- •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
5.3. Основные положения Руководящих указаний по устойчивости энергосистем
Руководящие указания используют термины в таком значении:
Энергосистема – любая совокупность энергооборудований электростанций, электрических сетей и приемников электрической энергии, соединенных между собой и объединенных общим режимом работы.
Связь – совокупность электрооборудования линий электропередачи, трансформаторов, выключателей, шинопроводов и т.п., непосредственно соединяющая часть энергосистемы (электростанции с энергосистемой).
Сечение – совокупность таких элементов одной или нескольких связей, отключение которых приводит к полному разделению энергосистемы на две изолированные части.
Пропускная способность сечения – максимальная активная мощность, которая может быть передана через сечение при соблюдении нормативных запасов по устойчивости и требований по допустимому току элементов сети или других режимных условий.
Статическая устойчивость – способность энергосистем возвращаться к установившемуся режиму после малых возмущений.
Запас статической устойчивости для данного режима работы энергосистем определяется его близость к границе области устойчивости, которая может быть обусловлена апериодическим или колебательным нарушением устойчивости. Запас статической устойчивости характеризуется коэффициентами запаса по активной мощности в сечениях энергосистемы и по напряжению в узлах нагрузки.
Значение коэффициента запаса по активной мощности в сечении определяется по формуле:
, (5.1)
где - активная мощность, которая передается по рассматриваемому сечению (переток в сечении) в граничном по устойчивости режиме;
- переток в сечении в рассматриваемом режиме; ;
- амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в сечении в рассматриваемом режиме. Допускается, что вследствие нерегулярных колебаний переток изменяется в диапазоне .
Для определения коэффициента запаса статической устойчивости по активной мощности в сечении схемы выполняются утяжеления режима путем увеличения перетока мощности в сечении до получения предельного по устойчивости режима.
Значения коэффициента запаса по напряжению в узлах нагрузки определяются по формуле:
, (5.2)
где - напряжение в узле в рассматриваемом режиме;
- критическое напряжение в этом же узле, которое соответствует границе, ниже которой имеет место нарушение статической устойчивости двигателей.
Для контроля соблюдения нормативных запасов по напряжению в эксплуатационной практике можно использовать напряжение в любых узлах энергосистемы.
По условиям статической устойчивости энергосистем нормируют минимальные коэффициенты запаса по активной мощности в сечениях и минимальные коэффициенты запаса по напряжению в узлах нагрузки.
Значения показателей устойчивости должны быть не меньше приведенных ниже.
-
Переток в
сечении:
нормальный
0,20
0,15
послеаварийный
0,08
0,10
Руководящие указания по устойчивости энергосистем определяют условия проектирования и эксплуатации ЭЭС, в которых применяются средства АПНУ. Вместе с тем, эти же указания констатируют, что проектирование и эксплуатация средств АПНУ для повышения пропускной способности сечений и минимизации затрат на строительство сетей выполняются при условии, когда при обеспечении нормативных коэффициентов запаса по активной мощности и напряжению в нормальном режиме не обеспечивается динамическая устойчивость и (или) коэффициент запаса по активной мощности (напряжению) в послеаварийных режимах.
Контрольные вопросы
1. Для предотвращения нарушения какой – статической или динамической устойчивости и в каких условиях применяются:
- АРВ синхронных генераторов;
- отключение части генераторов;
- отключение части нагрузки;
- применение быстродействующих защит и выключателей;
- форсировка возбуждениягенераторов;
- АПВ (БАПВ) линии;
- импульсная разгрузки тепловых турбин;
- электрическое торможение;
- деление системы?
2. При каких условиях обеспечивается статистическая устойчивость энергосистем?