Приказ Минэнерго РФ от 30.06.2003 N 277
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПРИКАЗ
от 30 июня 2003 г. N 277
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ
ПО УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Приказываю:
Утвердить прилагаемые Методические указания по устойчивости энергосистем.
Министр
И.Х.ЮСУФОВ
Утверждены
Приказом Минэнерго России
от 30 июня 2003 г. N 277
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
СО 153-34.20.576-2003
1. Общие положения
1.1. Методические указания по устойчивости энергосистем (далее - Методические указания) устанавливают технические требования, которым должны удовлетворять электроэнергетические системы (далее - энергосистемы) и их объединения в отношении устойчивости.
1.2. Методические указания предназначены для организаций, осуществляющих проектирование и эксплуатацию энергосистем.
2. Основные понятия, термины и определения
Для целей настоящих руководящих указаний применяются следующие понятия, термины и определения:
2.1. Энергосистема - технический объект как совокупность электростанций, приемников электрической энергии и электрических сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима.
2.2. Устойчивость энергосистем - способность сохранить синхронизм между электростанциями или, другими словами, возвращаться к установившемуся режиму после различного рода возмущений.
2.3. Связи и сечения.
2.3.1. Связь - последовательность элементов, соединяющих две части энергосистемы. Данная последовательность может включать в себя, кроме линий электропередачи, трансформаторы, системы (секции) шин, коммутационные аппараты, рассматриваемые как сетевые элементы.
2.3.2. Сечение - совокупность таких сетевых элементов одной или нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению энергосистемы на две изолированные части.
Применяется также понятие "частичное сечение" как совокупность сетевых элементов (часть сечения), отключение которых к делению энергосистемы на две изолированные части не приводит.
2.4. Схема и режим энергосистемы.
2.4.1. Исходя из требований к устойчивости, схемы энергосистемы подразделяются на нормальные, когда все сетевые элементы, определяющие устойчивость, находятся в работе, и ремонтные, отличающиеся от нормальной тем, что из-за отключенного состояния одного или нескольких элементов электрической сети (а при эксплуатации - также из-за отключенного состояния устройств противоаварийной автоматики) уменьшен максимально допустимый переток в каком-либо сечении (см. также п. 2.4.3).
2.4.2. Различают установившиеся и переходные режимы энергосистем.
К установившимся относятся режимы, которые характеризуются неизменными параметрами. Медленные изменения режима, связанные с внутрисуточными изменениями электропотребления и генерации, нерегулярными колебаниями мощностей, передаваемых по связям, работой устройств регулирования частоты и активной мощности и т.п., рассматриваются как последовательность установившихся режимов.
К переходным относятся режимы от начального возмущения до окончания вызванных им электромеханических процессов (с учетом первичного регулирования частоты энергосистемы). Нормативные возмущения приведены в п. 2.5.
2.4.3. При эксплуатации, исходя из требований к устойчивости энергосистем, перетоки мощности в сечениях в установившихся режимах подразделяются следующим образом:
- нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым);
- вынужденные (наибольший допустимый переток называется аварийно допустимым).
Вынужденные перетоки допускаются для предотвращения или уменьшения ограничений потребителей, потери гидроресурсов, при необходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов, неблагоприятном наложении плановых и аварийных ремонтов основного оборудования электростанций и сети, а также в режимах минимума нагрузки при невозможности уменьшения перетока из-за недостаточной маневренности АЭС (кроме сечений, примыкающих к АЭС; см. также п. п. 3.7 - 3.8).
2.4.4. При проектировании перетоки мощности в сечениях при установившихся режимах подразделяются следующим образом:
- нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым);
- утяжеленные.
Утяжеленным считается переток, характеризующийся неблагоприятным наложением ремонтов основного оборудования электростанций в режимах максимальных и минимальных нагрузок, если общая продолжительность существования таких режимов в течение года не превышает 10%.
2.5. Наиболее тяжелые возмущения, которые учитываются в требованиях к устойчивости энергосистем, называемые нормативными возмущениями, подразделены на три группы: I, II и III. В состав групп входят следующие возмущения:
а) короткое замыкание (КЗ) с отключением элемента(ов) сети. Распределение по группам возмущений указано в табл. 1.
б) скачкообразный аварийный небаланс активной мощности по любым причинам: отключение генератора или блока генераторов с общим выключателем, крупной подстанции, вставки постоянного тока (ВПТ) или крупного потребителя и др. Распределение небалансов по группам возмущений указано в табл. 2.
Таблица 1
--------------------------------
<1> Или резервными защитами с не меньшим быстродействием.
<2> При обеспечении автоматического запрета АПВ в случае непогасания дуги неуспешное АПВ может не рассматриваться.
<3> На связи АЭС с энергосистемой.
<4> При этом учитываются отключения всех сетевых элементов (включая СШ), связанных с отключением смежных выключателей.
Примечание. Расчетная длительность КЗ принимается по верхней границе фактических значений. При проектировании должны приниматься меры, обеспечивающие при работе основной защиты длительности КЗ, не превышающие следующих значений:
Таблица 2
--------------------------------
<*> Аварийные небалансы группы III относятся к случаю, когда рассматривается устойчивость параллельной работы по связям между ОЭС, и учитываются, если их возникновение возможно при возмущениях табл. 1.
Кроме того, в группу III включаются следующие возмущения:
в) одновременное отключение двух ВЛ, расположенных в общем коридоре, более чем на половине длины более короткой линии, в результате возмущения группы I в соответствии с табл. 1;
г) возмущения групп I и II с отключением элемента сети или генератора, которые, вследствие ремонта одного из выключателей, приводят к отключению другого элемента сети или генератора, подключенных к тому же распредустройству.
Примечание. Если процессы самозапуска двигателей крупного потребителя могут вызвать значительные снижения напряжения на ПС энергосистемы (более чем на 15%), то возмущение, приводящее к такому процессу, должно быть отнесено к возмущению группы I.
2.6. Коэффициент запаса устойчивости по активной мощности.
Рассматриваются, как правило, сбалансированные по мощности способы утяжеления режима, т.е. такие, при которых частота остается практически неизменной.
2.6.3. Перетоки, предельные по статической устойчивости, и перетоки, допустимые в послеаварийных режимах, определяются с учетом перегрузки оборудования (в частности по току ротора генераторов), допустимой в течение 20 мин.
Большую перегрузку, допустимую в течение меньшего времени, можно учитывать, если она обеспечивается соответствующим оборудованием и если эта перегрузка оперативно или автоматически ликвидируется за допустимое время благодаря снижению перетока в сечении (автоматический пуск гидрогенераторов, перевод их из компенсаторного режима в активный и т.п.).
2.6.4. В эксплуатации для контроля соблюдения нормативных запасов устойчивости следует, как правило, использовать значения перетоков активной мощности.
При необходимости максимально допустимые и аварийно допустимые перетоки задаются как функции от режимных параметров (загрузки отдельных электростанций и/или числа работающих генераторов, перетоков в других сечениях, напряжений в узловых точках и др.). Такие параметры включаются в число контролируемых.
В зависимости от конкретных условий в качестве контролируемых могут использоваться и другие параметры режима энергосистемы, в частности значения углов между векторами напряжений по концам электропередачи. Допустимые значения контролируемых параметров устанавливаются на основе расчетов.
2.7. Коэффициент запаса по напряжению.
2.7.2. Для контроля за соблюдением нормативных запасов по напряжению в узле нагрузки в эксплуатационной практике могут использоваться напряжения в любых узлах сети энергосистемы. Допустимые значения напряжений в контролируемых узлах устанавливаются расчетами режимов энергосистемы.
3. Требования к устойчивости энергосистем
3.1. По условиям устойчивости энергосистем нормируются минимальные коэффициенты запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в сечениях и по напряжению в узлах нагрузки. Кроме того, устанавливаются группы возмущений (см. п. 2.5), при которых должны обеспечиваться как динамическая устойчивость, так и нормируемые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах.
В области допустимых режимов должно быть обеспечено отсутствие самораскачивания. Если самораскачивание проявляется, то должны приниматься меры по устранению его причин, а оперативно должно быть дополнительно разгружено сечение, в котором наблюдаются колебания, до исключения этих колебаний.
Допустимые перетоки определяются также допустимыми токовыми нагрузками (перегрузками с учетом их длительности) оборудования в заданном и в нормативных послеаварийных режимах и другими имеющимися ограничениями.
3.2. Показатели устойчивости должны быть не ниже указанных в табл. 3 (см. также п. п. 3.3 - 3.6).
Таблица 3
3.3. При отключении элемента сети 750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ после однофазного КЗ, возможно применение ПА для обеспечения устойчивости, но без воздействия на разгрузку АЭС и при объеме нагрузки отключаемой ПА не более 5 - 7% от нагрузки приемной энергосистемы (большее число относится к энергосистеме, меньшее - к энергообъединению).
При проектировании энергосистем в нормальной схеме и при нормальном перетоке устойчивость при возмущении группы I в сети 500 кВ и ниже должна обеспечиваться без применения ПА.
При эксплуатации энергосистем в нормальной схеме и при нормальном перетоке в случае возмущения группы I устойчивость должна обеспечиваться без применения ПА, за исключением тех случаев, когда:
- выполнение требования приводит к необходимости ограничения потребителей, потере гидроресурсов или к ограничению загрузки (запиранию мощности) отдельных электростанций, в том числе АЭС;
- в результате возмущения предел статической устойчивости в сечении уменьшается более чем на 25%.
В указанных случаях устойчивость должна обеспечиваться без воздействия ПА на разгрузку АЭС, если возможны другие управляющие воздействия.
Для пусковых схем объектов допускается применять ПА для предотвращения нарушения устойчивости при возмущениях группы I, а также при отключении элемента сети 750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ после однофазного КЗ, но без воздействия на разгрузку АЭС.
3.4. Послеаварийный режим после нормативных возмущений должен удовлетворять следующим требованиям:
- коэффициенты запаса по активной мощности - не менее 0,08;
- коэффициенты запаса по напряжению - не менее 0,1;
- токовые перегрузки сетевых элементов и генераторов не превышают значений, допустимых в течение послеаварийного режима.
Длительность послеаварийного режима определяется временем, необходимым диспетчеру для восстановления условий нормального режима, не большим 20 мин.
В течение этого времени возникновение дополнительных возмущений (т.е. наложение аварии на аварию) не учитывается.
3.6. Устойчивость может не сохраняться в следующих случаях:
- при возмущениях более тяжелых, чем нормативные в данных схемно-режимных условиях;
- если при возмущении, приводящем к ослаблению сечения, предел статической апериодической устойчивости в рассматриваемом сечении не превышает утроенной амплитуды нерегулярных колебаний мощности или уменьшается более чем на 70%;
- если аварийный небаланс мощности приводит к приращению мощности в сечении, превышающему 50% от предела статической апериодической устойчивости в рассматриваемом сечении.
При несохранении устойчивости деление по сечению должно не приводить к каскадному развитию аварии при правильной работе ПА или к погашению дефицитной по мощности подсистемы из-за недостаточности объема АЧР.
3.7. В эксплуатации любое отступление от требований, относящихся к нормальному перетоку (первая строка табл. 3) или к длительности послеаварийного режима (20 мин.), означает переход к вынужденному перетоку и должно быть разрешено высшей оперативной инстанцией, в ведении или управлении которой находятся связи этого сечения.
Такое решение, как правило, принимается при планировании режимов, исходя из располагаемых оперативных резервов активной мощности.
Переход к вынужденному перетоку в сечении на время прохождения максимума нагрузки, но не более 40 мин. (дополнительно к 20 мин., разрешенным для послеаварийного режима), или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей и/или мобилизации резерва, может быть выполнен оперативно по разрешению дежурного диспетчера указанной высшей оперативной инстанции.
3.8. При планировании режимов энергосистем должна быть исключена работа сечений, обеспечивающих выдачу мощности АЭС, с вынужденными перетоками.
3.9. На связях, по которым возможны асинхронные режимы, предусматриваются устройства ликвидации асинхронных режимов, действующих, в том числе, на деление энергосистем. Ресинхронизация, как с применением автоматических устройств, так и самопроизвольная, должна резервироваться делением.
Допустимая длительность асинхронного режима и способ его прекращения устанавливаются для каждого сечения с учетом необходимости предотвращения повреждений оборудования энергосистемы, дополнительных нарушений синхронизма и нарушений электроснабжения потребителей. При этом особое внимание следует уделять устойчивости электростанций и крупных узлов нагрузки, вблизи которых может оказаться центр качаний.
4. Определение допустимых режимов,
удовлетворяющих нормативным требованиям раздела 3
4.1. Расчеты устойчивости энергосистем и расчетная проверка мероприятий по ее обеспечению осуществляются при проектировании и эксплуатации энергосистем.
Расчеты устойчивости выполняются для:
- выбора основной схемы энергосистемы и уточнения размещения основного оборудования;
- определения допустимых режимов энергосистемы;
- выбора мероприятий по повышению устойчивости энергосистемы, включая средства ПА и параметры их настройки;
- определения параметров настройки систем регулирования и управления, релейной защиты, АПВ и т.д.
Кроме того, расчеты устойчивости проводятся при разработке и уточнении требований к основному оборудованию энергосистемы, релейной защите, автоматике и системам регулирования по условиям устойчивости энергосистем.