- •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
8.3. Вариант решения централизованного комплекса апну с дозировкой управляющих воздействующих по алгоритму 1*)
Анализ возможности применения централизованного комплекса АПНУ для решения задачи повышения надежности электроснабжения Кременчугского энергетического района был выполнен кафедрой «Передача электрической энергии» НТУ «ХПИ» в 2005-2006 гг. по заказу Северной ЭЭС НЭК «Укрэнерго».
Подтверждение целесообразности решения указанной выше задачи основано на выполнении рсчетов предельных режимов Кременчугского энергетического района. Расчеты производились методом утяжеления режима, начиная с заведомо устойчивого, при таких этапах утяжеления, которые устанавливаются Руководящими указаниями по устойчивости энергосистем. Предельными считались режимы, в которых нарушалось, по крайней мере, одно из условий:
- условие существования решения, т.е. сходимость итерационного процесса расчета;
- условие по устойчивости нагрузки;
- перегрузок линий, трансформаторов.
Дополнительно при этом проверялись критерии статической устойчивости.
Результаты расчетов приведены ниже.
Схема |
Аварийное возмущение |
Предельный режим |
Ремонт 1СШ (2СШ) 330 кВ ПС «Кременчуг - 330 кВ» |
Аварийное отключение 2СШ (1СШ) 330 кВ ПС «Кременчуг 330 кВ |
Превышение допустимого перетока по АТ 110/150 кВ ПС «Золотоноша» Превышение допустимых перетоков по ВЛ №1 и ВЛ №2 Превышение допустимых перетоков по ВЛ №98 и ВЛ №99 Расходимость итерационного процесса расчета |
|
|
|
Нормальная схема |
Отключение ВЛ «Канев ГЭС» - ПС «Песчаная» |
Снижение напряжения до критического значения на ПС «Песчаная», ПС «Золотоноша» |
В качестве управляющих воздействий для первого из указанных аварийных возмущений рассматривается отключение части нагрузки ОН на всех ПС района. Основные по интенсивности объемы ОН предполагаются на ПС «ПГОК», питающихся от ПС «Кременчуг-330 кВ».
При втором аварийном возмущении применение ОН целесообразно на ПС «Песчаная», ПС «Золотоноша»; также необходима форсировка возбуждения генераторов «КремТЭЦ».
Аппаратная часть АПНУ включает в себя следующие структурные элементы:
1) ПО; 2) устройство ТИ и ТС; 3) устройство АДВ; 4) устройство АЗД; 5) ИУ; 6) каналы связи.
Установка ПО на объектах Кременчугского энергетического района должна производиться в соответствии с принятым перечнем аварийных возмущений, а реализации ТИ и ТС – на ПС «Песчаная», «Золотоноша», «Чернобай», «М.Буромка», «Оболонь», «Глобино», «Власовка», «Крем-город», «Кременчуг-330 кВ» и на «КремТЭЦ». Для сбора и обработки данных ТИ (значение активных и реактивных мощностей) и ТС (положение основных выключателей сети района) на каждом объекте рекомендовано использование интеллектуального контролирующего пункта телемеханики ИКПТ; для измерения мощности – датчиков Е-849.
В устройстве АДВ для установленного перечня аварийных возмущений производится прогнозирование послеаварийных режимов, проверка условий достижения предельных режимов при этом и формирование управляющих воздействий. Расчет и дозировка воздействий производится циклически после каждого периода ТИ (несколько секунд). Устройства АДВ и АЗД предлагается реализовать на промышленной ЭВМ типа «MicroDAT». Необходимая надежность функционирования этих устройств обеспечивается двумя ЭВМ, которые работают параллельно и осуществляют взаимное резервирование.
Рассмотрены два варианта реализации каналов связи. Первый вариант – реализация волоконно-оптических линий связи ВОЛС. Второй вариант – использование как ВОЛС, так и высокочастотной связи по ВЛ электропередачи.
Программная часть АПНУ предназначена для решения задачи формирования математических моделей района противоаварийного управления на основании данных ТИ и ТС, а также прогнозирования послеаварийных режимов и, при необходимости, выбора управляющих воздействий, т.е. собственно реализации алгоритма противоаварийного автоматического управления. Алгоритм оценивания состояния состоит (укрупненно) из трех блоков:
- выявление плохих данных;
- дорасчет недостающих данных;
- оценивание состояния на базе полученных данных.
Алгоритм противоаварийного управления предлагается реализовать используя решение системы нелинейных алгебраических уравнений электрической сети. Циклически (на каждом шаге решения системы уравнений) производится проверка достижения предельного режима и последующий выбор управляющих воздействий с подтверждением достаточности их интенсивности.
В выполненной кафедрой «Передача электрической энергии» НТУ «ХПИ» работе решение всех перечисленных задач произведено на уровне детализированных алгоритмов.
______________
*) - материал носит вспомагательный характер.
Контрольные вопросы
1. Как прогнозируется послеаварийный установившийся режим:
- в алгоритме Энергосетьпроекта;
- в алгоритме НИИПТа?
2. Как производится оценка устойчивости прогнозируемого послеаварийного режима:
- в алгоритме Энергосетьпроекта;
- в алгоритме НИИПТа?