- •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
Раздел второй противоаварийное автоматическое управление в энергосистемах
Глава 4. Задачи противоаварийного автоматического управления ээс
4.1. Возмущающие воздействия на электроэнергетические системы
Процесс производства, передачи и распределения электроэнергии подвержен случайным возмущающим воздействиям – малым и интенсивным – большим.
Интенсивные возмущающие воздействия вызывают внезапные скачкообразные изменения мощностей, передаваемых по линиям электропередачи, и изменения режимных параметров работы ЭЭС в широких пределах. По степени тяжести различаются три категории или группы опасных возмущающих воздействий.
К первой группе относятся отключение любого элемента сети напряжением 500 кВ и ниже без КЗ (на связях АЭС с энергосистемой – 750 кВ); то же отключение, но в сети напряжением 110 – 750 кВ с однофазным КЗ и успешным АПВ; отключение любого элемента сети напряжением 500 кВ и ниже (на связях АЭС с энергосистемой – 750 кВ) с однофазным КЗ и неуспешным АПВ; возникновение аварийного небаланса не больше мощности генератора (блока генераторов с общим выключателем), кроме наиболее мощных генераторов, имеющихся в небольшом количестве в ОЭС.
Вторую группу составляют отключение любого элемента сети напряжением 750 кВ без КЗ (кроме связей АЭС с энергосистемой); то же отключение, но вследствие однофазного КЗ с неуспешным АПВ; отключение любого элемента сети напряжением 500кВ и ниже вследствие многофазного КЗ с успешным или неуспешным АПВ; то же, но в сети напряжением 220 кВ и ниже вследствие однофазного КЗ с отказом одного выключателя и действием УРОВ; возникновение аварийного небаланса больше, чем для группы 1, но не больше наибольшей в ОЭС мощности генератора или блока генераторов.
К третьей, наиболее тяжелой категории, относятся отключение любого элемента сети напряжением 750 кВ вследствие многофазного КЗ с успешным или неуспешным АПВ; то же отключение, но в сети напряжением 330 кВ и выше вследствие однофазного КЗ с отказом одного выключателя и действием УРОВ; отключение любого элемента сети напряжением 220 кВ вследствие многофазного КЗ с отказом выключателя и действием УРОВ; возникновение аварийного небаланса мощности при значениях небаланса больше, чем для группы II, но не больше мощности, которая подключена к одной секции (системе) шин или РУ одного напряжения на электростанции (или не больше 50% мощности электростанции).
Возмущающие воздействия угрожают нарушениями динамической в аварийном или статической в послеаварийном режиме устойчивости ЭЭС.
4.2. Противоаварийные управляющие воздействия
Для предотвращения нарушения динамической устойчивости необходимы быстродействующие, интенсивные, но кратковременные управляющие воздействия. Обеспечение статической устойчивости достигается появляющимися практически безынерционно, однако длительно существующими управляющими воздействиями.
Противоаварийное управление производится при электромеханических переходных процессах. Опасность нарушения синхронной параллельной работы определяется развивающимися снижением (в дефицитной по мощности) и повышением (в избыточной по мощности) частот вращения синхронных генераторов, начинающихся после возмущающего воздействия. Поэтому противоаварийные управляющие воздействия должны, главным образом, изменять генерирующие мощности, а в крайних случаях и снижать мощности нагрузки.
Конкретно противоаварийные управляющие воздействия производят:
- повышение пропускной способности электропередачи, то есть ее предельную передаваемую мощность;
- снижение генерируемой мощности в избыточной передающей части ЭЭС, частота вращения синхронных генераторов в которой увеличивается;
- увеличение генерируемой мощности в дефицитной приемной части, синхронные генераторы которой уменьшают частоту свого вращения;
- уменьшение мощности, потребляемой нагрузкой приемной части ЭЭС;
- увеличение нагрузки синхронных генераторов передающей части.
Соответственно для предотвращения нарушения динамической устойчивости противоаварийные управляющие воздействия осуществляют:
- программную форсировку возбуждения ФВ синхронных генераторов, то есть быстрое кратковременное увеличение ЭДС генераторов до допустимого по их термической стойкости уровня. При этом повышаются напряжение на шинах электростанции и предел передаваемой мощности электропередачи;
- интенсивное кратковременное снижение мощности, развиваемой паровыми турбинами, - импульсную разгрузку турбоагрегатов ИР;
- быстрое кратковременное подключение, обычно к гидрогенераторам передающей части, искусственной резисторной нагрузки – электрическое торможение ЭТ;
- быстрый перевод тиристорных преобразователей в инверторный режим накопителей электроэнергии в приемной части – их форсировку на выдачу энергии в нагрузку.
Для сохранения статической устойчивости в послеаварийном режиме используются противоаварийные управляющие воздействия, обеспечивающие:
- изменение настройки автоматических регуляторов возбуждения сильного действия в целях достижения максимально возможной пропускной способности электропередачи в сложившихся после возмущающего воздействия условиях;
- увеличение емкостного сопротивления устройства продольной компенсации индуктивного сопротивления линии, повышающего предельную передаваемую мощность линии, - форсировку продольной компенсации;
- отключение шунтирующих реакторов, повышающее напряжение в начале и в конце линии;
- отключение генераторов ОГ передающих ТЭС (АЭС) и ГЭС и длительное снижение мощности – длительную разгрузку ДР турбоагрегатов ТЭС;
- быстродействующую нагрузку недогруженных гидрогенераторов приемной части ЭЭС и перевод гидрогенераторов из режима работы синхронным компенсатором в генераторный режим;
- частичное программное отключение нагрузки ОН приемной части до развития процесса снижения частоты.
При недостаточности указанных воздействий для предотвращения снижения частоты производится частотный (ускоренный) пуск, самосинхронизация и быстрый набор нагрузки резервных генераторов, и отключение нагрузки – АЧР приемной части ЭЭС.