- •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
1.11.Автоматическое регулирование перетоков мощности
При максимальной загрузке межсистемных и внутрисистемных ЛЭП (транзитов) их надежная работа обеспечивается с помощью устройств автоматического регулирования перетоков активной мощности (АРПМ).
Наилучшие результаты достигаются при так называемом балансирующем действии АРПМ.
Рис. 1 12. Принцип балансирующего действия АРПМ на межсистемной линии электропередачи.
Если переток мощности, направленный из энергосистемы I в энергосистему II, превышает уставку устройства АРПМ, последнее воздействует одновременно на уменьшение мощности электростанций энергосистемы I и увеличение мощности электростанций энергосистемы II. При таком действии АРПМ частота в ЭЭС остается неизменной, а следовательно, остаются неизменным перетоки мощности по другим ЛЭП.
Рис. 1.13. Структурная схема АРПМ.
Основным органом устройства АРПМ является измерительный орган ИО, который подключен к датчику мощности ДМ. Измерительный орган ИО сопоставляет фактическую мощность, передаваемую по ЛЭП, с уставкой, задаваемую устройством ЗУ, и создает на своем выходе напряжение, которое пропорционально отклонению перетока мощности, а знак соответствует знаку отклонения. Выходное напряжение обычно усиливается усилителем мощности УМ.
Регулятор перетока АРПМ возвращает переток мощности к заданной уставке при его отклонении от уставки как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения. Однако в ряде случаев имеется необходимость регулировать переток мощности только в сторону уменьшения, т.е. ограничивать его максимальное значение. В этих случаях АРПМ выполняется для работы в режиме ограничения и соответственно называется автоматическим ограничителем перетока мощности (АОПМ). Автоматическое ограничение перетока мощности обычно осуществляется с большим быстродействием, чем регулирование перетока.
1.12. Математическая формулировка задачи оптимизации режима ээс
Математически можно сформулировать задачу оптимизации следующим образом. Имеется функция n переменных – F(x1, x 2, ..., x n). Эти переменные связаны между собой k уравнениями или неравенствами связи:
(1.14)
где W1, W2, ..., Wk - некоторые функции переменных xi (i = 1,2,...n).
Требуется найти минимум функции F.
Решение задачи оптимизации при ограничениях в форме неравенств требует применения весьма сложных методов оптимизации (метод Куна-Таккера и др.). Будем рассматривать более простые методы оптимизации при ограничениях переменных в форме уравнений. В этом случае число уравнений k должно быть меньше n.
1.13. Метод Лагранжа
При решении задач оптимизации режима широко применяется метод неопределенных множителей Лагранжа. При этом вместо условий экстремума функции F(х1, х2, ...хn) n переменных, связанных между собой k соотношениями (1.14), ищут условия экстремума функции Лагранжа
(1.15)
где i (i=1,2,...k) – постоянные множители, определяемые при отыскании функции F. Эти множители называются неопределенными множителями Лагранжа.
Приравняв нулю, частные производные от S по всем n переменным функциям, получим следующие n уравнений:
(1.16)
Из n уравнений (1.16) и k уравнений связи (1.14) составим всего (n+k) уравнений. Число неизвестных также равно (n+k), а именно: n искомых значений переменных - х1, х2,...хn - и k множителей Лагранжа - 1, 2, ...k.
Это дает возможность найти аргументы, соответствующие экстремуму функции S. Но эти же значения, как известно, характеризуют и экстремум минимизируемой функции F.
В рассмотренном методе определялись аргументы, соответствующие экстремуму минимизируемой функции F. Чтобы найденный экстремум действительно был бы минимумом, необходимо проверить знак второго дифференциала функций F или S. Если d2F 0 или d2S 0, то данный экстремум является минимумом.
Определение знака d2F или d2S очень сложно. На основании опыта исходят из ряда допущений, позволяющих считать, что найденный экстремум является минимумом.
В качестве примеров применения метода Лагранжа рассмотрим ряд упрощенных задач по оптимизации распределения мощностей.
1. При неучете влияния изменений потерь в сетях Р и суммарных нагрузок узловых точек Рн оптимальное распределение активной мощности может быть найдено следующим образом.
Обозначим суммарные затраты, минимум которых соответствует оптимальному режиму, через Т. Искомыми переменными являются значения активной мощности отдельных агрегатов (или станций) Р1, Р2, ...Рn, где n - число агрегатов (или станций).
Допустим, что суммарные затраты зависят только от величины активных мощностей, т.е.:
Т = f (Р1, Р2, ..., Рn) (1.17)
Далее считаем, что станции – ТЭС.
Искомые переменные связаны одним уравнением баланса активных мощностей:
W = Р1 + Р2 + ... + Рn - Рн - Р = 0, (1.18)
где по допущению Рн = const и Р = const.
При этом функция Лагранжа
S = T + W (1.19)
Условия экстремума соответствуют равенству нулю частных производных от S по всем n переменным:
(1.20)
Уравнения (1.20) можно записать иначе:
(1.21)
Т.к. суммарные затраты равны сумме затрат по каждому из агрегатов, т.е.
Т = Т1 + Т2 +...+ Тn,
то
. (1.22)
Частная производная от затрат на каком-либо агрегате по активной мощности агрегата называется удельным приростом затрат агрегата и обозначается буквой . Она зависит от величины активной мощности:
(1.23)
При этом условия оптимального распределения активных мощностей записываются следующим образом:
1 = 2 = ... = n;
(1.24)
Р1 + Р2 + ... + Рn = Рн + Р.
Уравнения (1.24) определяют оптимальные значения Р1, Р2, ..., Рn активных мощностей отдельных агрегатов. Таким образом, при неучете изменений суммарной нагрузки узловых точек и потерь в сетях условием оптимального распределения активных мощностей является принцип равенства удельных приростов отдельных агрегатов.
Найдем условия, при которых в данном случае получается минимум затрат. Найдем знак второго дифференциала от S
d2S = d2T +d2W, (1.25)
где
Вторые смешанные частные производные от Т всегда равны нулю, т.к. удельный прирост одного агрегата не зависит от мощности второго агрегата. Поэтому
(1.26)
Очевидно также, что
т.к.
Следовательно, условие d2S 0 имеет место, если
(1.27)
т.е. из неубывающих кривых 1, 2, ... n хотя бы одна является возрастающей. Это означает, что удельные приросты не снижаются при росте активной мощности, а хотя бы у одного из агрегатов возрастают.
2. При учете влияния изменения потерь в сетях, но при неизменности активных нагрузок узловых точек оптимальное распределение активной мощности находится таким образом.
Пусть суммарные потери активной мощности в сетях Р зависят только от величины активных мощностей агрегатов, т.е.
Р = f (Р1, Р2, ..., Рn)
Исходя из уравнений (1.17) – (1.19), получим условия оптимального распределения активной мощности:
(1.28)
откуда
... (1.29)
Уравнения (1.29) совместно с уравнением баланса активных мощностей решают оптимальное распределение активной мощности с учетом изменения потерь в сетях. При этом необходимо знать не только зависимости
i = f (Рi),
но и зависимости потерь мощности и частных производных от потерь мощности по активным мощностям агрегатов от Р1, Р2, ..., Рn, т.е.
Р = Ф (Р1, Р2, ..., Рn); = fi (Р1, Р2, ..., Рn).
Величина = - называется удельным приростом энергосистемы при учете потерь в сетях, а выражение - соответственно удельным приростом агрегата i с учетом потерь в сетях.