- •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 11 Микропроцессорные автоматизированные и автоматические
системы управления энергетическими объектами
11.1. Назначение и осуществление автоматического управления электростанциями
Электрическая станция как главная производственная единица ЭЭС в связи с особенностями процесса производства и передачи энергии должна управляться полностью автоматически, то есть без участия человека (оператора). Однако в настоящее время полностью автоматизированы только некоторые ГЭС; ТЭС и АЭС управляются автоматизированными системами, предполагающими эпизодическое вмешательство дежурного оператора электростанции. Тем не менее в связи с программированием современных систем управления ГЭС человеком и предусматриваемой возможности «ручного» воздействия на них, они также называются автоматизированными (АСУ ГЭС).
Громоздкая, обусловленная сложностью тепловых процессов технологическая автоматика ТЭС и АЭС обусловливает наименование систем управления ими как автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).
Автоматическое управление режимами работы ЭЭС осуществляется АСУ ЭЭС и АСУ ОЭС соответственно. Их техническая реализация стала возможной лишь с появлением цифровой вычислительной техники. Назначением АСУ является обеспечение надежного, технически рационального и оптимального по технико-экономическим показателям функционирования электрических станций и ЭЭС.
Конкретные задачи АСУ электростанций сводятся к следующему:
- поддержание активной мощности энергоблоков на уровне, предписанном постоянной прогнозируемой (плановой) частью графика нагрузки электростанции;
- изменение активной мощности энергоблоков под воздействием сигналов АСУ ЭЭС, поступающих по каналам передачи информации, для покрытия случайно изменяющейся неплановой нагрузки ЭЭС;
- экономическое распределение плановой и неплановой (при участии во вторичном автоматическом регулировании частоты маневренных блоков ТЭС) активных мощностей электростанции между параллельно работающими энергоблоками;
- поддержание частоты напряжения на шинах электростанции на номинальном уровне с заданной точностью - вторичное автоматическое регулирование частоты;
- изменение амплитуды напряжения на шинах электростанции в соответствии с графиком;
- изменение обусловленной режимами работы ЭЭС реактивной мощности электростанции и оптимальное ее распределение между синхронными генераторами;
- взаимодействие с автоматическими устройствами противоаварийного управления и защиты энергоблоков – противоаварийной автоматики.
В настоящее время создается уже третье интегрированное поколение АСУ ГЭС и АСУ ТП ТЭС и АЭС на основе программно-технических комплексов микропроцессорных средств.
Принята такая общая концепция построения и функциональная структура АСУ ТП. Они являются интегрированными двухуровневыми иерархическими и распределенными (по территории электростанции). Верхний уровень – общестанционная часть, нижний – агрегатная (блочная) часть. Интегрированными они называются потому, что используют общее информационное обеспечение: подсистему сбора и первичной обработки информации от энергоагрегатов, входящих в блочную часть, и подсистему представления информации через ПЭВМ персоналу, входящих в общестанционную часть.
Верхний уровень АСУ включает подсистему автоматического управления нормального режима общестанционного уровня, состоящую из автоматических устройств:
- общестанционного регулирования частоты и активной мощности электростанции;
- общестанционного регулирования напряжения и реактивной мощности;
- управления изменениями состояний энергоагрегатов (с условным названием ПУСК) и противоаварийного управления.
Нижний уровень образует комплекс автоматических устройств управления гидро- и турбоагрегатами: автоматика изменений состояния, автоматический синхронизатор, автоматические регуляторы частоты вращения, мощности и возбуждения синхронного генератора, автоматические регуляторы напряжения трансформаторов.
До появления и внедрения АСУ управление изменениями состояний, частотой и активной нагрузкой, напряжением и реактивной мощностью электростанции осуществлялось отдельными аналоговыми автоматическими устройствами: автоматикой пуска и устройствами общестанционного регулирования частоты и активной мощности и общестанционного регулирования напряжения и реактивной мощности, которые назывались устройствами группового управления частотой вращения и возбуждением синхронных генераторов. Наиболее современными из них были автоматические устройства группового управления с центральными общестанционными автоматическими регуляторами частоты и амплитуды напряжения на шинах электростанции, и элементами (устройствами) оптимального распределения активной и реактивной нагрузок между синхронными генераторами по их технико-экономическим показателям.