(
что
вынуждает
обращать
внимание
на
состав
моделируемых
нагрузок
).
Еще
Рис
. 2
в
.
Изменения
активных
мощностей
генераторов
ПГЭС
в
энергорайоне
при
наложении
двух
процессов
с
D
<
D
КР
= 43,3%
и
D
>
D
КР
Рис
. 2
б
.
Изменения
относительного
скольжения
АД
в
энергорайоне
при
наложении
двух
процессов
с
D
<
D
КР
= 43,3%
и
D
>
D
КР
Рис
. 2
а
.
Изменения
частоты
и
напряжения
в
сети
110
кВ
энергорайона
при
наложении
двух
процессов
с
D
<
D
КР
= 43,3%
и
D
>
D
КР
Табл
. 1.
Основные
параметры
эквивалентных
асинхронных
двигателей
Вид
нагрузки
P
АД
/
P
Н
Коэф
-
фициент
загрузки
T
J
,
с
СН
электростанций
0,9
0,8
1,2
Промышленные
узлы
на
-
грузки
6
или
10
кВ
0,8
0,7
0,8
Эквивалентная
нагрузка
в
сети
110
кВ
0,4
0,65
0,6
То
же
,
но
со
значительным
количеством
кондиционеров
0,6
0,75
0,25
—
Частота
—
Напряжение
№
4 (49) 2018
44
б
ó
льшую
роль
при
этом
играет
отключение
одного
из
генераторов
ПГЭС
.
Кроме
указанного
,
выявлен
еще
один
фактор
,
вли
-
яющий
на
значения
D
КР
гораздо
более
сильно
,
как
это
показано
на
рисунке
3.
Таким
фактором
оказалось
значение
напряжения
на
шинах
110
кВ
ПС
-2,
опреде
-
ляемое
режимом
работы
смежной
ПС
500/220/110
кВ
.
Используемые
ниже
значения
U
0
этого
напряжения
от
-
носятся
к
доаварийным
режимам
прилегающей
сети
,
в
которых
нагрузка
соответствует
основной
расчетной
схеме
,
а
дефицит
мощности
составляет
24,6%.
На
рисунке
3
видно
,
что
имеет
место
почти
скачко
-
образное
изменение
D
КР
при
небольших
изменениях
U
0
—
между
112
и
116
кВ
.
Анализ
показал
,
что
часть
зависимости
,
показанная
на
рисунке
3
синим
цве
-
том
,
обусловлена
изменением
загрузки
генераторов
в
этом
районе
по
реактивной
мощности
,
как
показано
на
рисунке
4:
если
на
смежной
ПС
500/220/110
кВ
по
-
вышается
напряжение
на
шинах
220
кВ
,
то
генерато
-
ры
рассматриваемого
энергорайона
разгружаются
по
реактивной
мощности
(
диапазон
допустимых
реак
-
тивных
мощностей
—
от
0
до
133,5
Мвар
).
Чем
ниже
генерация
реактивной
мощности
ПГЭС
в
доаварийном
режиме
,
тем
больше
понижение
на
-
пряжения
в
начальный
момент
нарушения
работы
сети
и
тем
большее
время
проходит
,
пока
токи
воз
-
буждения
генераторов
достигнут
потолочных
значе
-
ний
.
Все
это
ведет
к
снижению
устойчивости
двига
-
телей
и
понижению
значения
критического
дефицита
мощности
.
Когда
Q
ПГЭС
= 0 (
например
,
при
U
0
> 117
кВ
),
даль
-
нейшее
повышение
U
0
приводит
к
некоторому
,
про
-
порциональному
значениям
U
0
,
повышению
токов
возбуждения
генераторов
(
чтобы
обеспечивалось
одно
и
то
же
значение
генерируемой
реактивной
мощности
Q
min
при
повышении
напряжений
в
сети
)
и
,
с
другой
стороны
,
к
некоторому
снижению
скольже
-
ния
АД
в
доаварийном
режиме
.
То
и
другое
приводит
к
некоторому
повышению
D
КР
при
U
0
> 117
кВ
(
рису
-
нок
3).
Переходные
процессы
для
четырех
значений
U
0
при
одном
и
том
же
значении
D
= 20,3% (
точки
1, 2,
3
и
4
на
рисунке
3)
показаны
на
рисунках
5
а
–
д
.
Остается
решить
вопрос
об
участке
зависимости
D
КР
(
U
0
),
показанном
на
рисунке
3
в
его
левой
части
.
Переход
к
режимам
больших
D
(
при
U
0
< 112
кВ
)
уве
-
личивает
потери
напряжения
в
сети
и
снижает
запасы
по
устойчивости
АД
.
Область
допустимых
дефицитов
мощности
(
меньших
D
КР
)
ограничена
устойчивостью
Рис
. 3.
Зависимость
D
КР
от
U
0
Рис
. 4.
Влияние
напряжения
U
0
на
реак
-
тивную
мощность
,
выдаваемую
генера
-
торами
ПГЭС
в
доаварийном
режиме
Напряжение
на
шинах
смежной
под
-
станции
в
доаварийном
режиме
,
кВ
Напряжение
на
шинах
ПС
-2
в
доаварийном
режиме
,
кВ
Критические
дефициты
мощности
D
, %
Су
ммарная
генерация
реак
тивной
мощности
в
доав
арийном
ре
жиме
,
Мв
ар
Табл
. 2.
Изменение
значений
критического
дефицита
мощности
Вариация
исходных
данных
D
КР
,
%
Исходное
состояние
43,3
Реактивные
нагрузки
увеличе
-
ны
в
1,5
раза
(
среднее
значе
-
ние
cos
= 0,831
вместо
0,913)
42,0
Доля
АД
в
непромышленной
нагрузке
увеличена
с
40%
до
60%
27,4
Отключен
генератор
ПТ
-3
23,8
Рис
. 5
в
.
Активные
мощности
генераторов
ПГЭС
при
на
-
ложении
четырех
процессов
при
D
= 20,3%
и
разных
U
0
Рис
. 5
б
.
Напряжение
в
сети
110
кВ
при
наложении
четы
-
рех
процессов
при
D
= 20,3%
и
разных
U
0
Рис
. 5
а
.
Частота
при
наложении
четырех
процессов
при
D
= 20,3%
и
разных
U
0
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
45
Рис
. 5
г
.
Реактивные
мощности
генераторов
ПГЭС
при
наложении
четырех
процессов
при
D
= 20,3%
и
разных
U
0
Рис
. 7
б
.
Относительные
скольжения
АД
при
наложении
двух
процессов
при
D
= 24,6
и
длительностью
КЗ
0,04
с
и
0,06
с
Рис
. 5
д
.
Относительные
скольжения
АД
при
наложении
четырех
процессов
при
D
= 20,3%
и
разных
U
0
Рис
. 7
а
.
Частота
и
напряжение
в
сети
110
кВ
при
нало
-
жении
двух
процессов
при
D
= 24,6
и
длительностью
КЗ
0,04
с
и
0,06
с
Рис
. 6.
Параметры
переходного
процесса
при
U
0
= 109,28
кВ
и
D
= 50%
АД
,
которая
дополнительно
понижается
при
пониже
-
нии
U
0
.
Пример
нарушения
режима
в
случае
D
>
D
КР
при
низком
U
0
(
режим
соответствует
точке
5
на
рисун
-
ке
3)
показан
на
рисунке
6,
где
частота
устанавливает
-
ся
на
уровне
51,65
Гц
,
а
напряжение
в
сети
110
кВ
—
ниже
45
кВ
.
ОСОБЕННОСТИ
ПЕРЕХОДНЫХ
ПРОЦЕССОВ
ПРИ
ОТДЕЛЕНИИ
ЭНЕРГОРАЙОНА
ОТ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
,
СОПРОВОЖДАЮЩЕМСЯ
КЗ
В
качестве
расчетного
рассмотрен
случай
,
когда
одна
КЛ
,
отходящая
от
ПС
-2,
отключена
,
на
второй
возникает
трехфазное
КЗ
вблизи
шин
дальней
под
-
станции
.
Результаты
расчетов
значительно
отлича
-
ются
от
показанных
выше
:
во
всех
случаях
,
в
кото
-
рых
простое
отключение
связей
с
ПС
500/220/110
кВ
приводило
к
допустимому
процессу
(
понижению
ча
-
стоты
при
сохранении
напряжения
,
близкого
к
нор
-
мальному
),
в
случае
трехфазного
КЗ
,
инициирующе
-
го
аварию
,
устойчивость
двигателей
нарушается
.
При
исходном
режиме
,
в
котором
генераторы
этого
района
работают
с
выдачей
номинальной
реактивной
мощности
и
D
= 24,6% (
рисунок
3)
устойчивость
двига
-
телей
нарушается
даже
при
КЗ
длительностью
0,06
с
(
рисунки
7
а
–
г
).
Здесь
принципиально
важны
два
обстоятельства
:
–
когда
прекращается
питание
рассматриваемого
энергорайона
со
стороны
ПС
500/220/110
кВ
,
то
основным
источником
питания
остается
ПГЭС
,
расположенная
на
краю
этого
района
и
имею
-
щая
мощность
меньшую
,
чем
нагрузка
.
Поэтому
малый
запас
устойчивости
двигателей
в
нагрузке
и
КЗ
с
большой
вероятностью
спровоцирует
лави
-
ну
напряжения
;
–
возможности
возникновения
лавины
напряжения
решающим
образом
зависят
от
состава
и
пара
-
метров
нагрузки
.
На
рассматриваемом
участке
сети
можно
ожидать
,
что
значительную
мощ
-
ность
потребляют
установки
кондиционирования
(
в
том
числе
обслуживающие
высотные
здания
).
Двигатели
этих
установок
имеют
момент
сопро
-
тивления
,
близкий
к
независимому
от
скорости
вращения
,
то
есть
относительно
низкий
запас
устойчивости
.
Поэтому
окончательные
выводы
относительно
условий
возникновения
лавины
напряжения
в
этом
энергорайоне
возможно
—
Частота
,
Гц
—
Напряжения
в
сети
110
кВ
(
U
/
U
НОМ
),
о
.
е
.
—
Относительные
скольжения
АД
, %
—
Частота
,
Гц
—
Напряжения
в
сети
110
кВ
(
U
/
U
НОМ
),
о
.
е
.
№
4 (49) 2018
46
сделать
только
на
основе
специального
изучения
параметров
нагрузки
и
процессов
в
ней
.
До
этого
момента
можно
только
утверждать
,
что
возникно
-
вение
лавины
напряжения
с
нарушением
работы
большой
части
электроприемников
возможно
.
Таким
образом
,
учет
инициирующих
аварию
КЗ
значительно
повышает
вероятность
того
,
что
вне
-
запное
отделение
рассматриваемого
энергорайона
от
энергосистемы
приведет
к
глубокому
понижению
напряжения
без
снижения
частоты
и
нарушению
ра
-
боты
значительной
части
электроприемников
.
Это
обстоятельство
необходимо
учитывать
при
решении
вопросов
о
выборе
алгоритмов
работы
и
параметров
устройств
ПА
в
данном
энергорайоне
[2].
В
рассматриваемом
энергорайоне
,
как
показал
анализ
,
имеются
два
участка
сети
,
где
запасы
по
устойчивости
двигателей
наименьшие
.
Когда
по
внеш
-
ним
причинам
происходит
значительное
снижение
напряжения
,
опрокидывания
двигателей
начинаются
именно
на
этих
участках
и
либо
на
остальных
сохра
-
няются
напряжения
выше
критических
,
либо
лавина
напряжения
распространяется
на
весь
энергорайон
.
Очевидно
,
что
при
прочих
равных
условиях
,
напри
-
мер
,
одинаковой
категории
надежности
электроснаб
-
жения
потребителей
,
разгрузку
следует
выполнять
именно
на
таких
участках
сети
.
Выбор
места
приложения
управляющих
воздей
-
ствий
противоаварийной
автоматики
,
ограничиваю
-
щей
электропотребление
,
зависит
от
величины
,
со
-
става
и
параметров
нагрузки
и
играет
важную
роль
в
предотвращении
полного
нарушения
работы
дефи
-
цитного
энергорайона
,
следует
,
что
в
таких
случаях
повышаются
требования
к
правильности
моделиро
-
вания
нагрузок
[3].
ТРЕБОВАНИЯ
К
БЫСТРОДЕЙСТВИЮ
РАЗГРУЗКИ
И
ВОЗМОЖНОСТИ
ЕЕ
РЕАЛИЗАЦИИ
Вопрос
о
быстродействии
разгрузки
актуален
глав
-
ным
образом
не
в
случаях
,
когда
напряжения
оста
-
ются
удовлетворительными
,
а
частота
снижается
,
а
в
случаях
,
когда
быстро
развивается
лавина
напря
-
жения
[4].
По
данным
[5],
максимально
достижимому
в
на
-
стоящее
время
быстродействию
выборочной
раз
-
грузки
сети
соответствует
запаздывание
от
момен
-
та
срабатывания
пускового
органа
до
отключения
электроприемников
в
размере
t
= 0,6
с
.
В
случаях
,
когда
рассмотренные
выше
аварии
не
сопровожда
-
ются
КЗ
,
возможность
«
переломить
»
процесс
в
бла
-
гоприятную
сторону
имеется
,
так
как
скольжения
АД
малы
.
Отключению
электроприемников
на
всех
по
-
казанных
ниже
графиках
соответствует
момент
вре
-
мени
на
графиках
t
ОН
=
t
ПО
+
t
+ 0,2
с
,
где
t
ПО
—
время
срабатывания
пускового
органа
;
0,2
с
—
время
,
соответствующее
началу
аварии
.
Если
в
начале
аварии
имеет
место
КЗ
,
то
двигате
-
ли
сразу
начинают
тормозиться
быстро
и
к
моменту
разгрузки
их
максимальные
скольжения
превышают
60–70%.
В
этом
случае
без
разгрузки
в
больших
объ
-
емах
«
переламывать
»
процесс
уже
поздно
[6].
При
значительных
же
объемах
разгрузки
фактор
ее
быстродействия
становится
малозначащим
.
Это
подтверждает
сопоставление
расчетов
переходного
процесса
отделения
рассматриваемого
энергорай
-
она
от
энергосистемы
.
Аварийный
процесс
начина
-
ется
с
трехфазного
КЗ
продолжительностью
0,2
с
,
около
ПС
-2,
время
введения
разгрузки
от
начала
аварийного
процесса
—
в
трех
вариантах
: 0,2
с
,
0,6
с
и
1,0
с
.
Переходные
процессы
показаны
на
ри
-
сунках
8
а
–
в
.
Рис
. 7
г
.
Реактивные
мощности
генераторов
ПГЭС
при
наложении
двух
процессов
при
D
= 24,6
и
длительностью
КЗ
0,04
с
и
0,06
с
Рис
. 8
а
.
Частота
и
напряжение
в
сети
110
кВ
при
отде
-
лении
энергорайона
от
энергосистемы
с
начальным
КЗ
и
разгрузкой
энергорайона
на
33,5%
от
исходной
Рис
. 7
в
.
Активные
мощности
генераторов
ПГЭС
при
наложении
двух
процессов
при
D
= 24,6
и
длительностью
КЗ
0,04
с
и
0,06
с
—
Частота
,
Гц
—
Напряжения
в
сети
110
кВ
(
U
/
U
НОМ
),
о
.
е
.
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
47
Рис
. 8
в
.
Относительные
скольжения
АД
при
отделении
энергорайона
от
энергосистемы
с
начальным
КЗ
и
раз
-
грузкой
энергорайона
на
33,5%
от
исходной
Рис
. 8
б
.
Активные
мощности
генераторов
ПГЭС
при
от
-
делении
энергорайона
от
энергосистемы
с
начальным
КЗ
и
разгрузкой
энергорайона
на
33,5%
от
исходной
ВЫВОДЫ
1.
Отделение
от
энергосистемы
электростанции
со
своими
собственными
нуждами
и
нагрузкой
на
генераторном
напряжении
в
случаях
,
когда
ве
-
личина
нагрузки
энергорайона
превышает
рас
-
полагаемую
мощность
питающих
ее
генераторов
,
может
приводить
как
к
понижению
частоты
,
если
устойчивость
двигателей
в
нагрузке
не
нарушает
-
ся
,
так
и
к
повышению
частоты
,
что
обусловлива
-
ется
дефицитом
реактивной
мощности
и
лавиной
напряжения
.
2.
При
выборе
управляющих
воздействий
,
кото
-
рые
необходимо
реализовывать
в
случае
отде
-
ления
электростанции
с
местной
нагрузкой
от
энергосистемы
,
следует
определить
,
возможны
ли
схемно
-
режимные
ситуации
,
при
которых
нарушения
устойчивости
двигателей
приводят
к
возникновению
лавины
напряжения
в
рассма
-
триваемом
энергорайоне
.
Если
такие
послед
-
ствия
возможны
,
то
необходимо
предусматри
-
вать
управляющие
воздействия
,
отключающие
необходимую
часть
нагрузки
по
факту
отделе
-
ния
энергорайона
от
энергосистемы
,
обеспечи
-
вая
поддержание
напряжения
на
шинах
нагруз
-
ки
выше
критических
значений
для
сохранения
работоспособности
электроприемников
,
остав
-
шихся
включенными
.
3.
В
случае
отделения
энергорайона
,
сопровождаю
-
щегося
КЗ
,
значительно
повышается
вероятность
того
,
что
внезапное
отделение
от
энергосистемы
приведет
к
глубокому
понижению
напряжения
без
снижения
частоты
и
нарушению
работы
значи
-
тельной
части
электроприемников
.
4.
Значение
критического
дефицита
активной
мощ
-
ности
зависит
не
только
от
наличия
КЗ
и
от
со
-
става
нагрузки
,
но
и
,
в
большой
степени
,
от
того
,
как
местная
реактивная
нагрузка
распределяет
-
ся
в
доаварийном
режиме
между
генераторами
энергорайона
и
энергосистемой
.
Обосновано
,
что
чем
меньше
поток
реактивной
мощности
от
гене
-
раторов
отделяемого
энергорайона
,
тем
больше
вероятность
того
,
что
дефицит
мощности
окажет
-
ся
больше
критического
,
что
приведет
при
отде
-
лении
к
возникновению
лавины
напряжения
и
по
-
вышению
частоты
.
5.
Объемы
разгрузки
должны
определяться
ва
-
риантными
расчетами
электромеханических
переходных
процессов
и
требуют
правильного
учета
состава
нагрузок
отделяемого
энергорай
-
она
(
соотношение
между
двигательной
и
стати
-
ческой
компонентами
нагрузки
),
от
чего
реша
-
ющим
образом
зависит
уровень
устойчивости
нагрузки
.
6.
Быстродействие
разгрузки
особенно
актуально
в
тех
случаях
,
когда
в
энергорайоне
быстро
раз
-
вивается
лавина
напряжения
,
двигатели
начина
-
ют
быстро
тормозиться
и
к
моменту
разгрузки
их
скольжения
могут
превышать
60–70%.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Гуревич
Ю
.
Е
.,
Кабиков
К
.
В
.
Осо
-
бенности
электроснабжения
,
ори
-
ентированного
на
бесперебойную
работу
промышленного
потреби
-
теля
.
М
.:
ЭЛЕКС
-
КМ
, 2005. 408 c.
2.
Илюшин
П
.
В
.
Учет
особенностей
объектов
распределенной
генера
-
ции
при
выборе
алгоритмов
про
-
тивоаварийного
управления
в
рас
-
пределительных
сетях
//
Электро
.
Электротехника
,
электроэнергети
-
ка
,
электротехническая
промыш
-
ленность
, 2011,
№
4.
С
. 19–25.
3.
Бернер
М
.
С
.,
Брухис
Г
.
Л
.,
Гуре
-
вич
Ю
.
Е
.,
Кучеров
Ю
.
Н
.
Проблемы
применения
аварийной
разгрузки
больших
распределительных
се
-
тей
//
Электро
.
Электротехника
,
электроэнергетика
,
электротех
-
ническая
промышленность
, 2008,
№
5.
С
. 12–19.
4.
Белослудцев
К
.
А
.,
Гуревич
Ю
.
Е
.
Возможные
пути
развития
аварий
,
вызванных
большим
дефицитом
мощности
//
Электрические
стан
-
ции
, 2004,
№
9.
С
. 27–31.
5.
Арцишевский
Я
.
Л
.,
Земцов
А
.
А
.
Принципы
противоаварийного
управления
в
системах
электро
-
снабжения
с
собственным
источ
-
ником
//
Электрические
станции
,
2010,
№
10.
С
. 33–38.
6.
Илюшин
П
.
В
.
Требования
к
раз
-
грузке
при
вынужденном
отделе
-
нии
от
сети
электростанции
с
соб
-
ственными
нуждами
и
нагрузкой
на
напряжении
6–10
кВ
//
Электро
.
Электротехника
,
электроэнергети
-
ка
,
электротехническая
промыш
-
ленность
, 2011,
№
6.
С
. 23–27.
№
4 (49) 2018
Оригинал статьи: Требования к делительной автоматике объектов распределенной генерации с учетом влияния параметров прилегающей сети и нагрузки
Выявлены особенности отделения от энергосистемы электростанций со своими собственными нуждами и нагрузкой на напряжении 6–20 кВ. Приведены результаты расчетов режимов при отделении одного генератора с варьированием мощностей нагрузки. Обнаружены закономерности, которые могут проявляться и в других схемно-режимных ситуациях. Установлено влияние устойчивости нагрузки на выбор средств противоаварийного управления для применения в выделяемом энергорайоне. Сформулированы требования к быстродействию разгрузки при вынужденном отделении электростанции от энергосистемы.