Запас устойчивости электрической системы по напряжению.

Графическая зависимость статических характеристик активной и реактивной мощности (см. рис. ниже) демонстрирует, что, при снижении сетевого напряжения на 1% потери реактивной мощности, передаваемой по сети от генерирующего оборудования или по участку сети от источника реактивной мощности (регулируемые синхронные компенсаторы, нерегулируемые или регулируемые батареи статических компенсаторов — см. конденсаторные установкиКРМ, УКРМ, УКЛ и т.д. здесь), возрастают на 2% (потери активной мощности — на 0.6%), причем в сетях более высокого напряжения рост потерь реактивной мощности при падении напряжения увеличивается.

Вместе с тем, вне зависимости от роста потерь реактивной мощности из-за снижения сетевого напряжения потребитель все равно выбирает из распределительной сети/участка сети необходимую ему реактивную мощность, что приводит к дальнейшему падению напряжения, новому этапу увеличения потерь реактивной мощности и т.д. В итоге уровень сетевого напряжения снижается до критического значения, после которого процесс становится лавинообразным, неуправляемым, очень быстрым («лавина напряжения»), а аварии на сегментах распределительной сети и/или трансформаторных подстанциях различного уровня становятся неизбежными.

По факту именно феномен «лавины напряжения» из-за взаимного влияния падения напряжения и роста потерь реактивной мощности в условиях резко возросшей потребности в реактивной мощности потребителями стал причиной потери пяти линий 230 кВ и двух понижающих трансформаторов230/69-kVв Фениксе штата Аризона (США, 1995 год), отключения электростанции и магистральной ЛЭП в Швеции и Дании (2003 год), а также каскадной аварии в московской, калужской и тульской энергосистемах в России в мае 2005 года, отчет о которой («Отчет по расследованию аварии в ЕЭС России», происшедшей 25.05.2006»)почему-то пропал с официального сайта ОАО РАО «ЕЭС России».

Так «стартом» аварии 2005 года стало отключение от московской энергосистемы подстанции «Чагино» по причине выхода из строя трансформаторов, системы воздуховодов, изоляции и т.д., однако масштабность проблема приобрела вследствие лавины напряжения, возникшей в южной части энергосистемы и обусловленной ростом дефицита реактивной мощности из-за увеличивающихся потерь и падения сетевого напряжения, а затем и лавины напряжения в сетях 110/220 кВ, негатив которой был усилен несоответствием проектных токовых нагрузок высоковольтных линий их действительной величине в условиях повышенной температуры и реального технического состояния проводов.

В этой связи ключевым критерием безаварийности энергосистемы в целом и отдельных сетей/участков сетей в частности становится запас устойчивости энергосистемы, сети/участка сети по активной/реактивной мощности и напряжению, как правило, закладываемый проектировщиками распределительных сетей и который должен корректироваться (демпфироваться) с использованием различных технических средств в зависимости от динамики потребительской нагрузки.

Коэффициенты запаса устойчивости энергосистем по мощности и напряжению в российских нормативно-правовых актах.

На текущий момент следует признать, что формализация и нормирование устойчивости энергосистем, распределительных сетей и их отдельных сегментов в нашей стране оставляет желать лучшего. По факту единственным и условно актуальным нормативно-правовым актом, регулирующим устойчивость энергосистем, пока остаются «Методические указания по устойчивости энергосистем», утвержденные приказом №277 министерства энергетики РФ от 30 июня 2003 года, а стандарт «Требования к регулированию напряжения и обеспечению баланса реактивной мощности» и «Методические указания по выбору и размещению устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях при проектировании развития и эксплуатации», включенные приказом №258 ОАО РАО «ЕЭС России» от 25.04.2005 «О реализации концепции обеспечения надежности в электроэнергетике» в список разрабатываемых регулирующих нормативно-правовых актов, так за почти десяток лет дальше проекта не продвинулись. В «Методических указаниях по устойчивости энергосистем»:

-формализованы термины и расчетные формулы коэффициентов запаса мощности/напряжения. Коэффициент запаса устойчивости по активной мощности определяется по формуле Кр = [Рпр – (Р + ∆Рнк)]/Рпр, где Рпр – предельный по устойчивости переток активной мощности, Р – нормальный переток активной мощности в рассматриваемом режиме, ∆Рнк — амплитуда нерегулярных колебании активной мощности в этом сечении, а выражение [Рпр – (Р + ∆Рнк)] - это запас устойчивости системы по активной мощности.

Коэффициент устойчивости энергосистемы по напряжению Кu = (U – Uкр)/U, где Uкр – критическое напряжение для рассматриваемого узла нагрузки, которое при отсутствии данных принимается не менее для сетей 110 кВUкр= 0,7Uном, сетей выше 110 кВUкр = 0,75Uном. Максимально допустимые перетоки реактивной мощности в соответствии с требованиями «Методических указаний по устойчивости энергосистем» должны соответствовать коэффициенту запаса устойчивости по активной мощности Кр, не меньшему 20 %, а также коэффициенту запаса по напряжению, не меньшему 15 % во всех узлах нагрузки;

Таблица. Коэффициенты запаса энергосистем по активной мощности и напряжению.
Режим	Мин.коэф. запаса по активной мощности	Мин.коэф. запаса по напряжению	Группы возмущений, при которых должна обеспечиваться устойчивость энергосистемы
в нормальной	в ремонтной
Нормальный	0.20	0.15	I, II, III	I, II
Утяжеленный	0.20	0.15	I, II	I
Вынужденный	0.08	0.10	--	--

-определены три основных режима работы энергосистем по перетокам мощности – нормальный (для устойчивой по параметрам энергосистемы, сети), вынужденный (с аварийно-допустимым перетоком мощностидля предотвращения/уменьшения ограничений потребителей, в случае необходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов, а также неблагоприятном наложении плановых и аварийных ремонтов оборудования электростанций и/или сети) и утяжеленный (с перетоками в режиме максимальных нагрузок при ремонте основного оборудования электростанций/сети с продолжительностью не более 10% от режима эксплуатации в год)