- •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
11.2. Микропроцессорная автоматизированная система управления гэс
ГЭС покрывают переменную случайно изменяющуюся часть графика нагрузки ОЭС и тем самым обеспечивают равномерную работу мощных энергоблоков ТЭС и АЭС. Именно на ГЭС сосредоточен оперативный резерв мощности, вводимый в действие в течение десятков сек.
В настоящее время разработана микропроцессорная интегрированная АСУ ГЭС и ГАЭС, функциональная структура которой иллюстрируется схемой на рис. 11.1.
АСУ является двухуровневой. Нижний агрегатный уровень (агрегатная часть АЧ АСУ) содержит устройства:
- сбора и первичной обработки информации о состоянии гидрогенератора ГА и трансформатора Т блока и схеме его подключения – УСИ;
- контроля и диагностики КДА гидроагрегатов ГА и коммутационного (подстанционного) оборудования КПО;
- комплексного автоматического управления блоком гидротурбина – генератор – трансформатор КУА;
- регистрации аварийных ситуаций РАС на гидроагрегатах и распредустройствах ОРУ 1, ОРУ 2.
Первая из указанных – группа информационных средств – поставляет (через концентратор КИ) информацию о технических показателях технологического оборудования, таких как: ход пуска и синхронизации гидрогенераторов ГГ, состояние выключателей В и их приводов и т.д.
Рис. 11.1. Функциональная структура микропроцессорной АСУ ГЭС.
Главную управляющую часть агрегатного уровня КУА составляют микропроцессорная автоматика изменения состояния гидроагрегата, микропроцессорные автоматический синхронизатор, АРЧВ и АРВ синхронного генератора. Устройства РАС выдают осциллограммы процессов изменений напряжений и токов при КЗ и других возмущающих воздействиях, фиксируют состояния контактных и бесконтактных выходов измерительной и исполнительной частей автоматических управляющих устройств с последующей выдачей информации на экран дисплея ПЭВМ.
Верхний общестанционный уровень (общестанционная часть ОСЧ АСУ) состоит из следующих подсистем:
- представления и отображения информации ОИ персоналу электростанции о нормальных режимах, регистрации и анализа аварийных режимов;
- автоматического управления нормальными режимами работы электростанции;
- противоаварийной автоматики ПА;
- информационной связи с вышестоящим уровнем управления СВУ и комплексного учета электроэнергии КУЭ.
Подсистема ОИ строится на базе локальной вычислительной сети совместимых ПЭВМ, установленных на главном щите управления ГЩУ ГЭС, в машинном зале МЗ, в помещении службы автоматики и защиты АЗ, администрации АД, планово-производственного отдела ППО. Основными ее функциями являются:
- отображение информации о текущем состоянии энергооборудования и электрической схемы ГЭС; своевременное выявление отклонений режимных параметров технологического процесса и его нарушениях;
- регистрация действия автоматических управляющих устройств в нормальных, предаварийных и аварийных режимах; вычисление технико-экономических показателей, коммерческий учет электроэнергии и сбор статистической информации.
Подсистема общестанционного автоматического управления состоит из трех основных программных частей, осуществляющих:
- автоматическое управление пуском и включением на параллельную работу гидрогенераторов ПУСК;
- общестанционное автоматическое регулирование частоты и оптимальное распределение активной мощности между гидрогенераторами – ОРЧМ и общестанционное автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности – ОРНМ.
Программная часть ПУСК формирует командные сигналы для устройств технологической автоматики, обеспечивающей изменение состояния гидроагрегата, управление процессами нормального и ускоренного пусков в генераторный, насосный (на ГАЭС) или компенсаторный режимы, переводя из одного режима в другой и обеспечение персонала ГЭС информацией об их протекании (на экранах дисплеев ПЭВМ).
Микропроцессорная часть ОРЧМ по сигналам от АСУ ЭЭС формирует сигналы предписанной мощности каждого гидроагрегата и обеспечивает технически рациональное и технико-экономически оптимальное распределение изменений нагрузки ГЭС между гидроагрегатами.
Общестанционное автоматическое регулирование напряжения ОРНМ выявляет отклонения напряжения на шинах ГЭС и реактивной мощности, отдаваемой в ЭЭС – генерируемой или потребляемой, от предписанных значений и воздействует на задающие элементы изменения уставок напряжения АРВ гидрогенератора, а также воздействует на АРНТ трансформаторов и автотрансформаторов.
Микропроцессорная система ПА предназначена для предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы электрических станций при аварийных возмущениях. Она формирует и запоминает на определенное время дозированные по интенсивности и длительности противоаварийные управляющие воздействия на гидрогенераторы: их ускоренный пуск, отключение или электрическое торможение.
Микропроцессорная АСУ осуществляет обмен информацией с диспетчерским пунктом ЭЭС и ОЭС через информационные автоматические устройства сбора и передачи сигналов ССПИ и быстродействующей передачи сигналов противоаварийной автоматики БСПА.