- •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
11.4. Цифровая автоматическая система управления частотой и активной мощностью ээс
Автоматическое регулирование частоты и управление активной мощностью – главная задача АСДУ режимами работы ЭЭС и ОЭС. Соответствующие автоматические устройства образуют централизованную автоматическую систему регулирования частоты и мощности (ЦАРЧМ).
ЦАРЧМ функционирует по ступенчато-иерархическому принципу.
Нижним ее уровнем являются АСУ ТП ГЭС, ТЭС и АЭС. Второй уровень образуют автоматические устройства, установленные на диспетчерских пунктах ЭЭС. Новой по сравнению с общестанционной АСУ ТП функцией автоматизированной системы управления ЭЭС является контроль и ограничение перетоков мощности по линиям электропередач по условию сохранения статической устойчивости ЭЭС.
Указанная задача ограничения перетоков мощности становится главной для автоматических устройств управления частотой и активной мощностью ОЭС, часто содержащих линии связи между ЭЭС, входящими ОЭС, с ограниченной пропускной способностью. Эти устройства образуют третий (верхний) уровень автоматической системы управления частотой и мощностью. В ОЭС производится автоматическое регулирование среднего за некоторое время частоты по интегральному критерию и управление перетоками мощности и их ограничение.
Накопленный опыт эксплуатации аналоговой ЦАРЧМ (разработка Энергосетьпроекта) способствовал разработке и внедрению цифровой системы (в т.ч. и в ОЭС Украины). В цифровой АРЧМ регулирующее воздействие на -ю электростанцию формируется по интегральному соотношению
, (11.1)
где и - отклонения частоты и перетока мощности от номинального и предписанного значений соответственно;
и - коэффициенты долевого участия -й электростанции в покрытии изменений мощности, необходимых для восстановления частоты и допустимых по условию статической устойчивости перетоков мощности.
В разработанной ЦАРЧМ регулирование осуществляется дискерно во времени с циклом Тц=1с. Интегрирование по (11.1) естественно заменяется последовательным суммированием. При этом выполняется два вида расчетов:
- приращений , при интервале Т дискретизации;
- накопленных сумм за цикл регулирования Тц.
Рассчитанное воздействие за -й цикл распределяется между регулирующими электростанциями.
В целом ЦАРЧМ функционирует по алгоритму, структурная схема которого в упрощенном виде приведена ниже – рис.11.5.
Рис. 11.5. Общая структурная схема программы распределения изменений мощности ЭЭС между частоторегулирующими электростанциями.
Основной алгоритм дополняется вспомогательными операциями, учитывающими:
- возможности замены коэффициентов долевого участия;
- ограничения по скорости изменений мощности и регулировочным диапазонам электростанций;
- возможность ручной коррекции регулирующих воздействий на электростанции.
Высокие требованияя к надежности функционирования ЦАРЧМ обусловили ее осуществление на двух комплектах цифровых ЭВМ. Принято несимметричное математическое обеспечение: первая ЭВМ1 – ведущая, а вторая ЭВМ2, резервирующая ее – ведомая (рис. 11.6).
Рис. 11.6. Функциональная схема цифровой ЦАРЧМ в ОЭС.
ЭВМ1 производит вычислительную обработку информации ВОИ, поступающей от телеавтоматических информационных устройств ТАИУ, и выполняет все расчеты по автоматическому управлению (по программам вычислений интегральных отклонений частоты ВОЧ и мощности ВОМ, программам вычислений управляющих воздействий ВУВ и их распределения по электростанциям РУВ ЭС).
ЭВМ2 дублирует расчеты первой, выполняет вспомогательные операции и выдает оперативную информацию для ее отображения и регистрации ОРИ на пульт управления оператора ПУО управляющего вычислительного комплекса УВК и пульт управления главного диспетчера ПУГД. Исполнение результатов разрешается только при их идентичности на выходах обеих исправных ЭВМ. Взаимный контроль ЭВМ производится периодическим обменом сигналами, подтверждающими их работоспособностью.
При отказе одной из ЭВМ ее функции выполняет другая – автоматическая система переходит в одномашинный режим работы, в котором производится специальный контроль, выявляющий отказы, остановы или ложную работу и запрещающий передачу регулирующих воздействий на электростанции.
В функциональной схеме ЦАРЧМ (см. рис.11.6): ТАИУ передают информацию о режимах работы по мощности и технико-экономическиих показателях электростанций и системообразующих линий электропередачи, перетоках мощностей и информацию об использовании управляющих воздействий ЦАРЧМ; ИПЧ – измерительный преобразователь частоты; ЭГР – элементы согласования выходов ТАИУ со входами вычислительной части и гальванического их разделения.
Исполнительную часть образуют телеавтоматические управляющие устройства ТАУУ, передающие информацию в УВК ЭЭС и управляющие воздействия на частоторегулирующие электростанции ЭС, и элементы гальванического разделения ЭГР с вычислительной частью.
Перспектива – программная автоматическая система управления напряжением и реактивной мощностью.
Контрольные вопросы
1. Каково назначение АСУ электростанции?
2. Какие автоматические устройства входят в агрегатную часть АСУ ТП?
3. Какие функции выполняет общестанционная часть АСУ ТП?
4. Из каких функциональных частей состоит и как действует агрегатная часть микропроцессорной АСУ ГЭС?
5. Из каких функциональных частей состоит и как действует общестанционная часть микропроцессорной АСУ ГЭС?
6. В чем состоит общая концепция построения АСУ ТП тепловой электростанции?
7. Из каких функциональных частей состоит и как действует АСУ ТП тепловой электростанции?
8. Каковы задачи информационно-вычислительного комплекса АСУ ТП ТЭС?
9. Чем определяются и в чем состоят отличительные особенности управляющего вычислительного комплекса АСУ ТП ТЭС?
10. Из каких функциональных элементов состоит и как действует микропроцессорная общестанционная автоматическая система регулирования частоты и мощности ТЭС?
11. В чем состоит программное обеспечение распределения неплановой мощности ТЭС между турбогенераторами?
12. Какие функции общестанционной микропроцессорной автоматической системы по управлению плановой мощностью ТЭС?
13. В чем состоят особенности автоматического управления частотой и активной мощностью в электроэнергетических системах?
14. Как функционирует цифровая автоматическая система регулирования частоты и мощности в ОЭС?