- •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 7. Режимные принципы па, предотвращающей нарушение устойчивости
7.1. Особенности апну
При указанных ранее возмущающих воздействиях в электроэнергетической системе возникает интенсивный, опасный для синхронной параллельной работы электрических станций электромеханический переходный процесс. Не допустить выпадения из синхронизма электростанций в ЭЭС или несинхронной работы ЭЭС в их объединении ОЭС и обеспечить синхронную устойчивость ОЭС в целом и есть назначение ПА предотвращения нарушения устойчивости.
Особенностью АПНУ прежде всего являются три фазы ее функционирования:
- противоаварийное управление по сохранению динамической устойчивости в аварийном режиме
- противоаварийное управление, необходимое для устойчивости перехода к послеаварийному режиму;
- противоаварийное управление по предотвращению нарушения статической устойчивости в послеаварийном режиме.
Оказывается, что эффективное противоаварийное управление в аварийном и послеаварийном режимах обеспечивает и устойчивость электромеханического переходного процесса от аварийного к послеаварийному режиму. Поэтому в практике функционирования АПНУ реализуется первая и третья фазы противоаварийного автоматического управления.
Следующей важнейшей особенностью функционирования АПНУ является практическая бесчисленность потенциально возможных возмущающих воздействий в ЭЭС и соответственно многовариантность необходимых (дозированных) противоаварийных управляющих воздействий. Она обуславливает и такую специфическую особенность АПНУ, как обширная априорная и рабочая (поступающая в реальном времени) используемая информация о состоянии электроэнергетических управляемых объектов, режимах работы электрических станций и электроэнергетических систем и эффективности противоаварийных управляющих воздействий.
Поэтому АПНУ постоянно взаимодействует с информационными автоматическими устройствами непрерывного телеизмерения ТИ режимных параметров электрических станций и ЭЭС и устройствами передачи дискретных сигналов телесигнализации ТС об изменениях электрических схем.
Множеством потенциально возможных возмущающих воздействий обуславливается и такая особенность АПНУ как необходимость взаимодействия с соответствующим числом устройств генерирования дискретных сигналов о местах возникновения возмущений в ЭЭС – пусковых органов.
Главная же особенность АПНУ – это дозирование противоаварийных управляющих воздействий. Их набор, интенсивность и длительность должны соответствовать виду, тяжести и месту возникновения возмущающего воздействия. Недостаточность или избыточность дозированных противоаварийных управляющих воздействий означает неэффективность функционирования АПНУ или усугубление ее действием развивающейся аварийной ситуации.
7.2. Предотвращение нарушений устойчивости в энергообъединении простейшей структуры
Режимные требованиям к ПА, предотвращающей нарушение устойчивости связи отправной (избыточной по мощности) части энергообъединения со значительно более мощной (основной) частью энергообъединения, могут быть выявлены на основе анализа процессов в простейшей схеме работы генератора на шины бесконечной мощности.
Рис.7.1. Простейшая структурная схема энергообъединения.
Рассмотрим условия обеспечения минимально допустимого (нормативного) запаса статической устойчивости в кратковременном послеаварийном режиме применительно к схеме на рис. 7.1. Обозначим пределы статической устойчивости в нормальном и послеаварийном режимах соответственно и , а мощность эквивалентного агрегата в исходном нормальном режиме и в послеаварийном режиме после действия автоматики аварийной разгрузки - . Введем параметр , характеризующий уменьшение предела статической устойчивости при переходе к схеме послеаварийного режима:
. (7.1)
Для того чтобы при аварийном применении схемы (см. рис. 7.1.) запас статической устойчивости в послеаварийном режиме был не менее нормативного значения , электропередача (электрическая связь) должна в исходном нормальном режиме работать с запасом статической устойчивости равном:
(7.2)
Отсюда следует, что электропередача при отсутствии аварийной разгрузки может работать с нормативным запасом устойчивости = 0,20 (при = 0,08) только в том случае, если ≤0,1. Однако, как правило, относительное снижение предела статической устойчивости при аварийном нарушении схемы дальней электропередачи значительно больше 0,1. Для двухцепных электропередач при проектных схемах близко к 0,2; для одноцепных электропередач с промежуточными присоединениями оно достигает – 0,4-0,5.
Для обеспечения нормативного запаса =0,08 при >0,1 при отсутствии аварийной разгрузки необходимо, чтобы электропередача работала в исходном режиме с запасом статической устойчивости, превышающим нормативное значение =0,20. Степень недоиспользования пропускной способности электропередачи при этом может быть весьма значительной. Так при =0,2 минимальное значение =0,35 и следовательно, необходимо снижение передаваемой мощности по сравнению с допустимой при нормативном запасе статической устойчивости в нормальном режиме (=0,20) на 11%.
Применение аварийной разгрузки электропередачи при нарушении ее схемы дает возможность работать в нормальном режиме с минимально допустимым для этого режима запасом статической устойчивости и вместе с тем обеспечить сохранение необходимого запаса в послеаварийном режиме, то есть выполнить требование «равнопрочности» электропередачи по условиям статической устойчивости.
Обозначим через α значение разгрузки, отнесенное к пределу статической устойчивости в нормальном режиме :
. (7.3)
Необходимые значения разгрузки в зависимости от и определяются выражением:
. (7.4)
Увеличение допустимого значения передаваемой мощности в исходном нормальном режиме, которое может быть достигнуто применением аварийной разгрузки, определяется (при =0,20 и =0,08) выражением:
, (7.5)
где - допустимое значение передаваемой мощности при отсутствии разгрузки.
При значениях =0,2; 0,3; 0,4 и 0,5 передаваемая мощность может быть повышена (по сравнению с допустимой при отсутствии разгрузки) соответственно на 12,5; 28,6; 50 и 80%. Необходимые для этого размеры разгрузки α составляют соответственно: 0,093; 0,185; 0,278 и 0,37.
Автоматика аварийной разгрузки является необходимым условием обеспечения параллельной работы по нескольким связям при рациональном использовании их пропускной способности.
Рассмотрим в качестве примера параллельную работу энергосистемы мощностью Рном по одной-двум межсистемным связям с мощным энергообъединением.
Примем, что амплитуда нерегулярных колебаний обменной мощности Р практически не зависит от количества связей, отключение одной из двух связей не изменяет предела статической устойчивости оставшейся в работе связи и этот предел практически не изменяется при разгрузке электропередачи.
Нормативный запас статической устойчивости в нормальном режиме
, (7.6)
где допустимое значение передаваемой мощности при =0,20. Отсюда:
. (7.7)
При наличии одной связи с и (что соответствует Рном≈5000МВт) допустимое значение передаваемой мощности=0,066 Рном, т.е. 66%.
Определим теперь допустимое значение обменной мощности при вводе в работу второй такой же связи, исходя из требования сохранить параллельную работу при аварийном отключении одной из связей.
По аналогии с предыдущим при выполнении этого требования
,
что составляет только 37% двух связей.
Применение аварийной разгрузки при отключении одной из связей позволяет увеличить передаваемую мощность до 0,15Рном; необходимый размер разгрузки составляет 0,076Рном, что соответствует α=0,38.
Достигаемая применением разгрузки «равнопрочность» межсистемных связей по условиям статической устойчивости в нормальном и послеаварийном режимах обеспечивает максимальное использование пропускной способности этих связей, для которых требования динамической устойчивости, как правило, являются менее существенными.
В сложных энергообъединениях использование пропускной способности межсистемных связей с нормативными запасами устойчивости в нормальном режиме при отсутствии ПА создает опасность значительного развития аварии.