- •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 12. Особенности управляющих устройств и систем противоаварийной автоматики
12.1. Основные функции систем противоаварийной
Автоматики на основе современных оценок
Назначением технических средств противоаварийного управления ЭЭС является предотвращение общесистемных аварий с нарушением электроснабжения на длительное время и на значительной территории.
По существу, к противоаварийному управлению относятся, прежде всего технические средства автоматической защиты ЭЭС от неизбежных КЗ – автоматические устройства релейной защиты (АУРЗ), отключающие поврежденные электроэнергетические объекты – рис. 12.1.
Основным свойством АУРЗ является мгновенное определение их расположения и воздействие на отключение соответствующего выключателя. Самые быстродействующие из них вырабатывают противоаварийные управляющие воздействия в течение длительности одного периода промышленной частоты. Однако не всегда эти управляющие воздействия исполняются современными сложными быстродействующими выключателями поврежденных электроэнергетических объектов. Поэтому АУРЗ дополняются автоматическими устройствами резервирования отказов выключателей (УРОВ).
Они отключают ближайшие к неотключившимся поврежденным со стороны источника питания исправные электроэнергетические объекты с замедлением не менее собственного времени отключения выключателя. При этом, хотя возмущающее воздействие на ЭЭС утяжеляется, тем не менее, действуя в самом начале возникновения токов КЗ и сильных снижений напряжения, АУРЗ и УРОВ, как правило, предотвращают развитие аварийной ситуации.
Собственно к ПА относятся специфические технические средства предотвращения развития аварийных ситуаций после действия АУРЗ, создающего не менее опасные чем КЗ, возмущающие воздействия на ЭЭС и ОЭС: отключение мощных генерирующих источников и сильно загруженных магистральных линий электропередач, вызывающих внезапные скачкообразные нарушения баланса мощностей, обычно и приводит к развитию аварий.
Прежде всего действует автоматика повторного (АПВ) и резервного (АВР) включения отключенных АУРЗ или соответственно резервных выключателей, пытающаяся устранить возмущающее воздействие. Высокая эффективность АПВ обусловила обязательность ее установки на выключателях линий электропередач, шинах и секциях шин электрических станций и подстанций, трансформаторах и даже синхронных генераторах. Эффективность АПВ обусловлена неустойчивостью (самоликвидацией) дуговых КЗ (особенно однофазных на землю).
Устройства АВР обеспечивают необходимую надежность функционирования собственных нужд электрических станций и надежность электроснабжения от подстанции с секционированными шинами низшего напряжения.
Существенно облегчает возмущающее воздействие на ЭЭС коротких замыканий автоматика релейной фокусировки возбуждения (АРФВ) синхронных генераторов (компенсаторов) до технически возможного уровня. При этом за счет возрастания их ЭДС повышаются и остаточные напряжения (при КЗ) на шинах электростанций и подстанций.
При неудачном действии АПВ и неэффективности АРФВ аварийная ситуация обычно начинается с потери динамической или нарушения статической (после отключения поврежденного электрооборудования) устойчивости параллельной работы. Аварийная ситуация развивается с наступлением асинхронного режима отдельных частей ЭЭС, усугубляется снижениями напряжения и частоты, обуславливающими уменьшение производительности агрегатов собственных нужд ТЭС, и нарушениями устойчивости работы электромеханической нагрузки.
Сохранение динамической или статической устойчивости в аварийных ситуациях является задачей централизованной и рассредоточенной иерархической автоматической системы – АПНУ, которая функционирует на основе современной управляющей цифровой вычислительной техники.
При нарушении, несмотря на действие АПНУ, устойчивости параллельной работы и наступлении асинхронного режима вступает в действие второй комплекс технических средств противоаварийного управления – АЛАР, который имеет назначением обеспечить результирующую устойчивость ЭЭС путем ресинхронизации выпавшей из синхронизма ЭС или ЭЭС. При неуспешности попыток устранить несинхронную работу АЛАР отключает линии связи между несинхронно работающими частями ЭЭС – действует делительная автоматика.
Развитие аварийной ситуации, обусловленной дискретными изменениями активной Р и реактивной Q мощностей, вызывающих возникновение их небаланса, сопровождается отклонением основных показателей нормального режима работы и качества электроэнергии – напряжения и частоты от номинальных. Напряжение и частота или снижаются в дефицитной по мощности ЭЭС, или повышаются в избыточной по мощности ее части.
Поэтому получила развитие и широко применяется ПА предотвращения недопустимых (по условиям наступления «лавины» напряжения или частоты) снижений и опасных повышений режимных параметров. Она состоит из совокупности разрозненных автоматических устройств, рассредоточенных по ЭЭС. Автоматические устройства самостоятельно (автономно) функционируют на основе получаемой ими в реальном времени развития аварийных ситуаций рабочей информации об опасных изменениях режимных параметров. Они производят противоаварийные отключения и включения отдельных электроэнергетических объектов, необходимые для противодействия изменениям режимных параметров, и тем самым, способствуют восстановлению их нормальных значений.
Применяется автоматика ограничения снижений напряжения АОСН и частоты АОСЧ и их повышения АОПН, АОПЧ. Наиболее широко из АОСЧ применяется АЧР дефицитной по мощности части ЭЭС. Нежелательные для потребителей электроэнергии действия АОСН и АОСЧ компенсируются устройствами автоматического повторного пуска электродвигателей и адаптивного по частоте (частотного) повторного включения по мере восстановления напряжения и частоты.
Восстановление электрической связи между разделенными частями ЭЭС производится после действия АРЧМ и АРВ автоматикой повторного включения с синхронизацией.
Таким образом целесообразно различать следующие основные групповые виды автоматики противоаварийного управления ЭЭС:
- автоматика ликвидации и снижения тяжести возмущающих воздействий – автоматика отключений КЗ и повторного или резервного включения;
- общесистемная автоматика предотвращения нарушения синхронной устойчивости ЭЭС;
- автоматика ликвидации асинхронного режима;
- автоматика ликвидации недопустимых изменений режимных параметров ЭЭС.
Разрозненные и самостоятельные функции отдельных управляющих автоматических устройств, входящих в состав первой и последней из указанных групповых видов ПА, в настоящее время интегрируются при создании современных микропроцессорных комплексов противоаварийного управления ЭЭС.
Рис. 12.1. Схема функционирования противоаварийного автоматического управления:
АСРЧМ – автоматическая система регулирования частоты и мощности;
АРВ – автоматический регулятор возбуждения;
АРКТ – автоматический регулятор коэффициента трансформации.