- •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
7.4. Процедура расчета предельного режима без учета самораскачивания
Последовательное утяжеление режима приводит к таким условиям, при которых режим не может существовать. Например, если мощность по электропередаче описывается выражением P = Pmax sin , то увеличение Р возможно только до значения Pmax; при задании Р Pmax уравнения установившегося режима не могут быть решены, итерационный процесс решения неизбежно окажется расходящимся. Аналогичная ситуация возникает при снижении напряжения на противоположном от генератора конце электропередачи до U Uкр: решение уравнений оказывается невозможным. В обоих случаях при некоторых значениях утяжеляемого параметра (Р в первом случае и U во втором) нарушаются условия существования решения, т.е. условия существования установившегося режима.
Понятие о пределе существования режима и о пределе по апериодической устойчивости близки, но не идентичны, так как эти пределы не обязательно совпадают. Например:
-
Решение может существовать, но режим апериодически неустойчив, an 0 (см. ниже).
-
Состояние энергосистемы, граничное по условию существования режимов, может не быть предельным по устойчивости. Это относится к случаям, когда существование режимов лимитируется факторами, непосредственно не связанными с устойчивостью, например, ограничениями реактивной мощности генераторов по условиям нагрева статора и ротора.
При утяжелении режима энергосистемы предельным считается такой режим, в котором нарушается, по крайней мере, одно из следующих условий:
- условия существования режима, т.е. сходимость итерационного процесса расчета;
- дополнительные условия, накладываемые на результаты расчета; это в основном касается уровней напряжения (условие U Uкр по устойчивости узлов нагрузки), перегрузок линий, трансформаторов и пр.;
- критерии статической устойчивости.
Программа «МАЭСТРО», используемая на кафедре «Передача электрической энергии» НТУ «ХПИ» для расчета установившихся режимов электрических систем, позволяет определять предельные режимы на основании первых двух условий. Далее рассмотрим, каким образом производится проверка статической устойчивости рассчитываемого установившегося режима и возможность объединения процедур самого расчета с этой проверкой на основании третьего условия.
Проверка апериодической устойчивости рассчитанного режима выполняется по знаку свободного члена характеристического уравнения, который может быть вычислен, если определены все параметры этого режима.
Математический анализ показывает, что после снятия малого возмущения изменение любого параметра режима может быть описано выражением вида
y(t) = , (7.9)
где y -отклонение параметра режима от положения равновесия;
t - время;
Сi и i некоторые константы.
В этом движении есть апериодическая составляющая, а - колебательная.
Общий характер движения (7.9) существенно зависит от знаков коэффициентов . Если значение отрицательно, то апериодическая составляющая соответствует затухающему экспоненциальному движению, а колебательная – затухающим колебаниям. При 0 значение y возрастает соответственно апериодически и колебательно.
Характер движения в целом y(t) определяется знаками всех коэффициентов i: если все i меньше нуля, то значение y стремится к нулю при t, т.е. режим возвращается к положению равновесия и, следовательно, устойчив. Но если хотя бы одно значение i оказывается положительным, то устойчивость нарушается: составляющие движения, у которых i 0, затухнут, а та составляющая, для которой i 0,будет неограниченно возрастать.
Таким образом, осуществить полную проверку статической устойчивости с учетом возможности самораскачивания – это значит определить знаки всех коэффициентов i в выражении, описывающем изменение параметра режима после малого возмущения.
Если дифференциальные уравнения, описывающие все элементы исследуемой энергосистемы, известны, то определение вида зависимости y(t) представляет собой чисто математическую проблему. В максимально упрощенной форме решение рассматриваемой задачи сводится к ряду этапов, которые иллюстрируются ниже на простейшей схеме, показанной на рис. 7.2.
Р ис.7.2. Схема «генератор - шины бесконечной мощности».
Мощность генератора в этой схеме при неустановившемся режиме, в частности при качаниях, описывается уравнением
Рг = Рmax sin + kд , (7.10)
т.е. кроме синхронной мощности генератора, равной Рmaxsin, имеется и асинхронная мощность, соответствующая асинхронному моменту. При малых скольжениях эту мощность можно считать пропорциональной S и представлять в виде Рас = kдS = kд , где kд – некоторый коэффициент.