- •Предисловие
- •Список сокращений
- •Введение
- •Раздел первый автоматизированное и автоматическое управление нормальными режимами ээс
- •Глава 1. Автоматизированное и автоматическое регулирование частоты и активной мощности
- •1.1. Режимы работы энергосистем и управление ими
- •1.2. О рациональном управлении энергосистемой
- •1.3. Оптовый рынок электрической энергии Украины
- •1.4. Национальная энергетическая компания (нэк) «Укрэнерго» - основа оэс Украины
- •1.5. Основные понятия, характеризующие процессы в ээс. Взаимосвязь частоты и активной мощности
- •1.6. Общее положения автоматизированного и автоматического регулирования частоты и активной мощности
- •1.7. Первичные регуляторы частоты вращения турбин
- •1.8. Характеристики регулирования частоты вращения турбин и электрической части сети
- •1.9. Регулирование частоты первичными регуляторами частоты вращения турбин
- •1.10. Регулирование частоты с помощью вторичных автоматических регуляторов частоты
- •1.11.Автоматическое регулирование перетоков мощности
- •1.12. Математическая формулировка задачи оптимизации режима ээс
- •1.13. Метод Лагранжа
- •1.14 Удельные приросты затрат. Удельные расходы затрат
- •1.15. Реализация решения задачи оптимизации режима ээс с использованием математического пакета MathCad
- •‑ Вектор установленных мощностей эс1, эс2 и эс3, мВт; ‑ активная нагрузка, мВт. Имеем
- •1.16. Комплексное регулирование частоты и перетоков мощности
- •1.17. Управление активной мощностью и частотой оэс
- •Глава 2. Автоматическая частотная разгрузка
- •2.1. Назначение и основные принципы выполнения автоматической частотной разгрузки
- •2.2. Предотвращение ложных отключений потребителей при кратковременных снижениях частоты в энергосистеме
- •2.3. Автоматическое повторное включение после ачр
- •2.4. Схемы ачр и чапв
- •2.5. Отделение собственного расхода тепловых электростанций при снижении частоты в энергосистеме
- •2.6. Автоматический пуск гидрогенераторов при снижении частоты в энергосистеме
- •Глава 3. Автоматическое включение синхронных генераторов на параллельную работу
- •3.1. Способы синхронизации
- •3.2. Точная синхронизация
- •3.3. Самосинхронизация
- •3.4. Устройства автоматического включения генераторов на параллельную работу
- •3.5. Синхронизатор с постоянным временем опережения типа убас
- •3.6 Автоматический синхронизатор типа са-1
- •3.7. Устройство полуавтоматической самосинхронизации
- •Раздел второй противоаварийное автоматическое управление в энергосистемах
- •Глава 4. Задачи противоаварийного автоматического управления ээс
- •4.1. Возмущающие воздействия на электроэнергетические системы
- •4.2. Противоаварийные управляющие воздействия
- •4.3. Назначение и классификация устройств противоаварийной автоматики
- •Глава 5. Средства повышения статической и динамической устойчивости
- •5.1. Средства повышения статической устойчивости
- •5.2. Средства повышения динамической устойчивости
- •5.3. Основные положения Руководящих указаний по устойчивости энергосистем
- •Глава 6. Структура устройств па для предотвращения нарушения устойчивости.
- •6.1. Общие принципы выполнения систем па.
- •6.2. Децентрализованный комплекс апну узла мощной электростанции
- •6.3. Децентрализованный комплекс апну межсистемной связи
- •6.4. Структурное построение централизованного комплекса апну
- •6.5. Варианты структурных схем централизованных комплексов апну
- •6.4. Общие принципы выполнения централизованных систем па
- •Глава 7. Режимные принципы па, предотвращающей нарушение устойчивости
- •7.1. Особенности апну
- •7.2. Предотвращение нарушений устойчивости в энергообъединении простейшей структуры
- •7.3. Области статической устойчивости энергосистемы
- •7.4. Процедура расчета предельного режима без учета самораскачивания
- •Переходным процессом в схеме (см. Рис. 7.2) соответствует система уравнений
- •7.5. Использование результатов расчета предельного режима
- •Глава 8. Алгоритмы централизованных комплексов па
- •8.1. Разработка Энергосетьпроекта (алгоритм 1)
- •8.2. Разработка ниипт (алгоритм 2)
- •8.3. Вариант решения централизованного комплекса апну с дозировкой управляющих воздействующих по алгоритму 1*)
- •Глава 9. Асинхронный режим и устройства автоматической ликвидации асинхронного режима
- •9.1. Общие положения
- •9.2. Способы ликвидации асинхронного режима
- •9.3. Принципы выполнения устройств автоматической ликвидации асинхронного режима
- •9.4. Устройство алар, разработанное Энергосетьпроектом
- •9.5. Способ приближенного определения положения эцк
- •Глава 10. Устройства автоматического ограничения повышения напряжения
- •10.1. Причины возникновения перенапряжений
- •10.2. Устройство автоматического ограничения повышения напряжения на линии
- •10.3. Автоматика шунтирующего реактора с искровым промежутком
- •Глава 11 Микропроцессорные автоматизированные и автоматические
- •11.2. Микропроцессорная автоматизированная система управления гэс
- •11.3. Микропроцессорная автоматизированная система управления тэс
- •11.4. Цифровая автоматическая система управления частотой и активной мощностью ээс
- •Глава 12. Особенности управляющих устройств и систем противоаварийной автоматики
- •12.1. Основные функции систем противоаварийной
- •Автоматики на основе современных оценок
- •12.2. Функционирование и развитие апну
- •Список литературы
Глава 3. Автоматическое включение синхронных генераторов на параллельную работу
3.1. Способы синхронизации
Включение генератора в сеть может сопровождаться толчками уравнительного тока и активной мощности на вал генератора, а также более или менее длительными качениями. Указанные нежелательные явления возникают из-за того, что частота вращения включаемого генератора отличается от синхронной частоты вращения генераторов энергосистемы, а напряжение на выводах возбужденного генератора – от напряжения на шинах электростанции. Поэтому для включения синхронного генератора на параллельную работу с другими работающими генераторами электростанции или ЭЭС его предварительно нужно синхронизировать.
Синхронизацией называется процесс уравнивания частоты вращения и напряжения включаемого генератора с частотой вращения работающих генераторов и напряжением на шинах электростанции, а также выбор соответствующего момента времени для подачи импульса на включение выключателя генератора.
На практике широкое применение получили два способа синхронизации: точная синхронизация и самосинхронизация.
3.2. Точная синхронизация
При включении генератора способом точной синхронизации необходимо выполнение следующих условий:
1) равенство по абсолютному значению напряжения включаемого генератора и напряжения сети ;
2) равенство угловой скорости вращения включаемого генератора (или частоты ) и угловой скорости вращения генераторов энергосистемы (или частоты );
3) совпадение по фазе векторов напряжения генератора и напряжения сети в момент включения выключателя.
Выполнение этих условий обеспечивает включение генератора в сеть без броска уравнительного тока, без толчка активной мощности на вал генератора, без глубоких качаний.
Практически затруднительно выполнить эти условия. Допускается производить включение генератора в условиях, когда существует некоторая разность частот генератора и сети и разность абсолютных значений и . Допустимые значения разности частот составляют 0,1 – 0,2 Гц, разности напряжений генератора и сети – 5-10% . Разность напряжений генератора и сети в том случае, когда их частоты неодинаковы, периодически изменяются от нуля до максимального значения. Эта разность получила название напряжения биений или напряжений скольжения - рис. 3.1.
Огибающая напряжения биений изменяется от нуля до максимального значения, равного двойной амплитуде , и вновь уменьшается до нуля.
Рис. 3.1. Напряжение биений:
а – векторная диаграмма;
б – изменение мгновенных значений напряжения биений.
Действующее значение напряжения биений изменяется по закону
(3.1)
где - угол между векторами UГ и UС;
- угловая скорость скольжения.
Чем больше скорость скольжения, тем меньше период , что иллюстрирует рис. 3.2.
Рис. 3.2. Изменение действующих значений напряжения биений.
На рис. 3.2 показаны два цикла изменения напряжения биений, соответствующие двум значениям угловой скорости скольжения ωS1 и ωS2; при этом ωS1 >ωS2.
3.3. Самосинхронизация
При включении генератора способом самосинхронизации должны быть соблюдены следующие условия:
1) генератор должен быть невозбужденным;
2) частота вращения включаемого генератора должна быть близка к частоте вращения генераторов энергосистемы;
3) допускаемая разность частот генератора и сети 1-1,5 Гц.
Перед включением генератора его обмотка должна быть замкнута на гасительный резистор для исключения опасного для изоляции этой обмотки воздействия ЭДС частоты скольжения, наводимой в обмотке ротора.
В первый момент после включения генератор работает в режиме асинхронной машины, при этом на ротор генератора действует асинхронный вращающий момент, который направлен на уменьшение разности частот вращения включаемого генератора и генераторов энергосистемы. Асинхронный момент способствует втягиванию генератора в синхронизм.
При подаче возбуждения на обмотку ротора без задержки, сразу после включения выключателя генератора, на ротор генератора начинает действовать синхронный вращающий момент, обеспечивающий окончательное втягивание генератора в синхронизм.
Включение генератора в сеть сопровождается броском тока.
Рис. 3.3. Расчетная схема замещения при самосинхронизации.
Ток включения определяется в соответствии со схемой замещения
, (3.2)
где - сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси;
- сопротивление энергосистемы.
Включение генератора способом самосинхронизации сопровождается также снижением напряжения на выводах генератора. Это оказывает неблагоприятное влияние на работу потребителей, подключенных к тем же шинам, что и генераторы электростанций.
Напряжение на шинах электростанции:
. (3.3)
По мере втягивания генератора в синхронизм уменьшается, а - повышается.
Основное достоинство самосинхронизации – возможность достаточно быстрого, по сравнению со способом точной синхронизации, включения генератора в сеть. Рекомендуется производить независимо от значения уравнительного тока в аварийных условиях работы ЭЭС.