Введение

Развитие энергетики всех стран мира идет по пути объединения на параллельную работу все большего числа электростанций, энергосистем (ЭЭС) и энергообъединений (ОЭС). Существенным преимуществом этого пути является повышение надежности электроснабжения потребителей за счет взаиморезервирования частей ОЭС и повышение экономичности за счет максимального использования наиболее экономичных источников электроэнергии. Однако ОЭС стран мира присущ определенный недостаток, заключающийся в возможности быстрого распространения нарушений нормального режима и перерастания их в так называемые системные аварии с обеспечением потребителей на больших территориях.

Наилучшим средством предотвращения таких аварий является совершенствование управления ЕЕС, которое подразделяется сейчас обычно на два класса:

- оперативно-диспетчерское (автоматизированное),

- автоматическое.

К оперативно-диспетчерскому управлению относится управление, осуществляемое силами специально выделенного (дежурного) персонала, непрерывно контролирующего режим работы энергосистемы в целях обеспечения его экономичности и необходимого качества электроэнергии по частоте и напряжению, а также предотвращения возможных аварий и ликвидации их последствий.

Система оперативно-диспетчерского управления является иерархической и содержит несколько уровней. На высшем уровне управления режимами работы ОЭС Украины стоит Центральный диспетчерский пункт НЭК «Укрэнерго», затем следуют восемь региональных диспетчерских пунктов ЭЭС. Помимо этого, в оперативно-диспетчерском управлении участвует соответствующий персонал электрических сетей поставщиков электроэнергии, а также дежурный персонал электростанций, действующих под руководством диспетчеров НЭК «Укрэнерго» и ЭЭС.

Перед персоналом оперативно-диспетчерского управления всех уровней стоят задачи – в нормальном режиме работы ЭЭС обеспечить планирование их работы вплоть до составления суточных графиков нагрузки, руководить реализацией этих графиком в условиях непрерывно меняющегося электропотребления, руководить переключениями в электрических сетях для выполнения ремонтных работ, вести статистический учет и отчетность и т.п.

Важнейшая задача диспетчерского управления – непрерывный контроль за состоянием ЭЭС, особенно в так называемых утяжеленных режимах, когда условия работы отдельных ее элементов приближаются к предельным.

Решение указанных задач управления достигаются при определенном взаимодействии специалистов-технологов с системообразующим программно-аппаратным комплексом с помощью автоматизированных рабочих мест (АРМ) на основе современных персональных компьютеров, подключенных к локальной вычислительной сети, -это система АСДУ – автоматизированная система диспетчерского управления. В состав АСДУ входят так называемые оперативно-информационные комплексы (ОИК), реализующие обработку, отображения и архивирование информации о текущем режиме ЭЭС. Это существенно повысило эффективность работы диспетчеров, однако коснулось главным образом только нормальных и послеаварийных режимов работы ЭЭС. Аварии же в ЭЭС, как известно, в большинстве своем настолько быстротечны, что оперативно-диспетчерское управление (диспетчер) не в состоянии справится с возникающими при этом задачами и должно дополнятся управлением другого вида – автоматическим.

Первоначально автоматические устройства применялись главным образом для выполнения функций защиты тех или иных элементов от действия сверхтоков, возникающих в момент повреждения. Процессы, происходящие при этом, - это электромагнитные переходные процессы, а автоматические устройства, предназначенные для защиты от влияния этих процессов, - это устройства релейной защиты. Релейная защита ЭЭС – это самостоятельная сложная отрасль знаний со своей теорией и техникой.

Параллельно с развитием релейной защиты ЭЭС в них начала развиваться и другая ветвь автоматики с иными задачами, где, как и в релейной защите, потребовалось более высокая скорость реакции, недоступная человеку. В число этих задач входили, в частности, задачи автоматического повторного включения (АПВ) линий электропередачи и задачи автоматического ввода резерва (АВР), форсировки возбуждения синхронных генераторов (ФВ), т.е. то, что теперь называют линейной или сетевой автоматикой. Далее число этих задач продолжало расти, что и привело к появлению другой самостоятельной дисциплины – системной автоматики.

Релейная защита и системная автоматика – это два вида автоматического управления в ЭЭС, взаимосвязанных и взаимодополняющих друг друга. Во многих случаях для них применяются и одинаковая аппаратура. Однако между ними имеются отличия. Первое из них: - для системной автоматики, как правило, определяющими являются не столько электромагнитные, сколько электромеханические переходные процессы, т.е. процессы, связанные с относительным движением роторов синхронных машин во время и после аварии.

Второе отличие системной автоматики состоит в том, что если действие устройств релейной защиты носит достаточно локальный характер, ограниченный одним или несколькими присоединениями, и лишь оттяжка в отключении КЗ или возникновение каскадных возмущений может привести к дальнейшему развитию аварии, то системной автоматике присущ чаще всего глобальный характер действия и влияния на ЭЭС с охватом большего числа присоединений и достаточно большего района ЭЭС. Кроме того действие этой автоматики тесно связано с режимом работы ЭЭС или ее части и оказывает свое влияние на этот режим.

В настоящее время сложилось следующее представление о составе устройств, объединяемых понятием системной автоматики. Кроме линейной (сетевой) автоматики, к их числу относят также устройства автоматики нормального режима и противоаварийной автоматики (ПА).

Автоматика нормального режима – это обычно достаточно медленно действующая автоматика, предназначенная в основном для помощи оперативному персоналу. Ее влияние на процессы при авариях в ЭЭС ограничено и сказывается главным образом на послеаварийном режиме. К числу устройств этой автоматики относят устройства автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ), автоматической частотной разгрузки (АЧР), автоматической синхронизации генераторов (АСГ), автоматического регулирования возбуждения (АРВ) и др.

Противоаварийная автоматика, напротив, должна обладать большим быстродействием при интенсивном воздействии на процессы при авариях в ЭЭС и в послеаварийном режиме, приближаясь в этом смысле к релейной защите.

Характерной особенностью ПА является ее тесная связь с режимом работы ЭЭС, поэтому ее часто называют противоаварийной режимной автоматикой.

Сейчас сложилось традиционное представление о следующих задачах ПА:

- автоматическое предотвращение нарушения устойчивости параллельной работы (АПНУ);

- автоматическая ликвидация асинхронного режима (АЛАР);

- автоматическое ограничение снижения частоты (АОСЧ);

- автоматическое ограничение повышения частоты (АОПЧ);

- автоматическое ограничение снижения напряжения (АОСН);

- автоматическое ограничение повышения напряжения (АОПН);

- автоматическая разгрузка оборудования (АРО).

Наиболее крупные части системной автоматики - автоматика регулирования частоты и мощности в нормальном режиме (АРЧМ) и АПНУ ПА рассматриваются обычно как подсистемы АСДУ.

Рис. В.1. Общая структурная схема управления режимами ЭЭС.