- •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
1.6. Общее положения автоматизированного и автоматического регулирования частоты и активной мощности
Как известно, выработка и потребление активной мощности происходит одновременно. Поэтому в нормальном режиме мощность, вырабатываемая генераторами электростанций, ΣРГ должна быть равна сумме мощности, потребляемой нагрузкой потребителей, ΣРП,Н и мощности, расходуемой на потери в элементах электрической сети, ΣРП,С, т.е.
ΣРГ =ΣРП,Н +ΣРП,С, (1.8)
где ΣРП,Н +ΣРП,С = Σ РН – суммарная нагрузка на генераторы и, следовательно, Σ РГ = Σ РН.
Это равенство определяет условие баланса выработки и потребления мощности, при соблюдении которого частота в ЭЭС остается неизменной. Однако нагрузка ЭЭС практически не остается постоянной, а непрерывно изменяется, что приводит к нарушению баланса и его последующему восстановлению.
Пример изменения нагрузки в ЭЭС в течение суток характеризуется графиком, приведенным на рис.1.3.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 1.3. Примерный суточный график изменения нагрузки ЭЭС (зимний рабочий день).
Разница между максимальными и минимальными значениями нагрузки может составлять 30-50%. В таких условиях поддержание номинальной частоты в ЭЭС требует соответствующего и своевременного изменения мощности генераторов электростанций.
График суммарного электропотребления заранее не известен, он может лишь более или менее точно прогнозироваться. Действительный график нагрузки всегда несколько отличается от прогнозируемого. Обобщение статических данных, применение математических методов позволяют повысить точность прогнозов и существенно снизить эти отклонения.
ГП «Энергорынок» ежесуточно осуществляет оптимизацию распределения запрогнозированного графика нагрузки между работающими электростанциями, чтобы обеспечить электроснабжение потребителей при минимальной стоимости производства электроэнергии на ТЭС (ТЭЦ).
В случае совпадения фактического и прогнозируемого графиков электропотребления точное выполнение заданных электростанциям графиков нагрузки обеспечивает поддержание баланса мощности при нормальном уровне частоты ЭЭС. Однако частота в системе не остается постоянной. Причины этого в следующем:
1) фактический график электропотребления в силу ряда причин всегда несколько отличается от прогнозируемого;
2) график рассчитывается для конечных интервалов времени, обычно часовых, нагрузка же потребителей изменяется непрерывно. Следовательно, внутри интервалов неизбежны несовпадения;
3) нагрузка электростанций в соответствии с заданным графиком может быть изменена лишь с определенной скоростью, обусловленной технологическими особенностями современных станций. В период резких изменений электропотребления отдельные электростанции не успевают изменять нагрузку с той же скоростью, с которой меняется нагрузка потребителей, что служит причиной временных нарушений баланса.
Влияние на фактический график электропотребления этих факторов иллюстрируется рис. 1.4.
а)
б)
Рис. 1.4. Утренний подъем нагрузки ЭЭС:
а – график суммарной мощности, заданной генераторам (1), фактическая мощность генераторов (2) и фактическое электропотребление (3);
б – неплановая мощность ЭЭС .
4) суммарная мощность как потребителей, так и генераторов электростанций в любой момент может изменится в силу непредвиденных обстоятельств (аварийные отключения линий электропередачи, трансформаторов, генераторов).
Таким образом, в отдельные периоды времени отклонения частоты могут быть существенными, в особенности они возрастают в часы переменной части графика электропотребления. Для поддержания частоты с требуемой точностью необходимо постоянно устранять отклонения частоты, обусловленные отклонением потребляемой или генерируемой мощности от запланированного графика нагрузки.
Задача регулирования нагрузки электростанции не ограничивается поддержанием уровня частоты в ЭЭС в целом, поскольку узлы генерации и потребления рассредоточены по территории ЭЭС неравномерно. При этом связь между узлами (энергорайонами) осуществляется по линиям электропередачи, пропускная способность которых ограничена. Это обуславливает необходимость регулирования перетоков мощности по линиям связи, имеющим ограниченную пропускную способность.