- •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
1.7. Первичные регуляторы частоты вращения турбин
В начальный период развития ЭЭС поддержание частоты на определенном уровне возлагалось на центробежные регуляторы частоты вращения - АРЧВ, которыми снабжаются все тепловые и гидравлические турбины. Эти регуляторы получили наименование первичных регуляторов.
Принцип устройства АРЧВ показан на рис. 1.5
Рис. 1.5. Принципы устройства и действия первичного регулятора частоты вращения турбины.
Измерительным органом АРЧВ является центробежный маятник 1, вращаемый ротором турбины или синхронным электродвигателем, который питается напряжением от специального измерительного генератора, связанного с валом турбины. При уменьшении частоты вращения и понижение частоты сети шары маятника опускаются и его муфта из положения А перемещается в положение А1. При этом рычаг АВ, поворачиваясь относительно точки В, опускает шар Б в положение Б1 и поворачивает рычаг ГЕ относительно точки Г. В результате перемещается вниз поршень золотника 2 и масло под давлением поступает под поршень масляного двигателя 3. Поршень поднимается и увеличивает впуск энергоносителя (пара или воды) в турбину, что приводит к увеличению частоты вращения и перемещению муфты маятника в положение А2.
Одновременно рычаг АВ, поворачиваясь относительно точки А2, поднимает шарнир Б, а также точки Д и Е рычага ГЕ в прежнее положение, что приводит к закрытию золотника и прекращению процесса регулирования. Новому положению поршня масляного двигателя 3 и соответственно новому положению муфты в точке А2 соответствует меньшая, чем была, частота вращения маятника 1, а следовательно, и ротора турбины. Таким образом, рассмотренный АРЧВ компенсирует возросшую нагрузку турбины увеличением впуска пара (или воды), но не возвращает частоту вращения турбины к первоначальному значению. Такие АРЧВ называются статическими.
Для восстановления номинального значения частоты вращения в АРЧВ, а также для ручного управления турбиной предусмотрен специальный механизм управления турбиной (МУТ) (блок 4 рис. 1.5.), с помощью которого можно изменять положение точки Г. Так, при перемещении точки Г вверх рычаг ГЕ повернется относительно точки Д и опустит поршень золотника 2. При этом масляный двигатель 3 увеличит впуск пара (или воды), частота вращения турбины увеличится и муфта маятника вернется в исходное положение А. Механизм управления турбиной имеет дистанционное управление с помощью электродвигателя 5.
Наряду с рассмотренными имеются АРЧВ, которые возвращают частоту вращения турбины к первоначальному значению – астатические АРЧВ.
1.8. Характеристики регулирования частоты вращения турбин и электрической части сети
Первичные регуляторы частоты вращения турбин, а также вторичные регуляторы частоты сети могут иметь характеристики регулирования двух типов: астатическую и статическую.
Регулятор, имеющий астатическую характеристику, поддерживает частоту вращения n или частоту сети f неизменной при изменении нагрузки генератора от холостого хода до номинальной, что является положительным свойством регулирования по этой характеристике. Недостатком же этого вида регулирования является невозможность параллельной работы нескольких генераторов из-за неопределенности в распределении нагрузки между ними.
Рис. 1.6. Статическая (1) и астатическая (2) характеристики регулирования.
Так, если параллельно работают два генератора с астатическими АРЧВ и при номинальной частоте они имеют определенную загрузку, то при понижении частоты оба регулятора начнут загружать свои генераторы, стремясь восстановить частоту. При этом они будут загружаться совершенно произвольно, и может даже оказаться, что генератор, регулятор которого оказался более чувствительным, воспримет всю дополнительную нагрузку. Второй генератор не загрузится совсем или начнет загружаться только тогда, когда нагрузка первого генератора достигнет максимальной, а частота еще не восстановится.
Применение АРЧВ со статическими характеристиками в случае параллельной работы нескольких генераторов обеспечивает их устойчивую работу и заданное распределение нагрузки между ними.
Так, если при частоте f1 два генератора работали параллельно (см. рис. 1.7.) и по своим характеристикам несли нагрузку Р1 и Р2, то при понижении частоты до значения f2 каждый генератор загрузится до вполне определенной величины и соответственно. Изменяя наклон характеристики АРЧВ, можно обеспечить необходимое долевое участие генераторов в регулировании нагрузки электростанции. Рассмотренная особенность является положительным свойством регулирования по статическим характеристикам. Недостатком же роботы по статическим характеристикам является невозможность поддержания неизменной частоты.
Рис. 1.7. Распределение нагрузки между параллельно работающими агрегатами, оснащенными АРЧВ со статическими характеристиками.
Отклонение частоты сети от номинального значения зависит от коэффициента статизма регулятора, который определяется как отношение изменения частоты сети к изменению нагрузки, Гц/МВт:
, (1.9.)
где f1 – f2 – начальная и конечная частота сети; Р1 и Р2 начальная и конечная нагрузка генератора.
Обозначая f1 – f2= f и Р1 – Р2 = Р, получаем:
или, выражая коэффициент статизма в относительных единицах (относительно номинальной частоты сети f0 и номинальной мощности генератора Р0),
(1.10)
или в процентах
. (1.11)
Коэффициент статизма часто характеризуют обратной величиной, МВт/Гц:
(1.12)
или
, (1.13)
(т.к. f0=50Гц).
Величину называют крутизной частотной характеристики.