- •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
3.7. Устройство полуавтоматической самосинхронизации
Устройство полуавтоматической самосинхронизации обеспечивает автоматическое включение невозбужденного генератора при достижении генератором частоты вращения, близкой к частоте вращения работающих генераторов. Регулирование частоты вращения генератора производится персоналом вручную путем воздействия на АРЧВ турбины. Генератор возбуждается после включения его выключателя.
На ТЭС самосинхронизация в основном выполняется полуавтоматически из-за сложности автоматизации пуска блока из холодного состояния (в отсутствии АСУ ТП), на ГЭС – используется как полуавтоматическая, так и автоматическая самосинхронизация.
Институт «Атомтеплоэлектропроект» разработал устройство полуавтоматической самосинхронизации, схема которого приведена на рис. 3.7.
Рис. 3.7. Схема устройства полуавтоматической самосинхронизации:
а) цепи переменного напряжения;
б) цепи оперативного тока.
Основным элементом устройства является реле разности частот KF, контролирующее разность частот напряжений генератора и сети. Широкое применение получило индукционное реле частоты ИРЧ-01А. Обмотка I подключается последовательно с реостатом R1 к трансформатору напряжения TV1 невозбужденного генератора. Обмотка II подключается к трансформатору напряжения сети TV2. Устройство полуавтоматической самосинхронизации вводится в работу переключателем SA, замыкающим цепи трансформаторов TV1 и TV2, цепи оперативного постоянного напряжения и выходные цепи.
Реле ИРЧ-01А в момент подачи напряжения на его обмотки может кратковременно замыкать свои контакты. Чтобы исключить неправильное действие устройства, обмотки I и II реле KF подключаются к трансформаторам TV1 и TV2 неодновременно: сначала подключается обмотка II, а затем через время в несколько секунд, устанавливаемое на проскальзывающем контакте реле времени КТ.1, подключается обмотка I. Подключение обмотки I осуществляется с помощью промежуточного реле KL3. Кроме того, вводится дополнительная выдержка времени на контакте КТ.2 в цепь контактов KF.1 и KF.2, исключающая неправильное срабатывание устройства в момент подачи напряжения на обмотку I реле KF.
При достижении частоты скольжения, равной частоте срабатывания реле KF, срабатывает выходное реле устройства KL1, которое самоудерживается контактом KL1.1, а контактом KL1.3 замыкает цепь включения выключателя генератора Q1. После включения выключателя Q1 включается автомат гашения поля (АГП) генератора, подающий возбуждение на обмотку ротора генератора. Включенное положение выключателя Q1 контролируется вспомогательным контактом Q1. Возбужденный генератор окончательно втягивается в синхронизм. Самоудерживание реле KL1 обеспечивает надежное включение выключателя и АГП генератора. Промежуточное реле KL2, имеющее задержку при возврате, ограничивает длительность сигнала на включение Q1 и АГП.
Для исключения опасного воздействия номинального напряжения трансформатора напряжения TV1 возбужденного генератора на обмотку I реле KF цепь этой обмотки размыкают контактом KL3.2 после возврата реле KL3. Реле KV предназначено для исключения подачи номинального напряжения возбужденного генератора на обмотку I реле KF до включения генератора в сеть (вследствие ошибочных действий персонала). Реле KV размыкает цепь реле времени КТ и исключает срабатывание реле KL3.
При отключении генератора от сети и последующей подготовке его к включению реле времени КТ дополняет блокировку по напряжению. Гашение магнитного поля генератора при подготовке его к самосинхронизации происходит не мгновенно. Снижение напряжения генератора ниже напряжения возврата реле KV при включенном переключателе SA приводит к пуску реле времени КТ. По истечении выдержки времени, устанавливаемом на контакте КТ.1, напряжение генератора снизится до неопасного значения, при котором обмотка I реле KF включается в цепь трансформатора ТV1.
Вывод устройства из работы осуществляется вручную установкой переключателя SA в положение О («Отключено»); при этом все реле устройства возвращаются в исходное положение.
Контрольные вопросы
1. Что такое синхронизация синхронного генератора, и какие существуют способы синхронизации?
2. Что такое напряжение биений?
3. Как будет выглядеть график изменения напряжения биений во времени при условии, что напряжение генератора не равно напряжению сети?
4. Какие основные элементы входят в состав автоматического синхронизатора?
5. Какие основные недостатки синхронизатора типа УБАС обусловили его замену на более совершенный СА–1?
6. Какие параметры учитываются при определении условия срабатывания узла опережения синхронизатора СА–1?
7. Какие параметры учитываются при работе узла контроля разности частот синхронизатора СА–1?
8. Какое назначение реле разности частот в устройстве полуавтоматической самосинхронизации?