Отключение нагрузки (ОН)* используется с целью предотвращения нарушения устойчивости также, как и ОГ, в случае необходимости разгрузки "опасного сечения". Естественно, ОН следует выполнять в приемной части энергосистемы. При этом механизм воздействия на энергосистему оказывается в значительной степени аналогичным воздействию от отключения генераторов в передающей части. В конечном счете эффективность ОН связана со снижением Рт, которое определяется приближенно значением:
(21)
Из (21) очевидно, что ОН, в отличие от ОГ, эффективно при H2 < H
т.е. при относительно малой мощности приемной части энергосистемы.
* В литературе часто встречается аббревиатура САОН - специальная автоматика отключения нагрузки
Рассуждения, подобные приведенным ранее в отношении ОГ, можно привести и относительно влияния запаздывания при выполнении ОН. При оценке влияния на моментно-угловую характеристику следует учитывать, что ОН не приводит к снижению ресурса реактивной мощности и, как правило, способствует повышению уровня напряжения и значения Рт в послеаварийном режиме.
Очевидно, что повышение напряжения приводит к увеличению мощности оставшейся части нагрузки и тем самым - к некоторому снижению эффекта от отключения ΔΡη2 . В то же время увеличение Рт усиливает эффективность мероприятия.
Важные особенности ОН связаны с практической реализацией этого мероприятия в условиях реальной сложной энергосистемы. При организации ОГ приходится иметь дело с крупными ступенями отключения, определяемыми мощностью каждого отключаемого генератора, то время как отдельные потребители имеют существенно меньшую мощность. При этом, казалось бы, можно со значительно большей точностью выбрать в каждом отдельном случае необходимую мощность АРн, набрав к тому же эту мощность из наименее ответственных потребителей. Однако, этому препятствуют технические трудности передачи команд на отключение отдельных потребителей и контроль текущего значения мощности подлежащей отключению нагрузки. В результате отключаются достаточно крупные потребительские фидеры, причем во многих случаях при отсутствии непрерывного контроля текущего значения мощности.
Поэтому в отличие от условия (20) принимается условие:
(22)
где ΣΡHj(u) - сумма мощностей отключаемых потребителей, определяемая по результатам измерений в текущем режиме; ΣРнк(г) - сумма мощностей отключаемых потребителей, определяемая по графику нагрузки; α- коэффициент запаса на несоответствие Рнк(г) реальным текущим значениям мощности нагрузки; АРн - требуемое расчетное значение мощности отключаемой нагрузки.
Соотношение значений ΣΡΗψ) и ΣΡηκ(Ζ) зависит от конкретных условий в каждой энергосистеме, при этом достаточно часто приходится довольствоваться лишь второй составляющей. С учетом опыта эксплуатации и типа потребителей для различных энергосистем принимается α = 1,2 : 1,5.
Для обеспечения возможности более дифференцированного подхода к отключению потребителей необходимо увеличение количества телесвязей для передачи команд на отключение, что сопряжено с существенными дополнительными затратами.
В последнее время ведутся разработки так называемой системы автоматической циркулярной разгрузки, суть которой заключается в организации системы передачи команд от центрального передатчика к местным приемникам, от которых осуществляется воздействие на отключение тех или иных потребителей в соответствии с заданным кодом. Код в свою очередь задается в зависимости от требуемой величины ΔΡη2. По мере увеличения ΔΡη2 отключаются все большее число и все более ответственные потребители. Таким образом исключается необходимость отключения крупных фидеров вместе с подключенными к ним ответственными потребителями. Однако, одновременно увеличивается уровень неопределенности при оценке текущего значения мощности, т. к. оказывается практически невозможным учесть текущие значения мощности рассредоточенных потребителей. В результате приходится принимать условие: т.е. заведомо идти на повышенную вероятность избыточного отключения. Вместе с тем, как уже отмечалось, в значительной мере удается избежать отключения ответственных потребителей с наибольшим удельным ущербом (ηπ) и в конечном счете, несмотря на, возможно, больший объем отключений, снизить суммарный ущерб.
Для технической реализации циркулярной разгрузки может быть использована та или иная система радио-телефонной связи. В конце восьмидесятых годов была выполнена разработка системы циркулярной разгрузки с передачей команд по сетям 110 - 220 кВ. Сигнал вводился в сеть с помощью специального тиристорного преобразователя.
Этот сигнал в виде кодированного искажения напряжения в силовой сети воспринимается приемниками, устанавливаемыми вблизи потребителей, и реализуется в отключении тех или иных потребителей в соответствии с заданным кодом.
К настоящему времени ни одна из систем циркулярной разгрузки не реализована, а под ОН заводятся крупные нагрузочные фидеры.
При использовании ОН следует помнить, что это средство является наименее желательным, т.к. снижает основной показатель надежности электроснабжения потребителей. Вместе с тем, в современных условиях во многих случаях отказаться от ОН, особенно для решения задач устойчивости межсистемных связей ЕЭС, практически невозможно. Укажем две основные причины такого положения.
Первая причина заключается в том, что при необходимости разгрузки электропередачи в сторону существенно меньшей по мощности части энергосистемы снижение генерации в передающей части оказывается неэффективным. Действительно, из выражений (16), (18) следует, что при HJ2 < Нл или Р2 « Р1 имеет место
Отключение генераторов большой мощности, нежелательное само по себе, может привести еще и к существенному снижению частоты в энергосистеме, что в свою очередь приведет к снижению потребления и ущербу у потребителей от этого снижения согласно соотношениям:
(24)
в которых индекс (Δ/) указывает на обусловленность величин, снижением частоты в системе. При этом, несмотря на обычно принимаемое условие
может оказаться, что существенно превосходит
значение ущерба ΔУη, который имел бы место при осуществлении требуемой разгрузки передачи за счет непосредственного отключения потребителей в приемной части энергосистемы. К этому следует добавить и непосредственный ущерб от отключения генераторов. Все эти обстоятельства усугубляются, если необходимость разгрузки вызывается аварийным отключением генераторов в приемной части энергосистемы.
Рис. 8
Вторая причина, обуславливающая необходимость применения ОН наряду с ОГ, заключается в том, что в ряде случаев разгрузка той или иной межсистемной связи только за счет ОГ оказывается ограниченной по условиям устойчивости других связей. Это можно показать на примере цепочечной энергосистемы, состоящей из трех подсистем, связанных межсистемными связями (рис.8).
Если при указанных на рис.8 направлениях перетоков мощности требуется, например, разгрузить на величину ΔΡ12 межсистемную связь 1-2, то это можно
осуществить за счет ОГ в подсистеме I. Согласно (18) требуемое для этого значение дельта РГ1 составляет:
Но при этом произойдет наброс мощности на связь 2-3:
В зависимости от соотношения мощностей Р15 Р2, Р3, значения ΔРг1 и предшествующего значения мощности Р32, такой наброс может оказаться недопустимым по условиям устойчивости связи 2-3. К аналогичному заключению можно прийти, если в той же энергосистеме, но при обратном направлении перетока мощности по связи 1-2, осуществлять ее разгрузку за счет ОН в подсистеме I.
Как в том, так и в другом случае величину ЛР32 можно уменьшить или свести к нулю при осуществлении разгрузки связи 1-2 одновременным применением в подсистемах I и 2 ОГ и ОН в зависимости от направления перетока мощности. При направлении перетоков по связям, указанным на рис.8, значения ΔР12 и Р32 определяются суммированием воздействий от ОГ в подсистеме I и ОН в подсистеме 2:
В частном случае при равенстве отключаемых мощностей:
Такое сбалансированное управляющее воздействие позволяет осуществить любую разгрузку связи 1-2, не оказывая влияния на загрузку связи 3-2. (Заметим, что это положение в полной мере справедливо лишь при цепочечных и звездообразных структурах сети; в кольцевых схемах сбалансированное воздействие не гарантирует неизменности загрузки смежных связей).
В случае проходящего аварийного возмущения, например, при успешном АПВ ЛЭП отключенная действием ОН нагрузка может быть включена вновь автоматически, т.е. выполнено АПВ нагрузки (АПВН). Очевидно, что применение АПВН обеспечивает снижение ущерба потребителей. При этом, однако, необходимо учитывать определенную опасность для устойчивости при одновременном подключении большой группы потребителей в приемной части энергосистемы, особенно, если это связано с запуском асинхронных двигателей. Такой опасности можно избежать при применении АПВН с различными длительностями бестоковой паузы.
В заключение следует отметить, что ОН как мероприятие противоаварийной автоматики для предотвращения нарушения устойчивости широко использовалось в ЕЭС СССР и продолжает использоваться в ЕЭС России, в то время, как в энергосистемах развитых стран это мероприятие не используется, и, более того, использование его запрещено законодательно.
Объективная необходимость применения ОН в ЕЭС определяется прежде всего наличием "слабых" связей, пропускная способность которых не превышает нескольких процентов от мощности меньшей из объединяемых частей энергосистемы.
В энергосистемах стран с относительно малой территорией, например, европейских стран, Японии, Ю. Кореи и др. такие связи отсутствуют ввиду высокой плотности электрической сети, а в странах с большой территорией (США, Китай, Индия) для исключения "слабых" связей используются передачи и вставки постоянного тока. Развитие рыночных отношений приведет к ужесточению условий использования превентивного отключения потребителей, каковым является ОН. Однако отказ от использования ОН потребует больших затрат на усиление электрической сети и/или использование элементов постоянного тока, либо приведет к необходимости существенного ограничения режимов энергосистемы.
