- •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 8. Алгоритмы централизованных комплексов па
8.1. Разработка Энергосетьпроекта (алгоритм 1)
Основной особенностью алгоритма является то, что вычисления в управляющей ЭВМ производятся с использованием результатов предварительно проведенных расчетов устойчивости, введенных в память ЭВМ устройства АДВ. Предварительно учитываются ремонтные схемы, установлен перечень учитываемых аварийных возмущений, опасные сечения схемы, в которых возможно нарушение устойчивости, а также (для каждого сечения и определенного направления перетоков в этом сечении) список управляющих воздействий.
Для обеспечения надежности и быстродействия алгоритма в условиях сложной многоконтурной сети введен ряд упрощений и допущений. Проверка устойчивости и расчет дозировки управляющих воздействий производится только по условию послеаварийного установившегося режима. Прогнозирование перетоков мощности по линиям в послеаварийном установившемся режиме решается как линейная задача путем наложения на исходные перетоки аварийных составляющих, рассчитываемых с помощью коэффициентов распределения.
Предварительно для каждого из контролируемых сечений в нормальной и ремонтных схемах должны быть определены границы областей устойчивости с учетом взаимного влияния перетоков Р1 и Р2 в двух смежных сечениях. Для построения каждой области устойчивости требуется многократно произвести расчеты предельных режимов при различных траекториях утяжеления. Граничные точки наносятся на координатную плоскость. Построенные границы области устойчивости аппроксимируются уравнением второго порядка:
, (8.1)
где – коэффициенты уравнения.
При подстановке значений перетоков Р1 и Р2 в уравнение (8.1) знак полученного числа указывает на устойчивость или неустойчивость режима (положительный знак – режим неустойчивый). Нахождение значений коэффициентов производится с использованием любых известных методов аппроксимации путем задания координат некоторого количества (не менее 5) опорных точек граничной кривой. В описываемом алгоритме эта задача решена методом наименьших квадратов. Подсчитанные коэффициенты для всех областей устойчивости вводятся в память ЭВМ.
В текущем режиме для каждого из учитываемых аварийных возмущений должны быть спрогнозированы значения перетоков мощности в контролируемых сечениях в послеаварийном режиме. Эти значения затем должны быть подставлены в соответствующее уравнение вида (8.1) для получения ответа об устойчивости послеаварийного режима.
Прогнозирование режима в описываемом алгоритме исходит из следующих допущений:
- при аварийных отключениях линий электропередачи суммарные потоки мощности через сечения, содержащие эти линии, остаются неизменными;
- при аварийных небалансах мощности на переток мощности в данном сечении накладывается дополнительный поток, определяемый регулирующими эффектами по частоте обеих относительно данного сечения частей энергосистемы.
Принимается, что мощность Рjд/a, протекавшая по j-той линии перед ее отключением, распределяется по остальным линиям данного сечения пропорционально некоторым постоянным коэффициентам Koij. Тогда послеаварийное значение перетока Рi п/а по i-той линии, входящей в то же сечение, равно:
, (8.2)
где Рiд/a – предаварийное значение перетока по i-той линии; для всех l линий данного сечения, включая шунтирующие линии более низкого напряжения, .
Для расчета перетоков мощности в сечениях и по линиям при аварийных небалансах мощности или воздействиях ПА рассчитывается ожидаемое изменение частоты в энергосистеме с учетом регулирующего эффекта нагрузки, статизма и зон нечувствительности, регуляторов скорости турбин, резерва мощности и регулировочного диапазона на электростанциях.
Далее рассчитывается изменение мощности РS в сечениях, например в сечении S. Изменение мощности Рi по i-той линии, входящей в это сечение, рассчитывается по формуле:
Рi= Кнij ∙РS, (8.3)
где Кнij – коэффициент распределения, характеризующий долю изменения мощности i-той линии при изменении мощности в j-том узле.
Коэффициенты Koij и Kнij определяются на основе предварительных расчетов, выполняемых как для нормальной схемы, так и для всех предусматриваемых ремонтных схем. В памяти ЭВМ имеется массив кодов ремонтных схем. Двойные ремонтные сочетания не предусматриваются. При выводе в ремонт любой из контролируемых линий формируется соответствующий код. Вспомогательная программа индикации отыскивает в массиве кодов номер создавшейся ремонтной схемы; на рабочие зоны памяти вызываются коэффициенты полиномов (8.1) и массивы коэффициентов Koij и Kнij , соответствующие данной ремонтной схеме.
Введение нормативного запаса статической устойчивости послеаварийного режима производится домножением значений Рi, подсчитанных по (8.2) и (8.3), на коэффициент 1,08. При проверке устойчивости по знаку выражения (8.1) в него подставляются скорректированные таким образом значения перетоков. Если в данной схеме сети для какого-либо ПО знак этого выражения окажется положительным, то производится цикл выбора ступеней управляющих воздействий. В соответствии с заранее записанным в памяти ЭВМ приоритетом привлечения воздействий принимается первая ступень дозировки. С учетом действия этой ступени снова рассчитываются перетоки мощности в послеаварийном режиме и эти значения подставляются в выражение (8.1). Если знак остается положительным, то принимается следующая ступень воздействия и снова выполняется проверка. Выбор дозировки для данного ПО считается законченным, если знак окажется отрицательным. Результат расчета формируется в виде выходных сигналов и запоминается в устройстве АЗД. Затем процедура повторяется для следующего ПО. Блок – схема одного цикла расчетов по алгоритму Энергосетьпроекта приведена на рис.8.1.
Достоинства алгоритма: относительная простота и быстродействие (для одного ПО – расчет дозировки 0,2-0,5 с).
Недостатки: объемная работа по насыщению ЭВМ необходимой исходной информацией. Возможны отказы ПА в нерасчетных условиях.
Отсюда – задача разработки адаптивных алгоритмов противоаварийного управления, в которых идентификация текущей схемы, расчет послеаварийных режимов и оценка устойчивости производились бы непосредственно в ЭВМ централизованного комплекса в темпе изменения режима энергосистемы.
Рис. 8.1. Блок – схема алгоритма Энергосетьпроекта. Один цикл расчетов.