- •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
10.3. Автоматика шунтирующего реактора с искровым промежутком
С целью повышения эффективности ограничения перенапряжений с помощью шунтирующих реакторов некоторые из них оборудуются устройствами искрового присоединения. Искровое присоединение реактора обеспечивается искровым промежутком ИП, который подключается параллельно контактам выключателя (рис. 10.3). Искровой промежуток обеспечивает практически мгновенное подключение реактора при возникновении перенапряжений.
Напряжение пробоя искрового промежутка должно быть по возможности минимальным. Оно выбирается таким, чтобы восстанавливающееся напряжение на выключателе в условиях оперативного отключения реактора не приводило к пробою искрового промежутка. С этой целью искровой промежуток подключается параллельно не всему выключателю, а только контактам отделителя Q.2. При этом восстанавливающееся, напряжение на контактах Q.2, а следовательно, на искровом промежутке снижается приблизительно в 2 раза. В реальных условиях искровой промежуток настраивается на среднее значение пробивного напряжения с запасом, равное 1,5 Uф.
а) б)
Рис. 10.3. Устройство автоматического управления шунтирующим реактором при пробое искрового промежутка:
а - поясняющая схема;
б - схема устройства.
Так как искровой промежуток не рассчитан на длительное протекание через него тока, предусматривается автоматическое устройство, действующее на включение выключателя Q при пробое искрового промежутка в любой фазе (см. рис. 10.3).
Пробой искрового промежутка фиксируется по факту появления тока в цепи реактора при отключенном его выключателе. Наличие тока фиксируется с помощью максимальных реле тока КА.
Ток срабатывания реле IС.Р выбирается по условию их чувствительности к номинальному току реактора IР.НОМ:
, (10.8)
где kЧ = 1,5 — коэффициент чувствительности реле.
Отключенное положение выключателя фиксируется, с помощью реле положения «Отключено» KQT и промежуточного реле KL2. Действие автоматики реактора на его включение выполняет реле KL1, которое своим контактом KL1.1 замыкает цепь катушки включения выключателя. Задержка реле KL2 на возврат исключает возможность обратного включения реактора в условиях его оперативного отключения; задержка на срабатывание обеспечивает надежное срабатывание реле KL1 в условиях действия автоматики на включение реактора.
Действие автоматики реактора блокируется, если реактор отключен своей релейной защитой РЗ. Действие релейной зашиты реактора запоминается на двухпозиционном реле KL 3; его контактом KL3.2 размыкается цепь катушки включения выключателя. Возврат реле KL3 в исходное состояние производится вручную кнопкой SB после оперативного включения реактора.
Чтобы избежать искрового подключения поврежденного реактора, после действия его релейной защиты производится автоматическое отключение разъединителя QS в цепи реактора. Отключение разъединителя выполняется с выдержкой времени на реле КТ1, кроме того, дополнительно контролируется отключенное положение выключателя реактора и отсутствие тока в цепи реактора с помощью реле KL1 и KL2.
Контрольные вопросы
1. Какие причины возникновения перенапряжений в электрических сетях энергосистем?
2. Почему устройство АОПН на линии имеет двухступенчатое управление?
3. Какой принцип выявления односторонне отключенной линии использован в устройстве АОПН? Какой орган фиксирует такое отключение?
4. Каким образом блокируется действие устройства АОПН работающей в нормальном режиме линии?
5. Какие управляющие воздействия первой и второй ступеней устройства АОПН?
6. Каким устройством фиксируется искровое присоединение шунтирующего реактора?
7. Какие управляющие воздействия автоматики шунтирующего реактора с искровым промежутком?
РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ
АВТОМАТИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ
РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ (НА ОСНОВЕ СОВРЕМЕННЫХ ОЦЕНОК)*