- •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
9.5. Способ приближенного определения положения эцк
Применение этого способа рассмотрено при двухчастотном асинхронном режиме на примере работы электростанции на мощную энергосистему – рис. 9.9.
Рис. 9.9. Определение положения ЭЦК:
а – схема связи электростанции с ЭЭС;
б – построение для определения положения ЭЦК.
Схема упрощается для такой, которая представляет собой последовательно включенные реактивные сопротивления генераторов, трансформаторов, линий, и приводится к одной ступени напряжения. Сопротивления откладываются по оси Х. Векторы ЭДС или напряжений по концам схемы откладываются перпендикулярно к оси Х в противоположные стороны, что соответствует углу =1800. Наклонная прямая MN, соединяющая концы этих векторов, дает возможность определить значения минимальных напряжений во всех промежуточных точках (Umin на шинах электростанции). Точка пересечения линии MN с осью Х указывает положение центра качаний.
Контрольные вопросы
1. Какие характерные признаки асинхронного режима?
2. В чем состоит опасность асинхронного режима?
3. Какие способы выявления асинхронного режима?
4. Как в соответствии с назначением автоматика ликвидации асинхронного режима действует и на какие электроэнергетические объекты?
5. В чем состоит функциональное различие между несколькими ступенями АЛАР?
6. Как достигается отстройка измерительной части АЛАР, фиксирующей наступление асинхронного режима, от возникновения КЗ, неисправностей в измерительных цепях напряжения и от синхронных качаний генераторов?
7. Как функционирует и какие управляющие воздействия вырабатывает первая ступень устройства АЛАР?
8. Как действует и какие управляющие воздействия формирует вторая ступень устройства АЛАР?
9. Какие из измерительных реле определяют ускоряющие или тормозящие противоаварийные управляющие воздействия на синхронные генераторы, необходимые для прекращения (ликвидации) асинхронного режима?
10. Для чего необходим счетчик циклов асинхронного режима второй ступени и элемент выдержки времени t2 третьей ступени АЛАР?
Глава 10. Устройства автоматического ограничения повышения напряжения
10.1. Причины возникновения перенапряжений
В электрических сетях энергосистем возможны режимы, характеризующиеся перенапряжениями на электрооборудовании. Эти перенапряжения в основном вызваны внезапным изменением установившегося режима работы электроустановок, отключением электрических цепей, содержащих индуктивности, емкости, например линий, трансформаторов, установок продольной емкостной компенсации. Такие перенапряжения получили название внутренних.
Внутренние перенапряжения делятся на коммутационные и резонансные.
Коммутационные перенапряжения возникают в момент отключения электрических цепей, их действие кратковременно. Продолжительность коммутационных перенапряжений составляет доли секунды, максимум перенапряжений возникает в момент времени 0,01-0,03 с после начала коммутации. Амплитуда перенапряжений зависит от большого числа факторов: от момента коммутации, от быстродействия выключателей, от очередности отключения отдельных фаз выключателя.
Резонансные перенапряжения обусловлены наличием индуктивных и емкостных элементов, которые создают условия резонанса. Резонансные перенапряжения могут существовать более длительное время до тех пор, пока не будет изменена схема сети, не вступят в работу регуляторы возбуждения и напряжения, не подействуют другие устройства автоматики.
Основным средством ограничения коммутационных перенапряжений являются разрядники, ограничивающие уровень перенапряжений до допустимых значений.
Однако для изоляции электрооборудования опасными являются и меньшие уровни напряжения, если они существуют более длительное время, т.е. существует зависимость допустимых перенапряжений от длительности их воздействия. Допустимые уровни перенапряжений в зависимости от их длительности, например для силовых трансформаторов и автотрансформаторов 750 кВ, приведены ниже.
Основным средством ограничения резонансных перенапряжений являются шунтирующие реакторы, подключаемые к линиям электропередачи или к шинам подстанций. Включение шунтирующих реакторов приводит к ликвидации резонанса или к существенному его ослаблению.
Номинальное напряжение сети, кВ |
Оборудование |
Допустимое повышение напряжения (в долях Uраб max) при длительности воздействия, с |
|||
1200 |
20 |
1 |
0,1 |
||
750 |
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы |
1,10 |
1,25 |
1,67 |
1,76 |
Наиболее значительные повышения напряжения возникают при подключении линии к источнику напряжения только с одной стороны (режим одностороннего включения). Режим одностороннего включения линии может иметь место при включении линии для синхронизации, при этом длительность такого режима может составлять 5—10 мин и более. Этот режим может возникнуть также при аварийном отключении линии с одной стороны или при действии АПВ на одной стороне линии.
Ориентировочную оценку перенапряжений в режиме одностороннего включения линии можно дать, используя Т-образную схему замещения линии (рис. 10.1), в которой Хс представляет собой эквивалентное сопротивление равномерно распределенной емкости линии относительно земли.
Ток в линии в режиме ее одностороннего включения определяется емкостной проводимостью линии относительно земли:
. (10.1)
Напряжение на отключенном конце линии,
. (10.2)
Напряжение на включенном конце линии
. (10.3)
Из выражений следует, что напряжение на отключенном и включенном концах линии электропередачи больше значения ЭДС энергосистемы Е1. Это повышение напряжения тем выше, чем меньше мощность питающей энергосистемы (больше сопротивление системы Х1) и чем больше длина линии. Указанные выражения показывают также, что напряжение в начале линии U1 меньше напряжения в конце линии U2. Данные соотношения напряжений иллюстрируются векторной диаграммой на рис. 10.1.
Р
U1 E1
U2 E2 E1 X1 U1
ХЛ/2
UC
ХЛ/2
U2
Р
a)
б) XC
IC QЛ Q1 IC E1 U2 U1
в)