- •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
1.2. О рациональном управлении энергосистемой
Управление энергосистемой производится за счет изменения ее состояния или параметров режима. Состояние ЭЭС определяется схемой системы, генераторным оборудованием, устройствами регулирования, устройствами автоматики и др. Главным параметром управления ЭЭС является активная мощность. Она может изменятся за счет состава включенного генераторного оборудования на станциях и за счет его разгрузки.
Режимные задачи разнообразны. Для нормальных режимов наиболее характерными являются следующие задачи:
- составление балансов мощности и энергии;
- определение перетоков мощности между ЭЭС;
- выбор состава работающих агрегатов на электростанциях;
- распределение нагрузки потребителей между агрегатами, станциями, ЭЭС;
- выбор эксплуатационной схемы электрической сети электрической сети;
- расчет потокораспределения и напряжения в электрической сети;
- выбор и размещение оперативных резервов в ЭЭС;
- регулирование частоты;
- регулирование напряжения;
- настройка систем автоматики и релейной защиты;
- распределение топливных ресурсов;
- регулирование стока водохранилищами ГЭС;
- планирование ремонтов;
- определение технико-экономических показателей.
Приведенный перечень является далеко не полным, причем в каждой из перечисленных задач имеются множество подзадач.
В общем случае задача распределения нагрузки между агрегатами, станциями, энергосистемами сложна, что определяется большими масштабами энергетики, большим различием технических, экономических и режимных характеристик отдельных элементов ЭЭС. Для создания практических методов расчета производится декомпозиция общей задачи на ряд более простых и взаимосвязанных подзадач. Декомпозиция осуществляется на основе иерархических принципов управления энергетикой.
1.3. Оптовый рынок электрической энергии Украины
Среди множества вариантов моделей энергорынков в Украине была принята и развивалась в течение последних лет модель Единого покупателя. Эта модель организации рынка создается на основе многостороннего Договора, который обязывает все крупные генерирующие источники продавать свою электроэнергию оптовому поставщику (ГП «Энергорынок»), а все энергоснабжающие организации покупать свою электроэнергию у оптового поставщика.
Рис. 1.1. Схема оптового рынка электроэнергии Украины
Основные позитивные черты:
- планирование оптимального режима работы генерирующих источников на основе заявок;
- формирование единой усредненной оптовой цены на электроэнергию за каждый конкретный период (час).
Планирование режима работы ОЭС Украины базируется на заявках производителей и поставщиков электроэнергии. Ежедневно до 930 производители и поставщики электроэнергии предоставляют в ГП «Энергорынок» свои заявки на покупку-продажу электроэнергии.
В зависимости от уровня необходимого покрытия графика нагрузки определяется оптимальный состав работающего оборудования на ГЭС, АЭС, ТЭЦ и ТЭС с точки зрения минимизации стоимости производства электроэнергии на последних. При этом обеспечивается минимально необходимый состав работающего оборудования на электростанциях по сетевым ограничениям и надежности работы самих электростанций.
Оптимальное распределение нагрузки между генерирующими блоками достигается за счет нагрузки в первую очередь тех блоков, которые дают минимальный рост затрат на производство электроэнергии по Украине. При этом учитываются ограничения по электрическим сетям, по использованию гидроресурсов, необходимый вращающийся резерв и другое.
Таким образом, с математической точки зрения задача оптимального распределения нагрузки сводится к отысканию минимума функций многих переменных, причем эти переменные не являются независимыми, а имеют целый ряд ограничений или связей.
Для оптимизации режима нужно найти минимум затрат, зависящих от большого числа переменных, связанных условиями ограничения.