- •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 6. Структура устройств па для предотвращения нарушения устойчивости.
6.1. Общие принципы выполнения систем па.
Различают децентрализованные и централизованные комплексы АПНУ. В децентрализованных комплексах, как правило, необходимость осуществления воздействий и их дозировка формируется на тех объектах, где установлены органы контроля тяжести режима и возмущения. Каждая входящая в децентрализованные комплексы автоматика действует независимо от других; их взаимное согласование производится лишь в необходимой мере при выборе их уставок и воздействий.
В централизованных комплексах действие всех автоматических систем подчинено единому алгоритму. Особенностью структурного построения централизованных комплексов является то, что вся информация о текущем состоянии схемы и параметрах электрического режима в контролируемом районе противоаварийного управления (ЭЭС, часть ОЭС или ОЭС в целом) собирается в одном центральном логико-вычислительном устройстве (ЛВУ), реализуемом на базе серийной или специализированной ЭВМ. Память ЭВМ и большой объем информации о схеме и режиме позволяют строить сложные алгоритмы противоаварийного управления, дающие преимущества централизованным комплексам перед децентрализованными в плане обеспечения максимальных областей устойчивости, адаптивности настройки и минимума ущерба от реализации управляющих воздействий.
Централизованный комплекс может дополняться отдельными децентрализованными автоматиками, использующими для своего действия лишь локальную информацию.
В настоящее время в качестве основной принята централизованная система противоаварийного управления, включающая в себя комплекс устройств, предназначенных для предотвращения нарушения устойчивости в районе противоаварийного управления.
6.2. Децентрализованный комплекс апну узла мощной электростанции
Упрощенная структурная схема децентрализованного комплекса АПНУ узла мощной электростанции показана на рис. 6.1.
В схеме имеются пусковые органы ПО-ФОЛ, фиксирующие отключения отходящих от электростанции линий электропередачи. Автоматическая разгрузка электростанции через устройство разгрузки УРС проводится в том случае, если предшествовавший отключению переток по линии превышал уставку органа КПР-Л (контроль предшествующего режима линии) и нагрузка электростанции превышала уставку общестанционного органа КПР-СТ (контроль предшествующего режима станции).
Рис. 6.1. Децентрализованный комплекс АПНУ узла мощной электростанции:
Пер. – передатчик;
Пр. – приемник.
Линейные органы КПР-Л могут не устанавливаться, если анализ фактических режимов или результаты расчетов показывают, что между суммарной нагрузкой электростанции и перетоками по линиям соблюдается хотя бы приближенное соответствие. Если же отходящие от электростанции линии электропередачи – часть межсистемного транзита, то перетоки по отдельным линиям зависят не только от нагрузки электростанции, но и от значения межсистемного перетока. Установка линейных органов КПР в этом случае обязательна.
Аварийные сигналы на разгрузку электростанции при отключении линий электропередачи, не примыкающих непосредственно к шинам электростанции, передаются по высокочастотному каналу связи (Пер.-Пр.) и, пройдя орган КПР-СТ, подаются на вход устройства УРС. Пусковые органы ПО-ФОЛ и линейные органы КПР-Л устанавливаются на соответствующих подстанциях.
Фиксация односторонних отключений линий с удаленных от электростанции концов выполняется путем передачи сигналов по ВЧ телеканалу. При необходимости разгрузки электростанции в цикле АПВ предусматриваются отдельные выходные устройства ФОЛ и отдельные каналы, обеспечивающие различную глубину разгрузки электростанции сразу же после фиксации первого отключения линии (не ожидая АПВ) и в случае неуспешного АПВ.
Сигнал на разгрузку при близких тяжелых КЗ, фиксируемых ПО-БКЗ, подается через орган КПР-СТ, а сигнал при затяжных КЗ, фиксируемых ПО-ЗКЗ – минуя КПР-СТ, непосредственно на устройство УРС. Последнее объясняется тем, что затяжные КЗ представляют собой относительно редкий тип возмущений, приводящий к нарушениям устойчивости даже при минимальных нагрузках электростанции. Задача отработки соответствующей ступени разгрузки электростанции путем отключения генераторов или разгрузки турбин при поступлении сигнала на один из входов возлагается на общестанционное устройство УРС. Последнее распределяет воздействие по исполнительным устройствам ИУ блочного уровня с учетом фактической нагрузки энергоблоков и имеющегося регулировочного диапазона.
Структурные схемы, близкие к описанной имеют комплексы АПНУ Курской, Смоленской АЭС и др.