Способ автоматической частотной разгрузки энергорайона
Использование: в области электроэнергетики для автоматической частотной разгрузки энергорайона при возникновении аварийного дефицита мощности. Технический результат - повышение оперативности, точности и надежности способа автоматической частотной разгрузки энергорайона. Согласно способу проводят предварительное имитационное моделирование функционирования энергорайона в различных схемно-режимных условиях и определяют варианты реализации автоматической частотной разгрузки без выдержки времени (АЧР1) в виде групп-очередей потребителей ступеней на отключение нагрузки, уставки АЧР1 в зависимости от режима функционирования энергорайона, производят измерение токов в ветвях и напряжений в узлах энергорайона, фиксируют положение коммутационных аппаратов электроустановок энергорайона и определяют режим функционирования энергорайона, оценивают дефицит активной мощности, напряжение и скорость изменения напряжения в узлах энергорайона и по значениям дефицита активной мощности, частоте, скорости изменения частоты, напряжению, скорости изменения напряжения из блока хранения результатов моделирования режимов работы энергорайона выбирают соответствующий вариант реализации АЧР1, определяют необходимость ввода второй очереди АЧР1, а также изменения объемов отключения нагрузки потребителей в зависимости от снижения напряжения в узлах энергорайона, а по выбранному варианту реализации АЧР1, объемам второй очереди АЧР1 и объемам отключения нагрузки потребителей при снижении напряжения определяют объемы отключаемой нагрузки потребителей в узлах энергорайона, выдают команды на отключение объемов нагрузки в узлах энергорайона через терминалы противоаварийной автоматики, установленные в узлах энергорайона. 11 ил.
Изобретение относится к электроэнергетике и может быть использовано для автоматической частотной разгрузки энергорайона при возникновении аварийного дефицита мощности.
Для предотвращения развития аварии при возникновении в энергосистеме аварийного дефицита мощности в качестве противоаварийной автоматики используется автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Она обеспечивает ликвидацию возникшего в энергосистеме небаланса мощности путем отключения части потребителей.
В электроэнергетике наблюдается тенденция к старению генерирующих установок (ГУ) на электростанциях генерирующих компаний и электросетевого оборудования в магистральных и особенно распределительных сетях. Это ведет к росту вероятности возникновения таких аварий в энергосистемах, которые приводят либо к выделению отдельных энергорайонов на островной режим работы, либо делают работу особо ответственных и социально-значимых электроприемников потребителей невозможной без отделения от энергосистемы.
По статистике, более 50 раз в год различные энергорайоны, находящиеся в зоне централизованного электроснабжения, выделяются на островной режим работы. Выделение, как правило, происходит либо в ремонтной схеме в результате аварийного отключения линии(й) электропередачи или трансформатора(ов), либо в результате неправильных действий персонала, осуществляющего плановое техническое обслуживание оборудования, в т.ч. устройства релейной защиты и автоматики (РЗА).
Под островным режимом понимается такой режим работы энергорайона с одним или несколькими объектами распределенной генерации (РГ) и соответствующей нагрузкой, который допустим по всем условиям электроснабжения, а также электропотребления, и возникает в результате отключения линии(й) связи с энергосистемой в результате короткого замыкания (КЗ) или без него. Отключение связи с энергосистемой может осуществляться непреднамеренно или превентивно автоматически (по параметрам электрического режима), а также вручную оперативным персоналом для обеспечения надежного функционирования ГУ объекта(ов) РГ и/или электроснабжения электроприемников потребителей.
В выделяемых на островной режим работы энергорайонах, в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, для предотвращения недопустимого снижения частоты должны быть установлены устройства АЧР.
Известен и реализован в энергосистемах способ автоматической разгрузки с двумя категориями разгрузки - АЧР1 и АЧР2 [Рабинович Р.С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 352 с.]. АЧР1 действует без выдержки времени при снижении частоты в диапазоне 48,9 Гц - 47 Гц десятью-двадцатью очередями через 0,2 (0,1) Гц. АЧР2 действует с выдержкой времени очередями через 5-10 с в диапазоне частот 49,2-48,7 Гц с целью восстановления частоты в случае ее «зависания» после работы АЧР1.
Непосредственная реализация указанного способа в отдельных энергорайонах приводит к дополнительному отключению нагрузки, поскольку способ не учитывает состав и особенности ГУ энергорайона. Так, например, при реализации способа АЧР может возникнуть ситуация, когда уставка по частоте устройства РЗА ГУ может оказаться выше уставки АЧР, что приведет к отключению ГУ до отключения нагрузки («заведенной» под АЧР) и усугублению аварийного режима в энергорайоне.
Известны способы АЧР, в которых для повышения эффективности АЧР и обеспечения ускорения процесса восстановления частоты после ее стабилизации изменяют время ввода ступеней АЧР2 в зависимости от скорости изменения частоты.
В частности, известен способ автоматической частотной разгрузки энергосистемы [SU 1201954, H02J 3/24, 30.12.1985], согласно которому измеряют частоту энергосистемы, сравнивают ее с уставкой запуска и уставками срабатывания без выдержки времени и отключают одних и тех же потребителей очередями или с определенными ступенями селективности по времени между ними при снижении частоты ниже уставки запуска, или без выдержки времени при снижении частоты ниже уставок срабатывания без выдержки времени, причем, дополнительно измеряют скорость снижения частоты, фиксируют момент времени, когда скорость снижения частоты становится ниже заданной, и, в случае, если в этот момент уставка по времени последней из отключенных очередей превышает зафиксированное время, производят уменьшение уставок времени отключения всех не сработавших очередей на время, равное уставке последней из отключенных очередей, и отсчет выдержки времени для не отключенных очередей начинают с нуля.
Недостатком этого способа является относительно низкая точность разгрузки энергосистемы.
Кроме того, известен способ автоматической частотной разгрузки энергосистемы, [SU 1302377, H02J 3/24, 07.04.1987], согласно которому измеряют частоту в энергосистеме и скорость ее изменения с учетом знака, сравнивают частоты с уставками очередей, отличающийся по частоте, и отключения потребителей без выдержки времени, если частота снижается ниже этих уставок, при этом, фиксируют частоту и момент, когда знак скорости изменения частоты меняется с отрицательного на положительный, и частоту в момент, когда знак скорости меняется с положительного на отрицательный, определяют разность между этими частотами и уставки всех не работавших очередей увеличивают на величину, равную этой разности, но не выше заданного уровня.
Недостатком этого способа также является относительно низкая точность разгрузки энергосистемы.
Известен также способ [SU 1385185, H02J 3/24, 30.03.1988], когда измеряют частоту в энергосистеме, сравнивают ее с уставкой запуска, равной уставке первой очереди отключения без выдержки времени, отключения потребителей очередями с определенными интервалами времени меду ними, измеряют скорость изменения частоты, ее сравнения с первой уставкой по скорости, близкой к нулю, и со второй уставкой по заданной скорости и выдержки времени отключения очередей по заданным условиям.
Недостатком этого способа является его относительно высокая сложность и относительно низкая точность разгрузки энергосистемы.
Реализация этих способов, как правило, приводит к необоснованно большим объемам отключения нагрузки потребителей, поскольку в них не учитывают состав и особенности ГУ энергорайонов, а также возможное снижение напряжения в ходе развития аварийного процесса со снижением частоты.
Наиболее близким техническим решением к предполагаемому изобретению является способ автоматической частотной разгрузки энергосистемы [RU 2153751, H02J 3/24, H02J 3/46, 27.07.2000], заключающийся в измерении в аварийном процессе частоты и скорости изменения частоты, в формировании по достижении заданных уставок из заранее выбранных групп-очередей потребителей ступеней на отключение нагрузки без выдержки времени (АЧР1) и в формировании сигнала на отключение потребителей с выдержкой времени (АЧР2), при этом, в начальный момент аварийного процесса начинают отсчет времени и фиксируют скорость снижения частоты f'0, фиксируют момент времени t1 при уменьшении скорости снижения частоты на заданную величину «а», формируют первую ступень АЧР1 из числа m1 очередей по соотношению:
m1=Ins(F),
где Ins(F) - ближайшее целое число к числу F,
F=(N⋅Kn0⋅Δƒ0)/b,
где Δƒ0=ƒ'0t1/ln[ƒ'0/(ƒ'0-a)],
N - количество очередей, на которые распределен весь объем АЧР1; b - доля нагрузки энергосистемы, подведенной под АЧР1; Kn0 - расчетное значение регулирующего коэффициента нагрузки на частоте; и дают сигнал на ее ввод, после реализации первой ступени АЧР1 через интервал времени t2 фиксируют момент времени t3 и скорость снижения частоты ƒ'1 фиксируют момент времени t4 при уменьшении скорости снижения частоты ƒ'1 на заданную величину "а", формируют вторую ступень АЧР1 из числа m2 очередей по соотношению
m2=IftR-m1,
где IftR - ближайшее целое число числу R,
R=m1/[1-(1-m1⋅b/N)⋅Δƒ1/Δƒ0]
где Δƒ1=ƒ'1⋅τ⋅et3/τ,
блокируют ввод всех очередей АЧР2 при подаче сигнала на ввод второй ступени АЧР1, ускоряют действие по одной очереди АЧР2 при неположительном значении скорости изменения частоты.
Недостатком наиболее близкого технического решения является относительно низкая точность разгрузки, что проявляется, в частности, через излишнее отключение нагрузки потребителей, поскольку при формировании объемов отключаемой нагрузки не учитывается, в частности, состав и особенности ГУ объектов РГ в энергорайоне, а также возможное снижение напряжения в ходе развития аварийного процесса со снижением частоты.
Действительно, если выделенный на островной режим работы энергорайон содержит объекты РГ, то при отделении от энергосистемы может иметь место сколь угодно большой дефицит активной и реактивной мощности. Поэтому целесообразно проанализировать отличия соответствующих переходных процессов от таких же процессов, возникающих в энергосистемах. Указанные отличия в основном связаны с тем, что ГУ объектов РГ имеют малые значения механических постоянных инерции Tj (по сравнению с турбогенераторами малой и средней мощности), поэтому требуется учет при проведении анализа переходных процессов двух обстоятельств:
- скорость снижения частоты увеличивается, что может потребовать большего быстродействия, чем у АЧР 1, а также полный отказ от применения АЧР 2, функционирующей с выдержкой времени;
- при возникновении значительного дефицита активной мощности становится вероятным возникновение лавины напряжения.
В последнем случае, если напряжение проваливается глубоко и быстро, то возникает значительный сброс нагрузки, при этом баланс активных мощностей может восстановиться, что приведет к нормализации частоты в энергорайоне, без работы АЧР. К такому протеканию переходных процессов существующие устройства АЧР не адаптированы, а учет этого фактора позволит существенно уменьшить объемы отключаемой нагрузки.
Задачей изобретения является разработка способа, отличающегося оперативностью автоматической частотной разгрузки энергорайона за счет повышения быстродействия реализующих его систем и устройств, а также отличающегося более высокой точностью и надежностью за счет контроля глубины снижения напряжения в энергорайоне, позволяющего снизить объемы отключаемой нагрузки при реализации управляющих воздействий.
Требуемый технический результат заключается в повышении оперативности, точности и надежности способа автоматической частотной разгрузки энергорайона.
Поставленная задача решается, а требуемый технический результат достигается тем, что, в способе автоматической частотной разгрузки энергорайона, согласно которому измеряют частоту напряжения и скорость изменения частоты, формируют по достижении заданных уставок из заранее выбранных групп-очередей потребителей ступеней на отключение нагрузки без выдержки времени (АЧР1), согласно изобретению, проводят предварительное имитационное моделирование функционирования энергорайона для возможных схемно-режимных ситуаций в нормальных и аварийных режимах и определяют варианты реализации АЧР1 в виде групп-очередей потребителей ступеней на отключение нагрузки, уставки АЧР1 в зависимости от режима функционирования энергорайона, необходимость ввода второй очереди АЧР1 в зависимости от предаварийного дефицита активной мощности, а также изменение объемов отключения нагрузки в зависимости от глубины снижения напряжения в энергорайоне, заносят данные имитационного моделирования в блок хранения результатов моделирования режимов работы энергорайона, производят измерение токов в ветвях и напряжений в узлах энергорайона и фиксируют положение коммутационных аппаратов электроустановок энергорайона и режима функционирования энергорайона, оценивают дефицит активной мощности, напряжение и скорость изменения напряжения в энергорайоне, и по значениям дефицита активной мощности, частоте, скорости изменения частоты, напряжению, скорости изменения напряжения из блока хранения результатов моделирования режимов работы энергорайона выбирают вариант реализации АЧР1, определяют необходимость ввода второй очереди АЧР1, а также изменение объемов отключения нагрузки потребителей в зависимости от снижения напряжения в энергорайоне, а по выбранному варианту реализации АЧР1, объемам второй очереди АЧР1 и объемам отключения нагрузки потребителей при снижении напряжения определяют необходимые объемы отключения нагрузки потребителей в узлах энергорайона, выдают команды на отключение нагрузки в узлах энергорайона через терминалы противоаварийной автоматики, установленные в узлах энергорайона.
На чертежах представлены:
на фиг. 1 - пример упрощенной расчетной схемы электроснабжения энергорайона с объектом РГ;
на фиг. 2 - иллюстрация особенностей переходных процессов при выделении энергорайона с объектом РГ на островной режим работы;
на фиг. 3-6 показаны характеристики переходных процессов во времени для областей фиг. 2 (фигурам соответствуют следующие параметры: фиг. 3 - область А, DP=10%, d=80%; фиг. 4 - область В, DP=40%, d=20%; фиг. 5 - область С, DP=40%, d=80%; фиг. 6 - область D, DP=80%, d=80%.);
на фиг. 7 - иллюстрация сопоставления двух переходных процессов (DP=40%, d=80%) при выделении энергорайона без короткого замыкания и при трехфазном коротком замыкании;
на фиг. 8 - иллюстрация сопоставления двух переходных процессов (DP=40%, d=80%) для ГУ с самовозбуждением при выделении энергорайона без короткого замыкания и при трехфазном коротком замыкании;
на фиг. 9 - структурная схема устройства автоматической частотной разгрузки энергорайона, реализующего предлагаемый способ;
на фиг. 10 - иллюстрация переходного процесса при выделении энергорайона на островной режим работы (область В фиг. 2) с объемом отключаемой нагрузки равной 32,5% от суммарной нагрузки;
на фиг. 11 - зависимости параметров разгрузки энергорайона при возникновении дефицита мощности.
Устройство автоматической частотной разгрузки энергорайона (фиг. 9) включает оперативно-информационный комплекс 1, выход которого подключен к терминалам противоаварийной автоматики (ПА) 21…2m. Количество терминалов ПА 21…2m определяется структурой энергорайона, а также возможностями по отключению нагрузки (технологическими особенностями потребителей электроэнергии). Выходы терминалов ПА 21…2m подключены к коммутационным аппаратам, позволяющим производить отключение нагрузки потребителей электроэнергии. На входы оперативно-информационного комплекса 1 поступают токи ветвей и напряжения узлов энергорайона, информация о положении коммутационных аппаратов (телесигнализация), а также результаты имитационного моделирования режимов из блока хранения результатов моделирования режимов работы энергорайона 3.
Предлагаемый способ автоматической частотной разгрузки энергорайона реализуется следующим образом.
Отметим, что эффективность автоматической частотной разгрузки зависит от правильно выбранной величины мощности нагрузки, подлежащей отключению устройствами АЧР, времени ее реализации, а также от правильности выбора мест реализации управляющих воздействий. Несоблюдение этих условий (даже одного из них) может привести к тяжелому развитию аварийной ситуации с практически полным погашением потребителей всего энергорайона. Мощность отключаемой нагрузки, а также выбор мест и объемов ее отключения в конкретном узле энергорайона определяется на основании мест размещением ГУ объектов РГ и потребителей электроэнергии, характеристик и особенностей электроприемников потребителей, а также возможных аварийных режимов.
Для обеспечения эффективной работы АЧР в предлагаемом способе реализуется имитационное моделирование, целью которого является:
- определение нормальных и аварийных режимов функционирования энергорайона, с учетом возможного проведения ремонтных и эксплуатационных работ;
- определение допустимой величины дефицита мощности в энергорайоне при каждом составе включенных ГУ на объекте РГ;
- определение мощности нагрузки, подлежащей отключению устройством АЧР в каждой схемно-режимной ситуации;
- распределение мощности нагрузки, подлежащей отключению устройством АЧР, по узлам энергорайона и подстанциям;
- определение величины мощности нагрузок, подлежащих отключению конкретными терминалами противоаварийной автоматики (ПА);
- распределение нагрузки, отключаемой терминалами ПА в анализируемом узле, по очередям.
При моделировании учитывается, что терминалами ПА должна отключаться нагрузка наименьшей необходимой мощности, а количество таких терминалов должно быть минимальным.
Анализ нормальных и аварийных режимов осуществляется на основе оценки токов в ветвях и напряжений в узлах энергорайона, а также информации о включенных (отключенных) ГУ объектов РГ и электроприемников потребителей.
Поскольку АЧР должна функционировать в тех случаях, когда возникает аварийный дефицит мощности в энергорайоне, в ходе моделирования определяют, при аварийном отключении каких элементов возникает нарушение баланса мощности. Такой анализ производится для всех возможных схемно-режимных ситуаций. Причем, для каждого исходного режима энергорайона рассматривается несколько аварийных режимов. Такие режимы возникают, например, при последовательном отключении некоторых элементов энергорайона - ГУ объектов РГ, подстанций, трансформаторов, линий электропередачи и др. Из многообразия аварийных режимов выбираются такие, при которых в энергорайоне в целом или в отдельных его частях (при делении на части) формируется наибольший небаланс мощности. Такие режимы могут возникать при отключении наиболее мощных ГУ объектов РГ, например, в случае короткого замыкания на шинах, отключении наиболее значимых линий электропередачи и разделении энергорайона на части.
Величина мощности нагрузки, подлежащей отключению устройством АЧР1, в каждом моделируемом режиме определяется, с одной стороны, дефицитом мощности, составом и размещением ГУ объектов РГ, а с другой стороны, кратковременно допускаемым уровнем частоты, до которого необходимо ее восстановить за счет действия устройств АЧР. Принципы расчета объема отключаемой нагрузки и уставок устройств АЧР1 сохраняются, как в способе-прототипе, однако существенное отличие предлагаемого способа АЧР состоит в том, что при моделировании и его реализации учитывается величина и скорость снижения напряжения в узлах энергорайона, которые являются определяющими для обеспечения устойчивости двигательной нагрузки. Такое обстоятельство является важным, поскольку при снижении напряжения необходимо учитывать, в том числе, технологические особенности отдельных потребителей. Например, некоторые технологические промышленные установки критичны к снижению напряжения и могут отключаться средствами электрической защиты или технологической автоматики. Поэтому при моделировании реализации управляющих воздействий на отключение нагрузки соответствующих очередей АЧР1 должны учитываться и прогнозироваться объемы нагрузки, отключаемые при снижении напряжения в каждом конкретном узле энергорайона.
Указанные особенности потребителей электроэнергии должны учитываться при распределении нагрузки, отключаемой конкретным терминалом ПА, между узлами энергорайона по данным имитационного моделирования. С учетом глубины снижения напряжения распределение должно быть таким, чтобы при каждом возможном аварийном режиме в любой части энергорайона после его разделения на несинхронно работающие части мощность нагрузки, отключаемой устройством АЧР1, была минимально возможной, но достаточной для сохранения условий существования электрического режима.
Определим требования к быстродействию АЧР1, необходимому для реализации управляющих воздействий. Под временем разгрузки (TOH) примем промежуток времени от фиксируемых отклонений параметров режима до момента отключения нагрузки (ОН) в виде заранее определенной части электроприемников потребителей энергорайона. В общем случае, если параметры режима с течением времени быстро изменяются в худшую сторону, то чем позже реализуется разгрузка, тем больше должна быть величина ОН.
Такая зависимость практически не проявляется в области В (фиг. 2), а в области С проявляется в отдельных схемно-режимных условиях. Это иллюстрирует фиг. 10, на которой показаны два процесса выделения энергорайона с РГ на островной режим работы, соответствующие границе области В (DP=40%, d=55%, объем ОН=32,5%), при разном времени реализации разгрузки - TOH. В переходном процессе, показанном жирными линиями, TOH=0,15 с, а в процессе, показанном тонким линиями, TOH=3,0 с. В обоих переходных процессах установившиеся режимы одинаковы: после разгрузки U=10,1 кВ, ƒ=49 Гц.
В области D (фиг. 2), где переходные процессы развиваются с возникновением лавины напряжения, дефицит мощности велик (более 60%), а в нагрузке преобладают электродвигатели (более 60%), быстродействие реализации разгрузки оказывается решающим.
На фиг. 11 показана связь между собой требований по времени реализации разгрузки в энергорайоне с объектом РГ, выделяемом на островной режим работы, во всех трех рассматриваемых областях (В, С, D), где по параметрам режима необходима работа устройств АЧР. Из фиг. И следует, что в таких схемно-режимных ситуациях, когда лавина напряжения возможна, необходимо обеспечить максимально быструю разгрузку энергорайона, так как скорость, которую обеспечивает АЧР1 способа-прототипа, в большинстве случаев будет недостаточной. В таком случае применение дополнительных ступеней АЧР целесообразно и оправдано. Объем разгрузки действием дополнительных ступеней АЧР должен быть больше, чем величина предаварийного дефицита активной мощности на величину, которую необходимо обосновать расчетами, примерно на 10%.
Учитывая вышеизложенное, при проведении имитационного моделирования электрических режимов в энергорайоне с учетом его структуры, размещения и особенностей ГУ объектов РГ, размещения и особенностей электроприемников потребителей требуется проведение анализа эффективности работы устройств АЧР в энергорайоне, при его выделении на островной режим работы. По результатам анализа может потребоваться увеличение объемов ОН, заводимых под действие устройств АЧР, а также проведение корректировки их параметров настройки по частоте и времени срабатывания. Указанные действия и введение дополнительных ступеней позволят обеспечить достаточность объемов АЧР для нормализации параметров режима в островном режиме работы энергорайона, а также содействовать сохранению в работе максимально большей части особо ответственных электроприемников потребителей.
Устройство для реализации способа автоматической частотной разгрузки энергорайона (фиг. 9) работает следующим образом.
Как указывалось выше, для реализации предлагаемого способа выполняется предварительное имитационное моделирование для определения вариантов функционирования АЧР в различных схемно-режимных условиях в энергорайоне. Результаты имитационного моделирования вносятся в блок хранения результатов моделирования режимов работы энергорайона (фиг. 9) для последующего выбора соответствующего варианта функционирования АЧР в каждом конкретном аварийном режиме работы энергорайона.
Для мониторинга режима функционирования энергорайона в оперативно-информационный комплекс (ОИК), подается информация о токах в ветвях и напряжениях в узлах энергорайона. Дополнительно на входы ОИК поступают данные о положениях коммутационных аппаратов системы электроснабжения энергорайона, определяющие состояние («отключено» / «в работе») электрооборудования (ГУ объектов РГ, линий электропередачи, трансформаторов, электроприемников потребителей, шиносоединительных и секционных выключателей и др.). В каждый момент времени на основе входной информации ОИК определяет текущий режим работы энергорайона.
При выделении на островной режим работы (возникновении аварийной ситуации) задействуется система АЧР. При этом средствами программного обеспечения ОИК производится расчет частоты, скорости изменения частоты, объема дефицита активной мощности, а также величины напряжения и скорости изменения напряжения в узлах энергорайона. Исходя из оценки указанных параметров, а также других параметров текущего режима (например, состава и размещения ГУ объектов РГ) осуществляется выбор объемов ОН устройством АЧР. В процессе выбора объемов ОН, а также мест реализации управляющих воздействий на ОН используются результаты предварительного имитационного моделирования. Причем оцененные параметры аварийного режима напрямую определяют алгоритм функционирования АЧР, выбранный по результатам предварительного имитационного моделирования. Следует отметить, что по параметрам аварийного режима определяется необходимость введения дополнительных ступеней АЧР, а также изменение объемов ОН, ввиду снижения напряжения в отдельных узлах нагрузки энергорайона.
В последующем на основе системы быстродействующих коммуникаций (с использованием протокола МЭК 61850) информация о требуемой ОН передается из ОИК в терминалы ПА, которые реализуют отключение заранее определенных потребителей электроэнергии.
Таким образом, по данным предварительного имитационного моделирования и анализа текущего режима в ОИК формируются управляющие воздействия, передаваемым на терминалы ПА, реализующие предлагаемый способ автоматической частотной разгрузки энергорайона.
Следует отметить, что за счет предварительного имитационного моделирования вариантов реализации АЧР1, учета отключений нагрузки при снижении напряжения в узлах, отказа от АЧР2, достигается требуемый технический результат, заключающийся в повышении оперативности, точности и надежности способа аварийной частотной разгрузки энергорайона, что уменьшает, в частности, объемы отключаемой нагрузки при реализации управляющий воздействий.
Способ автоматической частотной разгрузки энергорайона, согласно которому измеряют частоту напряжения и скорость изменения частоты, формируют по достижении заданных уставок из заранее выбранных групп-очередей потребителей ступени на отключение нагрузки без выдержки времени (АЧР1), отличающийся тем, что проводят предварительное имитационное моделирование функционирования энергорайона для возможных схемно-режимных ситуаций в нормальных и аварийных режимах и определяют варианты реализации АЧР1 в виде групп-очередей потребителей ступеней на отключение нагрузки, уставки АЧР1 в зависимости от режима функционирования энергорайона, необходимость ввода второй очереди АЧР1 в зависимости от предаварийного дефицита активной мощности, а также изменение объемов отключения нагрузки потребителей в зависимости от глубины снижения напряжения в узлах энергорайона, заносят данные имитационного моделирования в блок хранения результатов моделирования режимов работы энергорайона, производят измерение токов в ветвях и напряжений в узлах энергорайона, фиксируют положение коммутационных аппаратов электроустановок энергорайона и определяют режим функционирования энергорайона, оценивают дефицит активной мощности, напряжение и скорость изменения напряжения в узлах энергорайона и по значениям дефицита активной мощности, частоте, скорости изменения частоты, напряжению, скорости изменения напряжения из блока хранения результатов моделирования режимов работы энергорайона выбирают соответствующий вариант реализации АЧР1, определяют необходимость ввода второй очереди АЧР1, а также изменения объемов отключения нагрузки потребителей в зависимости от глубины снижения напряжения в узлах энергорайона, а по выбранному варианту реализации АЧР1, объемам второй очереди АЧР1 и объемам отключения нагрузки потребителей при снижении напряжения определяют объемы отключаемой нагрузки потребителей в узлах энергорайона, выдают команды на отключение объемов нагрузки в узлах энергорайона через терминалы противоаварийной автоматики, установленные в узлах энергорайона.
