Methods of determination and removal of possible frequency rejections in incorporated power systems operation at sudden violation of powers balance

The questions of problems related to the methods of determination and analysis of frequency rejection values on the example of one sudden disconnecting of powerful power units from Ukrainian UPS are considered. The proper researches are conducted and the graphs of calculation area of frequency rejec...

Ausführliche Beschreibung

Gespeichert in:

Bibliographische Detailangaben
Datum:	2006
Hauptverfasser:	Dubovskoy S.V., Lenchevsky Ye.A., Tuwarshiew W.K.
Format:	Artikel
Sprache:	Ukrainisch
Veröffentlicht:	General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2006
Schlagworte:	incorporated power systems energy balance power unit calculation area frequency rejections.
Online Zugang:	https://systemre.org/index.php/journal/article/view/278
Tags:	Tag hinzufügen Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
Назва журналу:	System Research in Energy
Завантажити файл:

Institution

System Research in Energy

_version_	1871103461597118464
author	Dubovskoy S.V. Lenchevsky Ye.A. Tuwarshiew W.K.
author_facet	Dubovskoy S.V. Lenchevsky Ye.A. Tuwarshiew W.K.
author_institution_txt_mv	[ { "author": "Dubovskoy S.V.", "institution": null }, { "author": "Lenchevsky Ye.A.", "institution": null }, { "author": "Tuwarshiew W.K.", "institution": null } ]
author_sort	Dubovskoy S.V.
baseUrl_str	https://systemre.org/index.php/journal/oai
collection	OJS
datestamp_date	2026-07-18T12:57:35Z
description	The questions of problems related to the methods of determination and analysis of frequency rejection values on the example of one sudden disconnecting of powerful power units from Ukrainian UPS are considered. The proper researches are conducted and the graphs of calculation area of frequency rejections are built from its basic value. It is grounded, that at violations of the system operation modes to remove the rejections of frequency are possible more expediently by the speed regulators and automatic frequency regulators instead of introduction of additional powers.
first_indexed	2026-03-24T02:01:18Z
format	Article
fulltext	50 ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №13/2006 ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ МЕТОДИ ВИЗНАЧЕННЯ ТА УСУНЕННЯ МОЖЛИВИХ ВІДХИЛЕНЬ ЧАСТОТИ В РОБОТІ ОБ'ЄДНАНИХ ЕНЕРГОСИСТЕМ ПРИ РАПТОВОМУ ПОРУШЕННІ БАЛАНСУ ПОТУЖНОСТЕЙ УДК. 621. 311. 661. 51 С.В. ДУБОВСЬКИЙ, канд. техн. наук, Є.А. ЛЕНЧЕВСЬКИЙ, канд. техн. наук, В.К. ТУВАРЖІЄВ, канд. техн. наук (Інститут загальної енергетики НАН України, Київ) Розглянуто проблемні питання щодо методів визначення та аналізу величин відхилення частоти на прикладі раптового відключення одного з потужних енергоблоків у ОЕС України. Створення Європейського Союзу прискорило об'єднання енергетичних систем західноєвропей- ських держав у рамках UCTE [12, 13]. За останні десять років до UCTE приєдналися енергосисте- ми кількох країн, у тому числі Угорщини, Поль- щі, Словаччини, що межують із західними кордо- нами України. Природно, що постає питання приєднання енергетичної системи України (ЕСУ) до UCTE і здійснення їхньої сумісної роботи. Необхідно зазначити, що і досі десяток потуж- них ліній електропередач (ЛЕП) напругою 220- 750 кВ з'єднують підстанції України з підстанція- ми енергосистем Польщі, Угорщини, Словаччи- ни, Болгарії, Румунії, Молдови. На Схід і Північ з України прокладено більше десятка ЛЕП 220- 750 кВ, а також лінію постійного струму напру- гою 800 кВ, що зв'язують підстанції Білорусії, Ро- сії, а через них і Балтії (рис. 1). Усі ці системообразуючі ЛЕП успішно вико- ристовувалися в енергооб'єднанні "Мир" країна- ми – членами колишнього СЕВ. Отже, вітчизня- ні енергетики мають достатньо досвіду спільної роботи з міжнародними енергосистемами. Так, довгі роки "Бурштинський острів" успішно пос- тавляв електроенергію європейської якості в об'єднання EES CENTREL. А транзитними ліні- ями від Південноукраїнської ПС 750 кВ і від Ла- дижинської ГРЕС через ПС Молдавської ГРЕС і ПС 330 кВ "Вулканешти" електроенергія постав- лялася в Румунію та Болгарію. До проблеми створення міжнародної об'єдна- ної енергосистеми (МОЕС) на базі UCTE, Росій- ської та Української енергосистем прикуто пиль- ну увагу енергетиків і вчених багатьох країн. На тему доцільності створення МОЕС і дослідження її режимів роботи є чимало статей, які визнача- ють енергетичні, технологічні, екологічні і право- ві аспекти, що характеризують її працездатність і переваги, які вона забезпечить [10-12]. У разі сумісної роботи енергооб'єднань UCTE, ЕСУ, ЕСР можливо досягти: – значного підвищення статичної та динаміч- ної стійкості; – надійності та якості електропостачання спо- живачів усіх країн учасниць. Ця можливість з'явиться завдяки збільшенню загальної наявної потужності (найбільшої номі- нальної та резервної), підтримці стабільності час- тоти і напруги, розширенню діапазону регулю- вання обмінними потужностями енергосистем, що входять до МОЕС, а також впровадженню централізованого керування системами автома- тичного регулювання частоти і потужності (АРЧМ) у нормальних і аварійних режимах цих енергосистем. Рішенням проблем створення і функціонуван- ня МОЕС займаються кілька Інститутів НАН України, в тому числі Інститут загальної енерге- тики, Інститут електродинаміки, що брали участь в розробці "Концепції і стратегії розвитку палив- но-енергетичного комплексу України на 2006- 2030 рр.". У плані заходів щодо реалізації даної Концепції вже намічено [14]: – підготовку устаткування ТЕС для роботи в умовах синхронізації ЕСУ з UCTE; – спорудження ЛЕП і підстанцій (ПС) для ок- ремих регіонів з недостатнім енергозабезпеченням; – розвиток магістральних і міждержавних електричних мереж напругою 220-750 кВ; Рис. 1. Зв'язки ЕЕС України з ЕЕС Росії та ЕЕС країн Європи ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №13/2006 51 – створення системних комплексів протиава- рийної автоматики і релейного захисту, диспет- черсько-технологічного керування; – прогнозування завантаження підприємств вироблення електроенергії й виконання еконо- мічного аналізу потенційно можливого обміну електроенергією. На сторінках деяких технічних видань [8, 10] неодноразово обговорювалося питання про від- новлення сумісної роботи енергосистем країн СНД. У 2001 році на зустрічі Президентів Украї- ни і Росії було підписано Меморандум про спіль- ну сумісну роботу ЕСУ й ЕСР. Ранком 27 лютого 2001 року ЕСУ працювала зі зниженою частотою 49,31 Гц, напередодні було прийняте рішення випробувати спільну роботу ЕСУ й ЕСР, тому о 9 г. 38 хв. обидві системи почали працювати пара- лельно. Протягом шести хвилин частоту в ЕСУ було підвищено до номінального значення 50,0 Гц, за рахунок набору навантаження ГЕС на ве- личину 720 МВт, на стільки ж збільшилася по- тужність споживання в ЕСУ. Однак через хвили- ну споживання знизилося до 520 МВт, що харак- терно для завершення перехідного процесу тако- го режиму. Цікаві та корисні дані отримано в [3] на осно- ві іспиту 2003 року режимів спільної роботи ЕСУ й ЕСР, при аварійному відключенні українського блоку 1000 МВт, а саме: – отримано декілька графіків режимів по час- тоті та перетоках активної потужності та відповід- ні коефіцієнти жорсткості по частоті ЕСУ і ЕСР; – представлено розрахункові значення цих ко- ефіцієнтів, визначених через коефіцієнти крутос- ті статичних частотних характеристик наванта- ження і генерації: kжf = kнf – kmf. Сумісну роботу ЕСУ та ЕСР зафіксовано з ог- ляду на наведені нижче вихідні параметри Аварійний небаланс потужності ∆Р = 20833 – 19799 = 1034 (МВт), при цьому відхилення час- тоти 0,042 Гц. Після відключення блоку 1000 МВт та зни- ження частоти до 49,9434 Гц запрацювали систе- ми регулювання частоти та потужності (АРЧМ) в ЕСР на завантаження ГЕС, потім за командою диспетчера ЕСУ було завантажено гідроагрегати українських ГЕС. Внаслідок цього частота підви- щилася до 50,0049 Гц, а потім до 50,0234 Гц, тоб- то до значень, рекомендованих ПТЕ для нор- мальних і післяаварійних режимів, що майже за- довольняють вимогам UCTE (табл. 1). Слід зазначити, що за змін конфігурації систе- ми, раптових відключень окремих потужних енергоблоків чи інших елементів системи відбу- ваються зміни поточного режиму. При цьому за- лишаються питання щодо визначення нових па- раметрів режиму, відхилень частоти ∆f та відхи- лення активної потужності ∆Р після закінчення перехідного процесу. Відомо, що на процес відхилення частоти в по- точному режимі роботи енергосистеми вплива- ють різкі зміни навантаження, зміни конфігурації системи, раптові відключення окремих потужних енергоблоків чи інших елементів системи. Слід зауважити, що на відміну від UCTE, загальна потужність якої становить РгΣ USTE ≈ 400 000 МВт, загальна потужність ОЕС Украї- ни є суттєво нижчою і дорівнює всього РгΣ ОЕС ≈ 52 000 МВт. Проте до її складу входить декіль- ка потужних енергооблоків, у 1000 МВт, що ставить загальне питання визначення величи- ни можливих відхилень частоти саме у випад- ку раптового відключення одного з таких бло- ків. Мета цієї статті – розглянути питання визна- чення величин можливих відхилень частоти від її номінального значення, за раптового відклю- чення енергоблоку, потужністю у 1000 МВт, об'єднаної енергосистеми ЕС України та ЕС Ро- сії, а також аналізу заходів щодо усунення зазна- чених відхилень. Параметри UCTE ПТЕ Відхилення частоти у нормальних режимах ±20 мГц ±200 мГц 50±0,02 Гц 50±0,2 Гц Граничне відхилення частоти у післяаварій- них режимах ±180 мГц ±400 мГц 49,82÷50,18 Гц 49,6÷50,4 Гц Оперативний (мобільний) резерв у кожному самобалансу- ючому енергоб'єднанні, Роп.рез Не менш 1% су- марної генерую- чої потужності Рекомендується розрахункове значення Роп.рез = Рав.рез (1,05÷1,1) Обертальний резерв на агрегатах 5% Nн – Час реалізації опер. резерву до 30 с – До відклю- чення блоку Потужність покриття (МВт) Переток актив- ної потужності з ЕСР (МВт) Частота (Гц) 20833 326 49,9854 Після відключення 19799 1277 49,9434 ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ Таблиця 1 52 ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №13/2006 З існуючих методик визначення величини ві- рогідного відхилення частоти ∆f, спричиненого порушеннями балансу потужностей, у роботі енергосистеми слід зазначити два підходи, наве- дені у [1, 2]. Так, відповідно до роботи С.А. Сава- лова [1] у разі втрати частини потужності, що ге- нерується енергосистемами, може виникнути аварійне зниження частоти в енергосистемі, що на той момент споживає енергію (чи в районі потужного енергоспоживача). Зміна частоти ви- являється адекватним миттєвому збільшенню (накиду) потужності еквівалентних агрегатів енергосистеми, що покривають недостачу по- тужності: де τ – постійна механічної інерції відправної сис- теми, віднесена до сумарної потужності її агрега- тів; ∆Рm.эк – зміна (накид) потужності еквівален- тного турбогенератора. З цього рівняння визначається максимально припустима швидкість зниження частоти та її граничне значення, що призводить до порушення динамічної стійкості Другий підхід аналізу змін частоти та активної потужності запропоновано у [2], де розглядають- ся три можливі ситуації роботи протиаварійної автоматики у перехідних режимах, а саме: – за швидких змін, коли ані регулятори швид- кості, ані регулятори частоти не діють; – при дії регуляторів швидкості обертів гене- раторів; – у процесах, що відбуваються під дією лише регуляторів частоти. У другій та третій стадії перехідного процесу встановлене відхилення частоти пов'язано з відхи- ленням потужності відповідним співвідношенням: де kж – коефіцієнт жорсткості, що має розмірність МВт/Гц. Розглядаючи питання відхилення частоти – ∆f в енергосистемі, в цілому приймають значення її загального навантаження – РнΣ та сумарної потуж- ності, що генерується відповідно агрегатами – РгΣ. При цьому характеристика загального наванта- ження РнΣ = ψ(f) має нахил обхідної, що дорівнює: а характеристика генеруючої частини: де tgβг = 1/σг – величина, зворотна статизму гене- раторів системи; КнΣ – коефіцієнт крутості наван- таження (регулюючий ефект навантаження); КгΣ– коефіцієнт крутості регуляторів швидкості по частоті. Згідно з [2] коефіцієнт крутості по частоті для турбогенераторів становить величину 15-20, а для гідрогенераторів 25-50. Загальний коефіцієнт крутості частотної ха- рактеристики усієї енергосистеми: KΣ = ρKгΣ + KнΣ, (5) де ρ = РгΣ/РнΣ. – коефіцієнт резерву. Величина коефіцієнта крутості частотної ха- рактеристики енергосистеми залежить від знаку відхилення навантаження системи, від величи- ни резерву потужності у системі та завантажен- ня окремих її агрегатів. Величина ця виявляєть- ся різною упродовж доби, у різні пори року то- що. Величина відхилення частоти – ∆f визнача- ється таким рівнянням: Розглянута методика характеризується прос- тотою співвідношень між головними чинниками енергосистеми, що породжує певну зацікавле- ність до її застосування, однак при проведенні розрахунків виникає відповідна "невизначе- ність" одразу декількох параметрів режиму, що певною мірою є перешкодою розрахункам. Тому на практиці застосовують експериментальні да- ні, що були зафіксовані в поточному режимі ро- боти енергосистеми з діючою автоматикою типу "АРЧМ" [3]. На відміну від цього, початкове значення ве- личини відхилення частоти – ∆f, ще до дії регуля- торів, пропонується визначати таким чином: де fс – частота системи на момент виникнення змін режиму; КΣ1 – коефіцієнт крутості енерго- системи до моменту відключення блоку; КΣ2 – ко- ефіцієнт крутості енергосистеми на момент після відключення блоку. Якщо за номінальну потужність об'єднаної енергосистеми ОЕС України і ЄЕС Росії прийня- ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ (7) (6) (4) (3) (2) (1) ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №13/2006 53 ти реальну величину у РгΣ = 300 000 МВт, то для проведення розрахунків величин вірогідного від- хилення частоти – ∆f, від її номінального значен- ня, необхідно задатись імовірними величинами навантаження, що можуть мати місце на момент раптового відключення енергоблоку, та ймовір- ними величинами коефіцієнта крутості регулято- рів швидкості по частоті КгΣ. За результатами проведених розрахунків на рис. 1 зображено відповідну зону можливих відхилень частоти – ∆f, від її номінального значення для енергосистеми, потужністю: РгΣ = 300 000 МВт, на момент раптового відключен- ня енергоблоку у 1000 МВт, з урахуванням ха- рактерних для об'єднаної енергосистеми зна- чень величин навантаження: РгΣ1 = 100 000 МВт; РгΣ2 = 150 000 МВт; РгΣ3 = 200 000 МВт, та при виборі коефіцієнта крутості регуляторів швид- кості по частоті у межах, наближених до реаль- них значень: КгΣ = 15-50, за умови, що пропускна здатність ліній міжсистемного зв'язку відпові- дає усім вимогам із забезпечення необхідних перетоків потужності, стосовно розглянутих ситуацій. Згідно з рис. 2 на стримання процесу відхи- лення частоти ∆f у енергосистемі впливають такі чинники: – традиційне збільшення величини резерву потужності у енергосистемі, за рахунок збільшен- ня співвідношення: ρ = РгΣ/РнΣ; – збільшення величини сумарного коефіцієн- та крутості – КгΣ, котрий залежить від можливос- тей агрегатів та їх регуляторів по швидкості та частоті; – відповідними значеннями величин коефіці- єнта крутості навантаження – КнΣ. Тобто, згідно з рис. 1 номінальні значення що- до відхилень частоти, прийнятими UCTE: – ∆f = 0,02 Гц можуть бути забезпечені лише при відносно великих значеннях сумарного кое- фіцієнта крутості регуляторів швидкості по час- тоті КгΣ = 30-50, у відповідності до приведених ве- личин навантаження РнΣ. Тому цікавим стає питання визначення та роз- гляду величин відхилення частоти ∆f, при збіль- шенні загальної потужності енергосистеми РгΣ, та обраних величинах її навантаження РнΣ. Так, на рис. 2 наведені графіки розрахункових зон можливого відхилення частоти для енерго- систем з відповідними значеннями величин за- гальної потужності: РгΣ1 = 300 000 МВт; РгΣ2 = 350 000 МВт; РгΣ3 = 400 000 МВт; та РгΣ4 = 450 000 МВт. Результати отриманих розрахунків показують, що навіть при суттєвому зростанні загальної по- тужності об'єднаних енергосистем РгΣ величина можливого відхилення частоти ∆f змінюється відносно несуттєво, так за встановленого коефі- цієнта крутості, наприклад: КгΣ = 20, зазначені ве- личини будуть: – при РгΣ = 300 000МВт ==> РнΣ = 150 000 – 200 000 МВт ==> ∆f = 0,065 – 0,08 Гц; – при РгΣ = 400 000МВт ==> РнΣ = 150 000 – 200 000 МВт ==> ∆f = 0,035 – 0,045 Гц. На відміну від традиційного методу збільшен- ня загальної потужності енергосистем ефектив- ність застосування регулюючої енергії системи, що визначається сумарним коефіцієнтом крутос- ті КгΣ, для вирішення поставленої задачі змен- шення діапазону відхилень частоти, є більш ефективною. Так, згідно з рис. 2 для прийнятих початкових значень потужності об'єднаних енергосистем: РгΣ = 300 000 МВт і загальному їх навантаженні: РнΣ = 150 000 – 200 000 МВт, відхилення частоти відповідно становитиме: – при КгΣ =20 ==> ∆f1 = 0,065 – 0,08 Гц; – при КгΣ =30 ==> ∆f2 = 0,025 – 0,045 Гц; – при КгΣ = 50 ==> ∆f3 = 0,015 – 0,03 Гц. Інший варіант представлення частотних ха- рактеристик запропоновано на рис. 3, де наведено частотні характеристики відхилення частоти ∆f залежно від зміни ρ. Згідно з [3] критерій регулювання частоти, при статичному настроюванні автоматичних ре- гуляторів частоти має такий вид: де ∆Рг = Рг – Ргз – різниця між існуючим Рг та за- даним Ргз значеннями потужності; КАРЧ – коефі- ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ Рис. 2. Графік розрахункової зони можливих відхилень частоти – ∆f від її номінального значення відповідно до заданих режимних параметрів енергосистеми (8) 54 ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №13/2006 цієнт крутизни автоматичного регулятора час- тоти. При статичному способі регулювання частоти існує можливість встановлення коефіцієнта кру- тизни відносно великих значень, наприклад, як- що КАРЧ прийняти рівним 50 – 100, навіть неза- лежно від дії регуляторів швидкості, виникає ін- ша проблема, застосування АРЧ у цьому випад- ку хоч і достатньо сильно впливатиме на утри- мання процесу відхилення частоти, однак перес- тане виконувати своє головне призначення – функції підтримки номінального значення час- тоти, тобто потребує загальносистемного управ- ління процесом. Слід зауважити, що існуючі методи астатично- го регулювання частоти дозволяють застосовува- ти великі значення коефіцієнта крутизни, однак також потребують подальших досліджень. При астатичній настройці регуляторів частоти одразу на декількох станціях стійкість регулювання про- цесом не забезпечується через неодмінне перере- гулювання та спричинені цими небажаними про- цесами качання частоти тощо. Досягненням регуляторів з астатичним спосо- бом регулювання стало їх застосування на окре- мих станціях. Змінити цю ситуацію можна, якщо запропону- вати нову систему автоматизованого управління ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ Рис. 4. Графік розрахункової зони відхилень частоти – ∆f від її номінального значення, відповідно до значень загального коефіцієнта крутості усієї енергосистеми КΣ. Рис. 3. Графік розрахункової зони відхилень частоти – ∆f від її номінального значення, відповідно до різних зна- чень величини загальної потужності енергосистеми: РгΣ1 = 300 000 – 450 000 МВт. ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №13/2006 55 самим процесом регулювання частоти. Головним важелем такої системи повинен стати один із чинників, визначаючих поточний режим роботи енергосистеми, завдяки якому з'явиться можли- вість, ще до дії регуляторів швидкості за часто- тою визначати необхідність у цьому регулюванні, а також участь кожної станції в подальшому про- цесі автоматичного регулювання. Відомо, що характеристика потужності гене- ратора уявляє собою функцією від зміни величи- ни кута δг , між векторами е.р.с. Ег і напруги, на його шинах U1, де хг – питомий індуктивний опір генератора, котрий згідно з [4] становить близько 2/3 від за- гального індуктивного опору енергосистеми (з одним генератором). Зменшення відхилень частоти ∆f забезпечу- ється дією регуляторів швидкості по частоті і послідуючою за цим дією автоматичних регу- ляторів частоти, впливаючи на кутові характе- ристики цих генераторів, тобто на їхню потуж- ність: З іншого боку, застосовуючи відомий метод послідовних інтервалів, можна визначити вели- чини кута між напругою U1 генератора, наприк- лад, базової станції та напругами інших енерге- тичних вузлів: δ1,2, δ1,3 ,... тощо. Згідно із зазначе- ними умовами при порушенні поточного режиму на одному з енергетичних вузлів – N зміна вели- чини кута δ1,N, між напругою базової станції і міс- цем порушення може бути визначена вже на пер- шому інтервалі обчислень. На відміну від цього, реакція самих генерато- рів на порушення поточного режиму буде дещо уповільненою, цей процес, як правило, стано- вить декілька послідовних інтервалів обчис- лень, результатом якого буде також зміна відпо- відних величин кута δг1 ... δгN, і величин вихідної потужності. Проведені раніше дослідження довели можли- вість створення нової системи телевимірювання миттєвих значень величин взаємних кутів, між головними вузлами енергосистеми: δ1,2, δ1,3 ... δ2,3, δ2 N , що за швидкістю дії відповідатиме всім ви- могам протиаварійної автоматики, а за обсягу дії зможе контролювати майже всю енергосистему. Саме ці якості запропонованої системи і дозво- лять управляти дією наступних, більш тривалих у часі процесів, тобто насамперед регуляторами швидкості за частотою та автоматизованою сис- темою АРЧМ. Слід зазначити, що на сьогодні існує декілька напрямів реалізації систем телевимірювання миттєвих значень величини взаємного кута δ1,2, одна з яких заснована на передачі відповідних да- них безпосередньо лініями електропередачі [5, 6, 7], інші застосовують сучасні GSM та оптоволо- конні технології [8]. Враховуючи важливість задач, що поклада- ються на такі системи телевимірювання в мето- диці [1] було запропоновано застосовувати пара- лельно одразу декілька систем, при цьому відмін- них за способом визначення величин кута δ1,2, що є, безумовно, виправданим. Цілком очевидно, що реалізація та впровад- ження таких систем телевимірювання відкриє принципово нові можливості для розвитку сис- тем управління енергетичними процесами. Саме отримання даних телевимірювання миттєвих значень взаємного кута δ1,2, а також здійснення контролю за швидкістю процесу його зміни, у ви- падку порушення режиму, в будь-якому енерге- тичному вузлі надає можливість визначити чи приводити у дію протиаварійну автоматику, чи регулятори частоти, що забезпечують встанов- лення режиму. Слід зазначити, що метод, запропонований у [1], більшою мірою підходить для екстреної приб- лизної оцінки граничних значень відхилення час- тоти у аварійних режимах при виключенні генеру- ючих блоків значної потужності (500-1000 МВт), а також потужних системоутворюючих ліній. У цьому методі не враховуються дії пристроїв – ре- гуляторів швидкості обертів і збудження генера- торів, регуляторів частоти, тобто не використову- ються такі важливі та конкретні характеристики, як коефіцієнти крутості частотних характерис- тик кожного турбогенератора, енерговузла, енер- горайона. Проведений аналіз процесу раптового відклю- чення енергоблоку у 1000МВт показав: – суттєвому збільшенню потужності об'єдна- них енергосистем, наприклад, від РгΣ = 300 000 МВт до РгΣ = 400 000МВт, за однакових умов на- вантаження РнΣ = 150 – 200 МВт, та за існуючих низьких значень коефіцієнта: КгΣ < 20, відповідна зміна відхилення частоти буде досить несуттє- вою, від: ∆f = (0,065 – 0,08) Гц до ∆f = (0,035 – 0,045) Гц, що не зможе задовольнити, вимоги UCTE, де відповідно: ∆f = ± 0,02 Гц; ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ , (9) (10) 56 ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • №13/2006 – на відміну від цього, при реальному на сьогод- ні для ОЕС України та ЄЕС Росії значенні загаль- ної потужності енергосистем: РгΣ = 300 000 МВт, тобто без вводу додаткових потужностей, ефек- тивний розподіл та застосування регулюючої енергії енергосистем, що визначається значеннями коефіцієнта крутості: КгΣ > 50, згідно з рис. 2, забез- печить суттєве зменшення величини можливих відхилень частоти, що повністю відповідає норма- тивним вимогам UCTE; – сумісна та адекватна дія регуляторів швид- кості за частотою та автоматичними регулятора- ми частоти є найбільш ефективним засобом зменшення діапазону відхилень частоти, порів- няно з традиційними методами вводу додаткових потужностей, що потребує досить значних капі- таловкладень, та пов'язано з додатковими витра- тами палива та інших ресурсів; – ефективна робота зазначених регуляторів залежить від їх сумісної злагодженої дії у процесі управління агрегатами енергосистеми, але за умов використання тільки існуючих методів сис- темного управління зробити це досить важко, тобто забезпечити загальний коефіцієнт крутості: КгΣ > 50; – тому питання реалізації системи автомати- зованого контролю та управління сумісною робо- тою регуляторів усієї енергосистеми і ставить першочергову задачу розробки та впровадження принципово нової системи телевимірювання миттєвих значень величин взаємного кута δ1,2, між головними вузлами об'єднаної енергосисте- ми, що, до речі, потребує досить помірних витрат, враховуючи також, що зазначена система телеви- мірювання кута δ1,2 неодмінно увійде і до складу системних комплексів протиаварійної автомати- ки, котрі планується в "Концепції..." [14]; – наявність даних телевимірювання миттєвих значень величин кута δ1,2, між напругами об'єдна- них вузлів енергосистеми надасть їй можливість працювати з оптимальними значеннями кутових характеристик генераторів Р = F(δ; ∆δ) та систе- моутворюючих ліній електропередач, а не зани- женими, як це зараз практикується, що збільшить статичну та динамічну стійкість системи і суттє- во збільшить пропускну спроможність ліній. ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВИРОБНИЦТВА І ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ 1. Савалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в енергосистеиах. – М.: Энерогатомиздат, 1988. – 411 с. 2. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. – М.: Энергия, 1969. – 407с 3. Сидоров А.Ф. Об определении коэффициента жесткости энергосистемы по частоте // Новини енергетики. – 2004. – № 3. – С. 40 -45. 4. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем. – М.: Энергия, 1979. – 449 с. 5. А.с. 1783452 СССР, МКИ G01R 25/00. Способ определения угла сдвига фаз между напряжениями в узловых точках электрической сети / Е.А. Ленчевский, В.К. Туваржмев и другие. – 1992. Бюл. Инф. № 47. 6. Ленчевський Е.А., Туваржієв В.К. Новий підхід до вирішення задач управління режимами магістральних мереж об'єднаних енергетичних систем. // Проблеми загальної енергетики. – 2001. – № 4. – С. 35 – 38. 7. Ленчевський Е.А., Туваржієв В.К. Відображення поточного режиму роботи енергосистеми при застосуванні запропонованого методу телевимірювання кута 1,2 між векторами вузлових напруг. – 2003. – № 9. – С.67 – 71. 8. Technical reference manual Phasor measurement terminal RES 521*1.0 ABB Automation Technology Products, AB Control & Force Measurement, Substation Automation SE-721 59 V?ster?s, 2002. Sweden. 9. Сидоров А.Ф. Особенности статических частотных характеристик суммарной мощности ОЭС Украины. – К.: Энергетика и электрификация. – 2001. – № 7. – С. 35-41. 10. Шидловский А.К., академик НАН Украины и др. Параллельная работа ОЭС Украины и ЕЭС России // Новини енергетики. – 2001. – № 4. – С.16-23. 11. Кучеров Ю.Н. О концепции совместной работы энергообъединений Востока и Запада // Электричество. – 2000. – № 6. – С. 4-13. 12. Proceedings of the joint CDO-UCTE Seminar // Electric Power System Operation under Conditions of Liberal Electricity mar- ket. – Prague, May 2000. 13. Система UCTE. 14. Концепція розвитку паливно-енергетичного комплексу України на 2006 – 2030 рр.
id	systemreorg-article-278
institution	System Research in Energy
keywords_txt_mv	keywords
language	Ukrainian
last_indexed	2026-07-19T01:08:34Z
publishDate	2006
publisher	General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
record_format	ojs
resource_txt_mv	systemreorg/17/6bc45f18a54fd7781505e0a7f0c26617.pdf
spelling	systemreorg-article-2782026-07-18T12:57:35Z Methods of determination and removal of possible frequency rejections in incorporated power systems operation at sudden violation of powers balance Методи визначення та усунення можливих відхилень частоти в роботі об'єднаних енергосистем за раптового порушення балансу потужностей Dubovskoy S.V. Lenchevsky Ye.A. Tuwarshiew W.K. incorporated power systems, energy balance, power unit, calculation area, frequency rejections. об'єднані енергосистеми, баланс потужностей, енергоблок, розрахункова зона, відхилення частоти. The questions of problems related to the methods of determination and analysis of frequency rejection values on the example of one sudden disconnecting of powerful power units from Ukrainian UPS are considered. The proper researches are conducted and the graphs of calculation area of frequency rejections are built from its basic value. It is grounded, that at violations of the system operation modes to remove the rejections of frequency are possible more expediently by the speed regulators and automatic frequency regulators instead of introduction of additional powers. Розглянуто проблемні питання щодо методів визначення та аналізу величин відхилення частоти на прикладі раптового відключення одного з потужних енергоблоків в ОЕС України. Проведено відповідні дослідження та побудовано графіки розрахункової зони відхилень частоти. Обґрунтовано, що усувати можливі відхилення частоти доцільніше за допомоги регуляторів швидкості та автоматичних регуляторів частоти, а не за рахунок введення додаткових потужностей. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2006-01-26 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/278 System Research in Energy; No. 1 (13) (2006): The Problems of General Energy; 50-56 Системні дослідження в енергетиці; № 1 (13) (2006): Проблеми загальної енергетики; 50-56 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/278/225 Copyright (c) 2006 Dubovskoy S.V., Lenchevsky Ye.A., Tuwarshiew W.K. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0
spellingShingle	incorporated power systems energy balance power unit calculation area frequency rejections. Dubovskoy S.V. Lenchevsky Ye.A. Tuwarshiew W.K. Methods of determination and removal of possible frequency rejections in incorporated power systems operation at sudden violation of powers balance
title	Methods of determination and removal of possible frequency rejections in incorporated power systems operation at sudden violation of powers balance
title_alt	Методи визначення та усунення можливих відхилень частоти в роботі об'єднаних енергосистем за раптового порушення балансу потужностей
title_full	Methods of determination and removal of possible frequency rejections in incorporated power systems operation at sudden violation of powers balance
title_fullStr	Methods of determination and removal of possible frequency rejections in incorporated power systems operation at sudden violation of powers balance
title_full_unstemmed	Methods of determination and removal of possible frequency rejections in incorporated power systems operation at sudden violation of powers balance
title_short	Methods of determination and removal of possible frequency rejections in incorporated power systems operation at sudden violation of powers balance
title_sort	methods of determination and removal of possible frequency rejections in incorporated power systems operation at sudden violation of powers balance
topic	incorporated power systems energy balance power unit calculation area frequency rejections.
topic_facet	incorporated power systems energy balance power unit calculation area frequency rejections. об'єднані енергосистеми баланс потужностей енергоблок розрахункова зона відхилення частоти.
url	https://systemre.org/index.php/journal/article/view/278
work_keys_str_mv	AT dubovskoysv methodsofdeterminationandremovalofpossiblefrequencyrejectionsinincorporatedpowersystemsoperationatsuddenviolationofpowersbalance AT lenchevskyyea methodsofdeterminationandremovalofpossiblefrequencyrejectionsinincorporatedpowersystemsoperationatsuddenviolationofpowersbalance AT tuwarshiewwk methodsofdeterminationandremovalofpossiblefrequencyrejectionsinincorporatedpowersystemsoperationatsuddenviolationofpowersbalance AT dubovskoysv metodiviznačennâtausunennâmožlivihvídhilenʹčastotivrobotíobêdnanihenergosistemzaraptovogoporušennâbalansupotužnostej AT lenchevskyyea metodiviznačennâtausunennâmožlivihvídhilenʹčastotivrobotíobêdnanihenergosistemzaraptovogoporušennâbalansupotužnostej AT tuwarshiewwk metodiviznačennâtausunennâmožlivihvídhilenʹčastotivrobotíobêdnanihenergosistemzaraptovogoporušennâbalansupotužnostej

Methods of determination and removal of possible frequency rejections in incorporated power systems operation at sudden violation of powers balance

Institution

Ähnliche Einträge