- •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
‑ Вектор установленных мощностей эс1, эс2 и эс3, мВт; ‑ активная нагрузка, мВт. Имеем
Определение мощностей ТЭС, соответствующей точке экономического режима, определяется из условия равенства (см. рис. 7.2). Воспользовавшись этим условием, имеем:
.
Отсюда:
Для численных значений данной задачи имеем ЭС1, ЭС2 и ЭС3, МВт:
Для нахождения оптимальных нагрузок ТЭС воспользуемся принципом равенства удельных приростов затрат и балансом активных мощностей. Примем в качестве балансирующей ЭС3.
Решение в общем виде можно получить в соответствии с отмеченным выше из системы уравнений:
,
которую можно преобразить к такому виду:
.
Отсюда
или
.
Окончательно
Применительно к численным значениям данной задачи (ЭС3 – балансирующая) имеем матрицу Р активных мощностей ЭС1 иЭС2, МВт:
Проверка ограничения (1.31) при решении задачи оптимизации показывает, что ЭС1 и ЭС2 работают в экономичном режиме. Действительно:
;
.
По этому алгоритму решается и задача оптимизации распределения активной мощности между энергоблоками ТЭС. В частности, когда активная мощность ТЭС оказывается меньше мощности, соответствующей точке экономического режима (в данной задаче ), можно разгрузить один из блоков данной ТЭС, т.е. принять его мощность , и по рассмотренному алгоритму распределить активную мощность между оставшимися в работе энергоблоками с учетом их номинальных мощностей.
1.16. Комплексное регулирование частоты и перетоков мощности
Основным методом в современных ОЭС является метод совместного регулирования частоты и перетоков мощности, при котором каждая энергосистема регулирует непредвиденно возникающие изменения мощности, потребляемые собственной нагрузкой, или мощности, генерируемой генераторами электростанций данной ЭЭС.
Рис. 1.16. Структурная схема ОЭС из двух ЭЭС I и ЭЭС II, связанных межсистемной ЛЕП.
Переток мощности по линии Рс считается положительным при направлении ее из энергосистемы в линию. Алгебраическая сумма всех внешних перетоков по межсистемным линиям электропередачи данной энергосистемы называется сальдо перетоков мощности энергосистемы. Если сальдо имеет положительное значение – энергосистема избыточна, если отрицательное – дефицитна.
Уравнения баланса мощности энергосистем I и II при нормальной частоте f0, указанном направлении перетока мощности Рс и без учета потери мощности в линии имеет вид:
(1.32)
а уравнение баланса мощности ОЭС в целом – вид:
Рис. 1.17. Процесс изменения частоты и мощности в энергосистеме при нарушении и восстановлении баланса.
Последнему уравнению () соответствует точка 1, в которой пересекаются частотные характеристики РГ и РН, показывающие зависимость от частоты мощности, генерируемой генераторами и потребляемой нагрузкой.
Каждая ЭЭС кроме баланса мощности характеризуется также статизмом или крутизной частотной характеристики. Крутизна совмещенной частотной характеристики ОЭС определяется изменением мощности нагрузки и мощности генерирующих агрегатов при изменении частоты; обозначим эту величину .
Если в одной из ЭЭС, например в ЭЭС I, внезапно отключится генератор, то ее генерирующая мощность снизится на и возникает дефицит мощности как в ЭЭС I, так и в ОЭС в целом, поскольку новое значение генерирующей мощности
(1.33)
. (1.34)
Поскольку энергосистемы обладают механической инерцией, при возникновении дефицита мощности частота мгновенно измениться не может. Поэтому в первый момент частотная характеристика генерируемой мощности генераторов снизится на величину (см. рис. 1.17, характеристика ) и новому значению мощности турбины при частоте f0 будет соответствовать точка 2. Образовавшийся в ОЭС небаланс является первичным небалансом, его возникновение вызывает торможение всех генераторов в ОЭС и как следствие этого – общее понижение частоты в ОЭС.
По мере снижения частоты за счет регулирующего эффекта нагрузки потребляемая ею мощность уменьшается. Одновременно вступают в действие АРЧВ турбин и, увеличивая впуск пара (или воды), повышают их рабочую мощность.
Эти два процесса, развиваясь встречно, уменьшают возникшее в ОЭС несоответствие между мощностью генераторов и мощностью, потребляемой нагрузкой, до тех пор, пока при новом, вполне определенном значении частоты f1 вновь установится баланс
, (1.35)
где
Новому балансу мощности соответствует точка 3 на рис. 1.17. В этом уравнении - установившиеся значения изменения мощностей генераторов и нагрузки, происшедшего вследствие понижения частоты на величину ; значение определяется крутизной совмещенной частотной характеристики ОЭС: .
Таким образом имеем (опуская знак ):
(1.36)
Величина - вторичный небаланс; образовался в каждой ЭЭС и в ОЭС в целом в результате возникновения первичного небаланса . Т.к. в ОЭС вновь установился баланс мощности генераторов и нагрузки (при ), вторичный небаланс полностью компенсировал первичный небаланс, т.е.
.
При этом отмечаем , что суммарное изменение мощности генераторов и нагрузки также определяется крутизной их частотных характеристик:
(1.37)
где - крутизна частотной характеристики генерирующих агрегатов;
- тоже, но нагрузки (коэффициент регулирующего эффекта нагрузки).
Уравнение баланса мощности в общем виде при новом значении частоты для каждой ЭЭС можно записать в таком виде:
, (1.38)
где учитывает изменение сальдо перетоков мощности ЭЭС.
Подставляя в это уравнение , получим
. (1.39)
Это выражение показывает, что изменение внешних перетоков данной ЭЭС определяется суммой ее первичного и вторичного небалансов. При этом в ЭЭС, в которой первичный небаланс отсутствует (), изменение сальдо перетоков зависит только от вторичного небаланса.
Последнее выражение можно представить как
, (1.40)
из которого следует, что, сопоставляя отклонение сальдо перетоков с отклонением частоты , можно выявить, в какой из ЭЭС возник первичный небаланс , а также его величину и знак на основании нижеследующего. В энергосистеме, в которой возник первичный небаланс, отклонения сальдо перетоков мощности и частоты имеют одинаковые знаки, а в остальных параллельно работающих энергосистемах – разные. Поэтому в первом случае , а во втором .
На использовании этого свойства основана комплексная система автоматического регулирования частоты и перетоков мощности, структурная схема которой приведена на рис.1.18.
Рис. 1.18. Структурная схема комплексного регулирования частоты и перетоков мощности.
Регулирование производится в каждой ЭЭС комбинированными регуляторами со статизмом по частоте КРЧМ, которые измеряют текущие значения перетока мощности по межсистемной линии электропередачи и частоты. Сравнивая их с заданными значениями (уставками), выявляют отклонения:
На основании этих измерений и в соответствии с настроенной в регуляторе крутизной частотной характеристики вырабатываются соответствующие ей значения вторичного и первичного небалансов:
Для правильной работы системы настроенная в регуляторе крутизна частотной характеристики должна быть равна фактической крутизне частотной характеристики энергосистемы
При такой настройке в ЭЭС, где возник первичный небаланс (например, в ЭЭС I), сформированное регулятором значение будет равно:
и КРЧМ – I будет воздействовать на изменение мощности генераторов регулирующих станций до тех пор, пока не будет полностью компенсирован первичный небаланс, т.е. пока не станет .
В ЭЭС II в это же время сформированное регулятором значение будет равно:
но т.к , то
и, следовательно, КРЧМ - II работать не будет. Таким образом в энергосистеме, где произошло изменение нагрузки или мощности генераторов, вызвавшее изменение частоты и перетоков мощности, регулятор воздействует на восстановление режима. В других параллельно работающих энергосистемах при условии настройки регуляторы не работают.