81

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

Определились бы что обсуждаете. станет проще.
Выход машин из синхронизма ?

+79176689232 IEC 61850 only possible to use when corresponding ANSI exist. системотехник. Зачем третья фаза ? ВЛ есть ДПЗ, мощность 3й фазы можно передавать по ГЗТ. Кл по экранам. шин и выключателей нужно не 3 а 2. занялся бы. за речкой.

82

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

ПАУтина пишет:

А для примера скажите, как Вы понимаете критерий "п-1" для одного сечения и для разных, и в общем для схемы ЭС.

Требования к резервированию по условиям обеспечения надежности в аварийных ситуациях определяются соответствующими нормативами. Наиболее распространенным нормативом, принятым практически во всех энергосистемах экономически развитых стран, является норматив "N-1", который требует сохранения работоспособности энергосистемы и предотвращения какого-либо ущерба у потребителей при аварийном отключении любого одного элемента
энергосистемы без использования специальных средств противоаварийной автоматики. В некоторых энергосистемах и в некоторых особых условиях принимаются и более жесткие нормативы - "N-2" и даже "N-3". В нормативных
рекомендациях для энергосистем России (б. СССР) также предлагается следовать критерию "N-1", однако при этом не исключается в некоторых случаях использование средств противоаварийной автоматики. (Л.А. Кощеев "Автоматическое противоаварийное управление в электроэнергетических системах")

83

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

Тогда интересный вопрос возникает. Отключился выключатель, например линии 500 кВ на объекте и что критерий N-1 наступил?

84

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

Lekarь пишет:

Тогда интересный вопрос возникает. Отключился выключатель, например линии 500 кВ на объекте и что критерий N-1 наступил?

Если линия 500 кВ отключилась с двух сторон по команде релейной защиты, то получается, что наступил критерий N-1 (я так понимаю, что при условии если остальные, контролируемые АПНУ, элементы электрической системы находятся в состоянии работа). Я так полагаю, что данное отключение зафиксирует устройство ПА (АПНУ), которое в свою очередь на основе предшествующего режима работы электрической системы и фиксации состояния других электроустановок электрической системы рассчитает необходимость направления управляющих воздействий (команд ПА: ОГ, ОН, ФВ и т.п.)

85 (2016-08-17 10:48:00 отредактировано ПАУтина)

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

"Наступил" ли, как Вы высказались, критерий "n-1" ещё не известно, но
линия считается отключилась вся, если она отключилась только с одного конца, т.к активный переток по линии временно равен нулю.

86 (2016-08-17 10:51:44 отредактировано SYSTEM)

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

ПАУтина пишет:

"Наступил" ли, как Вы высказались, критерий "n-1" ещё не известно, но
линия считается отключилась вся, если она отключилась только с одного конца, т.к активный переток по линии временно равен нулю.

С Вами согласен. Но я предполагал, что на ВЛ 500 кВ произошло КЗ поэтому отключение с двух сторон. Тогда Ваше мнение когда наступит данный критерий "n-1"?

87

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

В том-то и дело, что это не настолько простой вопрос и ответа однозначного всё равно нет!
Суть в том, что это схема сразу после момента отключения одного сетевого элемента? или это уже ремонтная схема  после диспетчерской оптимизации? Например, летом блоки в дефицитной части ЭС погашены, ну развернут их, и в принципе, на оставшихся линиях  дефицит может станет ещё меньше. Некоторые специалисты ещё "круче"  "n-1" - это отключение сетевого элемента в ремонтной схеме, хотя SYSTEM и говорит, что это уже "n-2".
Спор идёт в том, что при отключении одного элемента авария должна проходить без работы ПА с запасом устойчивости не менее требуемого, поэтому пока "n-1" не "свершилось". Хотя для III группы нормированных возмущений "ТКЗ с отказом выключателя и последующей работой УРОВ" как, правило отключается система шин с несколькими связями, для расчёта это считается одно аварийное воздействие, хотя послеаварийную схему  уже ну ни как не назовёшь "n-1", как минимум "n-3"!  Правда для такого возмущение уже считается нормальным обеспечение запаса устойчивости с применение ПА. На практике, особенно для лета обязательно нужно учитывать наложения ремонтов, может в расчётах СУ и ДУ их не учитывают, но когда считают уставки ЛАПНУ и ЦПУ, то обязательно считают и "n-3". Есть какой-то внутренний документ СО, который они всем впендюривают в виде таблицы "Определение   .... МДП .....  ", но сколько я не искал сколько у них не запрашивал не могу получить
Далее, само понятие "нормальная схема" - определение её есть МУ, но там не хватает одного, что она должна быть получена на базе расчётов электрических режимов и балансов мощности, расчёта токов КЗ, то есть она должна быть подготовлена для исследований  на СУ и ДУ. Должны быть выявлены все слабые места и устранены.
Например, для уменьшения токов КЗ нужно держать разрывы в сети, как к ним относиться - это уже "n-y" или как.

Это то как раз с чего и начинался этот диспут. Я не уверен, что изначально, та самая мелкая станция нужна вообще, мне так и не ответили, для чего она: "просто для технологического тепла-пара, а электричество, как побочный эффект, или собственник действительно хочет электрическую "независимость". а пар в атмосферу!
(Например, было бы экономически целесообразно, на о. Русский не ставить ГТУ (себестоимость элэн 5р/квт), а поставить просто газовые и(или) электрокотлы. А так я заполучил совершенно никчёмное оборудование, которое должен был обосновать его работоспособность с точки зрения ПА. Да со станциями в последнее время всё так и происходит, какой нибудь собственник: "А хочу 100МВт, не лучше 200 МВт, какой там ближайший номинал? генератора - 160, ну тогда 2х160 = 320, так и порешили" Поэтому, СВМ считается не для выбора необходимой мощности станции, а для уже взятой из оптимистического пожелания.)

Когда получена нормальнорабочая нормальная схема, то возникает ещё один момент - определение опасных сечений. А вот тут именно моё личное мнение,  критерий "n-1" должен применяться только для одного опасного  или исследуемого сечения, то есть, если где-то за тремя узлами от этого сечения отключена линия, то она не входит в это "n-1", так как  может входить в своё исследуемое сечение. Получается, что этим я нарушаю понятие нормальной схемы, для которой считается, что все сетевые элементы должны быть включены!

Ещё одно, коэффициент, запаса устойчивости считается с точностью до двух знаков после запятой, пусть получили 0,19, ну мало надо 0,2. А, что произойдёт в реальности, для его обеспечения нужно всего ОГ - 150 МВТ, и балансирующий ОН - 160...170 МВт, но под отключение попадает только блок ГЭС "целиком" 300 МВт с соответствующим балансирующими ОН 330...350 МВт, при этом ещё и предельный переток в 2000 МВт определялся с точностью до 1 МВт.

Извините, изложить кратко не было времени...

88

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

ПАУтина пишет:

Когда получена нормальнорабочая нормальная схема, то возникает ещё один момент - определение опасных сечений.
и балансирующий ОН - 160...170 МВт, ..

1. Вопросов на самом деле много. Начиная от такого, что значит сечение? под определение "сечения" данного в МУ мало кто на большой земле попадает. Соответственно само выражение сечения стало давно спекулятивным. Надо главного диспетчера снять - ввели сечение. Надо кого то наказать ввели сечение. Надо кого то поощрить изменили переток по сечению. И прочее и прочее. Не зря даже Минэнерго озаботилось созданием совета по надежности, я уже про другие субъекты не говорю. Пока то понятие сечения, которое применяет сегодня в системном было внутренним делом системного это терпели, но сегодня, когда это вышло за рамки системного и собственники объектов проработавшие много лет без всяких сечений, не имея никаких новых линий и оборудования вдруг получают отказ в заявках и переносы в планах ремонта , что по сечению не проходит это совсем другое.
2. Все ОНы заканчиваются, когда приходишь на производство, где должны быть введены накладки. Команда то есть на ОН, но ее реализация это другое дело.

89

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

Действительно из ТОЭ, сечений схемы огромное множество.
Но такой подход к расчётам СУ не походит. Просто жизнь напрасно положишь на эти варианты расчётов.
Поэтому, это делается двумя способами.
1. Самый простой и надёжный. ЭС уже считана-пересчитана и сечения уже все прописаны и ни кто их менять не будет, даже если появиться что-то "новенькое", так как всё введено и контролируется в каких-нибудь АПНУ, ЛАПНУ или вообще ЦСПА, к которым относятся как к "священной корове". В этом смысле Вы наверно и говорите о сечениях.
2. Если система новая, по крайней мера для расчётчика, то можно это сделать с помощью программ, например, я работаю RastrWin, там для этого есть специальный расчётный модуль "поиск опасных сечений", настроил режим, запустил и всё готово, программа сформирует пакеты режимов с опасными сечениями для всей ЭС, то есть заведомо отсечёт пустые прогоны. Тогда берёшь и уже исследуешь только полученные, корректируешь, конкретизируешь....
У меня такого модуля нет, я использую "вариантные расчёта". Указываешь какие линии будут отключаться и (или) выводится в ремонт (можно хоть все, просто ждать долго) и программа последовательно начинает их коммутировать (простой тупой перебор) начиная с "n-1" и кончая как задашь. В результате выдаётся таблица, из которой видно какой режим не сходится, там нарушения СУ, из этих режимов формируешь исследуемые сечения, а затем и опасные и т.д.

Поэтому, не вижу принципиальных затруднений формирования сечений для ЭС. Конечно, просто глядя на её схему сложно сказать где будут опасные сечения, если она, не проста как схема миксера или пылесоса.

Одна специфичная проблема. В программах сечения можно назначить между двумя любыми узлами. Если, нужно в начале ВЛ, то там делаешь доп. узел на начале этой линии между шинами ПС и вводишь эту ветвь в сечение. Но на практике, может получиться, так что для того, что бы ввести значение перетока, нужно ставить датчик мощности - копейки, а вот доставит этот единственный сигнал до ЛАПНУ, большие затраты, и тогда берут где можно или вообще учитываю коэффициентом к известным.

90

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

Далеко мы ушли от первоначального вопроса. И всё-таки, что необходимо учитывать при расчётах устойчивости "малых" энергосистем?

91

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

Для малых ЭС нужно учесть, что будут большие противоречия с НД.
1. Необходимость установки на линиях основных защит и требований к ним  определяется условиями сохранения устойчивости. Суть противоречия.  В больших ЭС ВЛ 500-220 кВ все НД по РЗ и А ориентированы на это. В малых ЭС именно системообразующие связи могут строится на ВЛ и(или) КЛ 35 кВ и ниже, а к ним требования соответствующие распределительным сетям, например на ВЛ 35 кВ ни кто не будет ставить ДЗЛ ...
2. Как электро-магнитные, так и электромеханические составляющие инерции значительно меньше от 3 до 5 раз, поэтому аварийные процессы проходят значительно быстрее. Требования по АОСЧ рассчитаны только на большие станции. Например, при дефиците 30 % в большой ЭС скорость снижения частоты может быть максимум 2,0 ... 2,5 Гц/c, а в малых при тех же условиях 3...6 Гц/с, то есть ни АЧР, ни ДАР ни даже ЧДА не успеют даже сработать.
3. Основополагающий принцип: сети 35, 10 ... 6 кВ как системообразующие должны так и остаться с изолированной нейтралью или всё же их переделать с глухозаземлённой нейтралью?!?!?

92 (2017-04-06 11:53:17 отредактировано SYSTEM)

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

Спасибо всем! Вот и для меня закончилась работа с релейной защитой и автоматикой. Было интересно с Вами общаться и решать вопросы.

93

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

SYSTEM пишет:

Спасибо всем! Вот и для меня закончилась работа с релейной защитой и автоматикой. Было интересно с Вами общаться и решать вопросы.

А что случилось, если не секрет?

Any facts and any reality can be interpreted as beneficial by stakeholders.

94 (2017-05-26 10:25:41 отредактировано SYSTEM)

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

Для информации приложите, пожалуйста, график зависимости напряжения, частоты и угла ротора генератора от времени, допустим, при трёхфазном к.з. на шинах генераторного РУ и чуть дальше, с результатом нарушения динамической устойчивости генераторов. Спасибо!

95

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

SYSTEM пишет:

Для информации приложите, пожалуйста, график зависимости напряжения, частоты и угла ротора генератора от времени, допустим, при трёхфазном к.з. на шинах генераторного РУ и чуть дальше, с результатом нарушения динамической устойчивости генераторов. Спасибо!

К каком смысле приложите?
Занимаюсь расчётами динамики,
не понятно, что Вы хотите... так как каждый раз по разному, индивидуально,
например, делаю работу по установке  АЛАР на станциях, ну что, сказать: показательными являются зависимости предельного времени отключения по видам кз на нормированных шунтах при изменении мощности станции, но опять же на станциях разные генераторы, разное их число, со своими АРВ, и обобщить не удастся. С одним генератором очень интересно получается: его мощность 80, а его промаркировали до 40, вообще не улетает, но качается как на море бриз максимум 2 оборота и "встал как вкопанный" даже с УРОВ.
Поэтому, графиков то много, но что Вы в них увидите.

96 (2017-06-13 05:42:57 отредактировано SYSTEM)

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

Всё просто, как изменяются электрические параметры генератора (ток, напряжение, частота) при нарушении динамической устойчивости генератора (период времени: предшествующий режим и нарушение динамической устойчивости). С внутренним углом генератора и мощностью генератора общие положения понятны. Ограничим круг: близкое короткое замыкание и в предшествующем режиме генератор работал с номинальной мощностью (ориентировочно). Мне достаточно даже если от руки начертите и не в масштабе (для общего понимания).

97

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

Если по проще, то можно привести расчёты предельного времени от мощности станции (графики во вложении).
Такая характеристика показывает при каком времени КЗ происходит нарушение ДУ.
Снимают следующим образом. Для расчётного режима ЭС более неблагоприятном - летний минимум станция выводится на максимум (располагаемая мощность) и на шинах делается КЗ, так же самое тяжёлое ТКЗ - просто шунт с сопротивлением 0 (иногда нарушения ДУ будут и при ДКЗ, всё аналогично), путём его подбора находится это значение, затем мощность станции уменьшается и ищется новое время. Сняв необходимое число точек строятся характеристики.
Из этой характеристики видно удовлетворяют ли основные защиты требованиям по быстродействию, то есть их время срабатывания с учётом времени отключения выключателя должно быть меньше предельного. Если нет, до 2 пути:
- снижать это время срабатывания РЗ и/или время отключения выключателя, или
- ограничивать мощность станции, что ни когда не выполняется, не столько по тому, что собственник станции не идёт на это, просто СО, в ведении которого находится эта станция, "выдрючивается" (если нужны пояснения или обоснования, то запросите через личку), или
- установка выключателей с пофазным приводом (сразу скажем, что даже для КРУЭ 110 кВ нет никаких проблем и цена вопроса всего +10...15%).
Далее оценивается возможности нарушения ДУ при отказе выключателя. Тут 2 варианта:
1. Если привод трёхфазный, то тогда для сохранения устойчивости нужно, что бы предельное время было больше времени сраб. РЗ + время откл. Выкл. + время сраб. УРОВ, если условие выполняется, то всё хорошо, если нет, то опять же требуется снижение выдержки времени УРОВ, если это значение достигло "разумного предела" (опять же величина сугубо субъективная для каждой зоны ФСК, СО и проч.) скажем 0,3 с, то требуется работа ПА. Но по моему мнению для современных выключателей время УРОВ может быть посчитано как двойное время (сраб. РЗ + время откл. Выкл.), то есть не более 0,15...0,18 с., а то и вообще ему равняться, то есть 0,09 ... 0,12 с.
2. Если привод пофазный, то возможен отказ только одной фазы, то есть переход из ТКЗ в ОКЗ, при этом тяжесть КЗ существенно уменьшается. Для РУ с такими выключателями нужно так же снять зависимость предельного времени для ОКЗ, и аналогично предыдущему сделать анализ. Но для такого КЗ как правило нарушения ДУ не происходит и не требуется действия ПА, так как значения предельного времени уходит уже, как минимум за 0,8 ... 1 с., то есть на много больше времени УРОВ.

Post's attachments

ПредельноеВремя.bmp 1.09 Мб, 14 скачиваний с 2017-06-13 

You don't have the permssions to download the attachments of this post.

98

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

ПАУтина пишет:

сразу скажем, что даже для КРУЭ 110 кВ нет никаких проблем и цена вопроса всего +10...15%

и пожизненные затраты на эксплуатацию трех приводов вместо одного, а для КРУЭ 110 кВ с АСУ это и специальное ПО и компоновка этого КРУЭ, когда может получиться, что для замены привода надо еще разобрать модули соседних присоединений.

99

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

Спасибо! На данном графике предельное время откл. не указано?

100

Re: Статическая и динамическая устойчивость изолированной энергосистемы

ПАУтина пишет:

Если привод пофазный, то возможен отказ только одной фазы, то есть переход из ТКЗ в ОКЗ, при этом тяжесть КЗ существенно уменьшается.

Это старый советский подход. Уже сталкивались. Заказывают пофазный привод, отказ на нем происходит всех трех фаз по причине, что произошел отказ питания этих фаз, организованный по одной линии или от одного источника и все умные головы сразу ушки прижимают, дескать мы такой вариант не рассчитывали.