При включении тиристора в цепь переменного тока возможно осуществление следующих операций:

Слайд 1

Слайд 2

Управление нормальными режимами осуществляется в соответ-ствии с диспетчерским графиком. При этом должны быть соблюдены требуемые надежность электроснабжения потребителей, качество электроэнергии и наибольшая экономичность.

При управлении нормальными режимами необходимо обеспечить производство оперативных переключений, вывод оборудования в ре-монт и резерв и ввод его в работу после окончания ремонта, соответ-ствующую настройка релейной защиты и системной автоматики, сбор и обработку информации о работе системы.

Слайд 3

В управлении нормальными режимами энергосистемы можно условно выделить три направления:

Слайд 4

Слайд 5

Слайд 6

Регулированием напряжения называются операции воздействия на элементы электрических аппаратов и машин, параметры сети или составляющие тока (мощности) с целью поддержания напряжения на заданном уровне или в пределах его допустимых отклонений от номинального значения.

Основным нормативно-техническим документом в процессе регулирования напряжения является ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения», в котором перечислены показатели качества электрической энергии и допустимые пределы их отклонения.

Каждый диспетчерский центр определяет в закрепленной за ним операционной зоне перечень объектов диспетчеризации (контрольных пунктов), напряжение в которых контролируется этим диспетчерским центром. При этом в качестве критерия, являющегося основанием для включения в указанный перечень, используется степень влияния напряжения в объектах диспетчеризации на устойчивость электроэнергетического режима энергосистемы.

Регулирование напряжения в электрических сетях, номинальный класс напряжения которых составляет 110 киловольт и выше, осуществляется соответствующими субъектами электроэнергетики в контрольных пунктах на основании графиков напряжения или характеристик зависимости напряжения от параметров электроэнергетического режима энергосистемы с учетом состава работающего оборудования объектов электроэнергетики.

Графики напряжения и характеристики его регулирования в контрольных пунктах составляются диспетчерскими центрами, в операционной зоне которых они расположены, на предстоящий квартал и могут корректироваться при осуществлении краткосрочного планирования электроэнергетических режимов энергосистемы.

Нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на выводах приемников электрической энергии равны соответственно 𝛿𝑈унор=±5% или 𝛿𝑈упред=±10% от номинального напряжения электрической сети

Слайд 7

В установившихся режимах энергосистем должен соблюдаться оперативный баланс реактивных мощностей, т.е. потребляемая в электроэнергетической системе индуктивная реактивная мощность Q, включая потери, должна покрываться генерируемой всеми источниками реактивной мощностью:

Слайд 8

Баланс реактивной мощности в каждый данный момент при изменении генерируемой реактивной мощности сохраняется за счет потребляемой реактивной мощности в соответствии со статическими характеристиками нагрузки по напряжению. Особую роль в формировании статической характеристики реактивной нагрузки играет наличие асинхронных двигателей, характеристики которых показаны на слайде. Снижение напряжения в узле нагрузки сопровождается увеличением скольжения асинхронных дви-гателей. Увеличение скольжения, в свою очередь, вызывает возрастание потребления двигателем реактивной мощности из сети и приводит к росту загрузки сети дополнительной реактивной мощностью, увеличению падения напряжения и росту потерь. Потребление асинхронным двигателем реактивной мощности начинает возрастать при снижении напряжения на их зажимах ниже уровня 0,8-0,75 от номинального напряжения сети. Поэтому для крупных узлов с комплекной нагрузкой такое напряжение 𝑈k называется критическим.

При снижении напряжения, вызванном уменьшением генерируемой реактивной мощности, потребляемая реактивная мощность уменьшается в соответствии с регулирующим эффектом нагрузки, который при напряжениях, близких к номинальному, равен dQ/dU = 2...5, т.е. на каждый процент изменения напряжения возникает изменение реактивной мощности на 2...5%. В результате устанавливается новый оперативный баланс реактивной мощности, но уже при пониженном напряжении. Однако такой процесс имеет место лишь при условии, что напряжение больше критического (U> 𝑈𝑘).

Слайд 9

При напряжении в узле потребления меньше критического dQ/dU <1, поэтому дальнейшее снижение напряжения будет вызывать дополнительные падения напряжения в сети и, как следствие, дальней-шее снижение напряжения. Возникнет лавинообразный процесс, называемый «лавиной» напряжения. В результате произойдет нарушение устойчивости нагрузки, выражающееся в саморазгрузке потребителей. После их самопроизвольного отключения напряжение в сети восстанавливается.

Возникновение лавины напряжения потенциально возможно прежде всего в отдельных узлах системы, в которых возникает дефицит реактивной мощности, а не во всей системе сразу. Критическое напряжение на шинах потребителя, при котором возникает лавина напряжения, составляет примерно 70% от номинального. С учетом падения напряжения и задаваемого запаса по напряжению на границах раздела сетей энергосистемы и потребителей, напряжения в послеаварийных режимах должны составлять не менее 75...80% от номинального.

Слайд 10

На всех уровнях диспетчерского управления энергосистемами осуществляется мониторинг уровней напряжений, интегрированный в состав оперативно-информационного комплекса диспетчера СК-2007 (слайды 10, 11).

Слайд 11

Слайд 12

Слайд 13

Электромашинные регулируемые устройства представлены синхронными и асинхронизированными генераторами (СГ и АСГ) - как основными источниками РМ, которые задают напряжение на шинах электростанций, а так же компенсаторами РМ (КС, АСК), которые задают напряжение на шинах подстанций электросетей.

Асинхронизированные генераторы АСГ и асинхронизированные компенсаторы (АСК) являются устройствами либо продольно-поперечного возбуждения (две обмотки по продольной и поперечной оси ротора или со сдвигом на 60°), либо с тремя симметричными обмотками (со сдвигом на 120°). АСГ и АСК могут применяться не только для поддержания заданного значения напряжения (АСГ) и компенсации РМ (АСК), но и для выполнения других функций, например для, изменение фазы напряжения, или управления потоками мощности, гасить электромеханические колебания в энергосистеме.

Статические компенсирующие устройства — самый многочисленный класс, включает в себя:

Нерегулируемые устройства: устройство продольной емкостной компенсации с неизменной величиной емкостного сопротивления (УПК); батарея шунтовых статических конденсаторов (БСК);

Регулируемые (или управляемые) устройства; статические компенсаторы основанные на запираемых вентилях (СТАТКОМ), а так же многофункциональные: объединенный регулятор потока мощности (ОРПМ); Компенсатор активно-реактивной мощности (КАРМ) и управляемая продольная компенсация (УУПК).

В группу УУПК входят:

управляемый источник напряжения в виде статического компенсатора, подключенный на вторичную обмотку проходного трансформатора (УИН); включенные в линию конденсаторные батареи, шунтируемые тиристорно-реакторными группами (ТУПК).

Слайд 14

Диапазон реактивной мощности генератора зависит от его активной нагрузки. Генератор может вырабатывать и потреблять реактивную мощность в зависимости от величины тока возбуждения.

На слайде приведена типичная Р-Q диаграмма мощного турбогенератора. Линии со штриховкой показывают предельное значение реактивной мощности, ограниченное условиями работы различных частей конструкции агрегата турбина – генератор. Участок 𝐷𝐴 представляет ограничение по нагреву обмотки возбуждения, участок AA’ - по нагреву обмотки статора, участок 𝐺𝑁𝐹 – по нагреву крайних пакетов стали и конструктивных элементов торцевых зон генератора. Участок 𝐴′𝐺 ограничивает работу агрегата с допустимой перегрузкой по турбине. Линии без штриховки GF и NF отображают ограничения по устойчивости генератора.

Диаграмма мощности гидрогенератора в режиме перевозбуждения имеет аналогичный вид, а в режиме недовозбуждения устанавливается заводскими инструкциями.

Слайд 15

Работающий синхронный компенсатор представляет собой ненагруженный синхронный двигатель с широким диапазоном регулирования тока возбуждения. При токе возбуждения, равном току холостого хода, он потребляет из сети небольшую активную мощность, определяемую потерями в машине. Если ток возбуждения уменьшить (режим недовозбуждения), то в токе, потребляемом компенсатором от сборных шин подстанции, появится индуктивная составляющая и тем большая, чем больше недовозбуждение. В режиме перевозбуждения компенсатор выдает в сеть индуктивный ток.

Зависимость между токами статора и ротора Iст = f (Iр) представляет собой семейство V-образных кривых для разных постоянных значений напряжения на выводах статора.

Слайд 16

Слайд 17

Тиристор является силовым электронным не полностью управляемым ключом. Поэтому иногда в технической литературе его называют однооперационным тиристором, который может сигналом управления переводиться только в проводящее состояние, т. е. включаться. Для его выключения (при работе на постоянном токе) необходимо принимать специальные меры, обеспечивающие спадание прямого тока до нуля.

Тиристорный ключ может проводить ток только в одном направлении, а в закрытом состоянии способен выдержать как прямое, так и обратное напряжение.

При подаче на анод тиристора положительного напряжения вентиль может находиться в двух состояниях – закрытом и открытом. На вольтамперной характеристике (ВАХ) тиристора (слайд) помечены соответствующие зоны. Если на анод тиристора подать напряжение включения Uвк, то тиристор перейдѐт из закрытого состояния в открытое даже при отсутствии на управляющем электроде тока управления (Iу = 0). Так как Uвк ≫ Uн то такой способ включения опасен для тиристора. Если в цепи управляюще-го электрода есть ток управления, то уровень напряжения включения снижается. Чем выше уровень тока управления тиристора, тем требуется ниже прямое напряжение включения на аноде тиристора, для перевода его в открытое состояние. состоянию тиристора. Участок «B-C-D» соответствует открытому состоянию тиристора. Точка «D» соответствует номинальному режиму работы тиристора. Напряжение управления Uу прикладывается между катодом и управляющим электродом тиристора.

Падение напряжения в открытом тиристоре не превышает 0,5 – 1,2 В.

Время процесса отпирания тиристора tотп ≈ 15 -20 мкс, запирания tзап ≈ 20 – 250 мкс.

Тиристор можно закрыть, если изменить полярность напряжения на его аноде (например, при прохождении кривой тока через нуль в цепи синусоидального напряжения).

Тиристор можно закрыть, если разорвать его анодную цепь.

Тиристор можно закрыть, если на его управляющий электрод подать кратковременный, отрицательный импульс тока отно-сительно большой величины. Для не полностью управляемых тиристоров такой способ опасен в виду большой величины импульса тока.

Для управления тиристора требуется специальная электронная схема, которая формирует ток управления в виде импульса или в виде пачки импульсов. Такая конфигурация тока управления обеспечивает безопасную и надѐжную работу тиристора.

Слайд 18

При включении тиристора в цепь переменного тока возможно осуществление следующих операций:

• включение и отключение электрической цепи с активной и активно-реактивной нагрузкой (тиристорный ключ);

• изменение среднего и действующего значений тока через нагрузку за счёт того, что имеется возможность регулировать момент подачи сигнала управления (регулирование тока и напряжения в цепи).

Так как тиристорный ключ способен проводить электрический ток только в одном направлении, то для использования тиристоров на переменном токе применяется их встречно-параллельное включение.

Среднее и действующее значения тока варьируются за счёт изменения момента подачи на тиристоры VS1 и VS2 открывающих сигналов, т.е. за счёт изменения угла альфа. Значения этого угла для тиристоров VS1 и VS2 при регулировании изменяется одновременно при помощи системы управления. Угол альфа называется углом управления или углом отпирания тиристора.

Слайд 19

Основными проблемами Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) в ЕЭС являются:

• недостаточная пропускная способность межсистемных и системообразующих линий электропередачи, ограничиваются возможности удовлетворения требований ОРЭМ;

• ограничения по выдаче мощности ряда крупных электростанций;

• слабая управляемость сети, недостаточный объем устройств регулирования напряжения, как следствие, повышенные до опасных значений напряжения в периоды суточного и сезонного снижения нагрузки;

• неоптимальное распределение потоков мощности по параллельным линиям различного класса напряжений, как следствие, недоиспользование сетей, рост потерь в сетях.

Многие из указанных проблем могут быть решены с помощью нового класса электротехнического оборудования – силовых электронных устройств и/или другого статического оборудования, которое обеспечивает управление одним или несколькими схемными и/или режимными параметрами электропередачи переменного тока, называемых гибкими системами электропередачи переменного тока (Flexible Alternate Current Transmission System) или устройствами FACTS.

Управляемые электропередачи, благодаря высокому быстродействию силовой электроники, способны воздействовать на происходящие в электроэнергетических системах процессы в темпе процесса («on-line»). Благодаря этому электропередачи превращаются из «пассивных» средств транспорта электроэнергии в «активные» устройства управления режимами работы. Не рассматривая это технологическое направление в целом, покажем некоторые типичные примеры его применения.

Устройства FACTS могут быть разделены на три группы:

• устройства поперечного включения;

• устройства продольного включения;

• передачи и вставки постоянного тока;

• комбинированные устройства продольного и поперечного включения.

Слайд 20

Статические компенсаторы, где реактор регулируется с помощью тиристорного ключа, получили название статических тиристорных компенсаторов (СТК). Основная схемная конфигурация СТК включает в себя набор фильтров высших гармоник - фильтро-компенсирующих цепей (ФКЦ), постоянно подключенных к сети или коммутируемых выключателями, и включенные параллельно им в треугольник три фазы управляемых тиристорами реакторов - тиристорно-реакторная группа (ТРГ). Угол зажигания тиристоров ТРГ может быстро изменяться таким образом, чтобы ток в реакторе отслеживал ток нагрузки или реактивную мощность в энергосистеме. Применение СТК в энергосистеме позволяет решить проблему изменения реактивного тока и сгладить колебания напряжения в узлах нагрузки и непосредственно у потребителя.
Система управления и защиты СТК обеспечивает быструю компенсацию реактивной мощности нагрузки и поддержание регулируемого параметра в соответствии с заданной уставкой, выполняет защиту оборудования СТК, контроль и сигнализацию отказов. Время реакции системы регулирования СТК на изменение регулируемого параметра составляет 5 мс для нагрузок типа дуговых сталеплавильных печей и 25-100 мс для общепромышленных нагрузок и сетевых подстанций.

СТК имеет уровень автоматизации, обеспечивающий его работу без постоянного присутствия персонала. Управление СТК осуществляется от пульта дистанционного управления (ПДУ СТК) или от АСУ ТП через внешний интерфейс. Номинальная мощность и схема СТК выбирается для конкретного объекта в зависимости от параметров системы электроснабжения, вида и мощности компенсируемой нагрузки и требований по качеству электроэнергии и выполняемым функциям. Для каждого отдельного случая производится расчет требуемой мощности ТРГ и ФКЦ, и определяется их состав.

Эти устройства могут работать как на выдачу, так и на потребление реактивной мощности. Регулирование реактивной мощности происходит плавно и в широких пределах. С другой стороны, при работе тиристорных ключей возникают высшие гармоники, что требует введения в схему фильтров. Кроме того, СТК неэффективны в слабых сетях.

Срок окупаемости затрат на СТК составляет в среднем от 0,5 до 1 года.

Слайд 21

Управляемый шунтирующий реактор – это переменное индуктивное сопротивление, плавно регулируемое подмагничиванием ферромагнитных элементов магнитной цепи. Фаза управляемого реактора — это по существу двухобмоточный трансформатор с расщепленным стержнем. Одна из обмоток, сетевая, подключена к электрической сети (U_СО), вторая — управляющая, подключена к регулируемому по величине источнику постоянного напряжения (U_У). Секции сетевой и управляющей обмоток включены встречно параллельно и не имеют прямой электромагнитной связи. Каждая из обмоток фазы создает свои магнитные потоки: сетевая обмотка - переменный поток промышленной частоты; управляющая - постоянный, регулируемый по величине поток подмагничивания.

1 - электромагнитная часть (фазы) (СО – сетевая обмотка для потребления реактивной мощности; КО – компенсационная обмотка для компенсации высших гармоник; ОУ – обмотка управления для подмагничивания стержней магнитопровода); 2 – тиристорный блок ТБ1 с системой управления СУРЗА; 3 – фильтры гармоник и корректор формы тока (без обозначений).

Способен работать только на поглощение реактивной мощности, обладает высоким быстродействием. Управление осуществляется изменением величины тока в обмотке управления, чем достигается изменение намагничивания ярма УШРТ.

Слайд 22

Постоянный поток подмагничивания смещает переменный поток в область насыщения кривой намагничивания стали, что и приводит к изменению индуктивного сопротивления устройства.

При подключении к обмоткам управления регулируемого источника постоянного тока происходит нарастание потока подмагничивания, который вызывает насыщение стержней УШР в соответствующие полупериоды напряжения. По мере увеличения насыщения стержней магнитопровода снижается индуктивность расположенной на них сетевой обмотки, т.е. снижается ее индуктивное сопротивление. Это приводит к возрастанию тока в сетевой обмотке за счет уменьшения индуктивного сопротивления реактора. За счет этого обеспечивается плавное изменение уровней напряжения в точке подключения УШР и величина потребляемой реактором реактивной мощности.

Слайд 23

Управляемый шунтирующий реактор трансформаторного типа (УШРТ) является одним из видов управляемых реакторов и предназначен для установки на подстанциях линий электропередач высокого напряжения 110…500 кВ для реализации следующих функций:

§ плавного быстродействующего регулирования реактивной мощности с целью разгрузки оборудования сетей и подстанций от реактивной мощности и снижения потерь в них;

§ стабилизации напряжения на шинах подстанции;

§ демпфирования качаний активной мощности по линии;

§ повышения статической и динамической устойчивости энергосистемы.

Слайд 24

СТАТКОМ обеспечивает поддержание заданных уровней напряжения посредством генерации или потребления реактивной мощности в точке его присоединения, при этом не требуется установки ни реакторов, ни батарей конденсаторов.

Принцип работы данного СТАТКОМ состоит в следующем. Заряженный конденсатор С обеспечивает постоянным (выпрямленным) напряжением преобразователь напряжения Управляя моментами коммутации вентилей со стороны переменного тока преобразовательного моста, из выпрямленного напряжения генерируется трехфазное синусоидальное напряжение промышленной частоты с управляемыми амплитудой и фазой.

Обмен реактивной мощностью между преобразователем напряжения и системой переменного тока можно регулировать с помощью изменения амплитуды напряжения U на выходе преобразователя.

Если амплитуда напряжения U на выходе преобразователя больше, чем амплитуда напряжения Uт системы переменного тока, то создается опережающий по фазе ток, СТАТКОМ действует как генератор реактивной мощности. Если амплитуда напряжения U на выходе преобразователя меньше, чем амплитуда напряжения Uт системы переменного тока, то создается отстающий по фазе ток, т.е. СТАТКОМ действует как потребитель реактивной мощности.

Если амплитуды U и Uт равны, то СТАТКОМ не потребляет и не генерирует реактивную мощность. При этом СТАТКОМ потребляет из сети переменного тока небольшое количество активной мощности для компенсации потерь в преобразователе напряжения и зарядки конденсатора на стороне постоянного тока.

Основными преимуществами СТАТКОМ являются:

§ быстродействие, не превышающее 0,01 сек. (время перехода из режима максимальной генерации в режим максимального потребления реактивной мощности);

§ максимальный выходной (емкостной или индуктивный) ток СТАТКОМ не зависит от напряжения сети переменного тока, а определяется характеристиками регулирования тиристоров;

Такая конструкция СТАТКОМ в принципе позволяет осуществлять обмен не только реактивной, но и активной мощностью с системой переменного тока. Для этого на стороне постоянного тока необходимо подключить источник активной мощности или накопитель энергии (например, мощную конденсаторную батарею), а на стороне переменного тока осуществлять регулирование амплитуды и фазы напряжения.

Слайд 25

Слайд 26

Слайд 27

Структура ФПУ включает три основные части: шунтовой (параллельный) трансформатор Т1, сериесный (последовательный) трансформатор Т2 и тиристорный коммутатор UT. Фазовый сдвиг на выходе устройства формируется путем подключения (комбинации) различного числа секций вторичных обмоток шунтового трансформатора (aN–xN, …, cN–zN), имеющих различные выходные напряжения, к первичным обмоткам сериесного трансформатора (B1-Y1, C1-Z1, A1-X1) с помощью тиристорных мостов коммутатора (МТК). Такой вариант включения известен как схема со средней точкой сериесного трансформатора.

Изменяя напряжение на параллельной обмотке, можно осуществлять поворот вектора суммарного напряжения в начале сети, и, следовательно, управлять углом между напряжениями в начале и конце линии, изменяя поток мощности, передаваемой по ней Там, где между двумя точками существуют параллельные цепи с разными параметрами, прямое управление величиной фазового угла позволяет перераспределить поток электроэнергии между ними, предотвращая перегрузки (принцип продольно-поперечного регулирования трансформаторов).

ФПУ управляют путем коммутации тиристорными ключами (коммутаторами) отпаек его параллельного трансформатора. Управление значением фазового сдвига выходного напряжения ФПУ осуществляется путём изменения состояний тиристорных мостов. Каждое плечо моста содержит два встречно включённых тиристорных ключа. Такой мостовой коммутатор позволяет при неизменной мощности и конструкции электромагнитных элементов ФПУ обеспечивать симметричное формирование как положительных, так и отрицательных углов фазового сдвига.

Динамические характеристики таких полупроводниковых ключей и их высокая коммутационная способность и надежность значительно превосходят аналогичные характеристики механических переключателей. Вариант ФПУ с тиристорным управлением обладает быстродействием, способен влиять не только на распределение потоков активной мощности, но и на пределы динамической устойчивости.

При этом большое разнообразие схемотехнических вариантов построения коммутаторов на полупроводниковых силовых ключах в полной мере отвечает широкому спектру структур и различных схемотехнических вариантов построения фазоповоротных устройств, имеющих различные характеристики и функциональное на значение.

Следует заметить, что ФПУ принципиально отличается от описанных выше статических тиристорных компенсаторов (СТК, СТАТКОМ). Хотя все эти устройства тоже изменяют передаваемую по линии мощность, но они воздействуют на разные параметры. Статические компенсаторы воздействуют на напряжение, а ФПУ – на угол электропередачи.

Слайд 28

Тиристорно управляемый последовательно включенный СТАТКОМ (ТУПК) представляет собой СТАТКОМ, включенный через трансформатор последовательно в линию. Он выполнен на базе преобразователя напряжения, работающего в режиме выдачи выходного напряжения, вектор которого находится в фазе или в противофазе с падением напряжения в линии, где установлен ТУПК.

Управление осуществляется с целью увеличения или уменьшения электрической длины линии и увеличения или уменьшения падения напряжения на линии, и таким образом осуществляется управление передаваемой реактивной мощностью. ТУПК можно считать идеальным генератором реактивной мощности, который вводит последовательно в линию добавочное напряжение, регулируемое по величине и меняющееся по фазе в соответствии с вектором тока линии.

Так как добавочное напряжение находится в квадратуре с линейным током, то, если оно будет опережать ток в линии, ТУПК будет работать в режиме компенсации реактивной мощности, потребляя ее. Если вектор вводимого напряжения будет отставать от тока в линии, то ТУПК будет генерировать реактивную мощность.

Таким образом, последовательный компенсатор нового поколения способен компенсировать продольные параметры линии электропередачи и изменять фазный угол вектора напряжения на ее конце.

Несмотря на различие схем соединения устройств поперечного и продольного СТАТКОМ, у них одинаковая элементная база, что определяет в той или иной мере общность режимов их работы.

Обычно дополнительное напряжение обмотки трансформатора, включенной в рассечку линии составляет небольшую величину по отношению к напряжению сети. Изоляция конструкции устройства должна быть выполнена на полное напряжение линии. Имеется два возможных пути решения данной проблемы: либо изоляция между первичной и вторичной обмотками трансформатора должна быть рассчитана на напряжение линии относительно земли и преобразователь располагается на потенциале земли, либо преобразователь располагается на изолированной платформе. В последнем случае необходимо решить такие непростые задачи, как передача на высокий потенциал импульсов управления, питание собственных нужд, обеспечить работу измерительных, информационных каналов, системы охлаждения и др.

Все элементы компенсатора, обтекаемые током линии, должны быть рассчитаны на полный ток линии, что увеличивает стоимость устройства, или в схеме и конструкции должна быть предусмотрена установка защитных аппаратов, включаемых параллельно тиристорной части устройства при превышении током допустимых значений.

Слайд 29

ОРПМ был предложен для управления в режиме реального времени электродинамическими процессами в электропередаче переменного тока.

Прилагательное «объединенный» в названии этого уникального устройства характеризует возможность управления одновременно всеми или некоторыми, в любом сочетании, параметрами, воздействующими на переток мощности в линии электропередачи – напряжением, сопротивлением, фазовым углом. Устройство может осуществлять независимое управление перетоком активной и реактивной мощности в линии, в отличие от всех других устройств, с помощью которых управление активной мощностью требует установки дополнительно и источника реактивной мощности.

ОРПМ – это объединенный синхронный источник напряжения, который на основной частоте энергосистемы может быть представлен вектором напряжения с управляемыми величиной модуля Upq в диапазоне 0 ≤ Upq ≤ Upqmax и фазой β в диапазоне 0 ≤ β ≤ 2π, включенный последовательно в линию, как показано для двухмашинной энергосистемы на слайде.

В ОРПМ входят два СТАТКОМ, объединенные через общий конденсатор на стороне постоянного тока, один из которых – «преобразователь напряжения 1» - подключен параллельно к шинам отправной (приемной) части энергосистемы через параллельный трансформатор, а второй - «преобразователь напряжения 2» - последовательно в рассечку линии. Далее для краткости, преобразователь 1 и преобразователь 2 обозначаются ПН1 и ПН2, соответственно. Регулируются: величина

напряжения, фазовый угол и величина сопротивления линии. Принципиальная схема ОРПМ приведена на слайде.

Устройство работает как преобразователь переменного тока в переменный, в котором активная мощность может свободно протекать в любом направлении между зажимами переменного тока этих двух преобразователей, и каждый преобразователь может независимо выдавать (или потреблять) реактивную мощность на собственных выходных зажимах переменного тока.

С учетом того, что полная мощность, передаваемая по линии c сопротивлением X равна

𝑆=𝑈1⁡𝑈2sin𝛿/⁡𝑋л +𝑗𝑈1(𝑈1−𝑈2⁡cos𝛿)/𝑋л⁡,⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡ за счет изменения угла 𝛿 возможно регулирование активной мощности, а за счет изменения Δ𝑈= (𝑈1− 𝑈2) – реактивной.

ПН2 обеспечивает главную функцию ОРПМ - ввод добавочного напряжения 𝛥𝑈 с управляемыми величинами амплитуды 𝑈12 и фазы β последовательно в линию.

Основная функция ПН1 заключается в обеспечении ПН2 (или потреблении от него) требуемой активной мощностью с помощью общей связи постоянного тока, чтобы через последовательный трансформатор Т2 создать (за счет энергии ПН1) необходимое дополнительное последовательное напряжение. ПН1, в случае необходимости, может генерировать или потреблять реактивную мощность, и, таким образом, может обеспечить дополнительную независимую параллельную реактивную компенсацию.

Слайд 30

Слайд 31

Основными особенностями электроэнергетических систем являются практически мгновенная передача энергии от источников к потребителям и невозможность накапливания выработанной электроэнергии в заметных количествах. Эти свойства определяют одновременность процесса выработки и потребления электроэнергии.

При генерации и потреблении энергии на переменном токе равенству вырабатываемой и потребляемой электроэнергии в каждый момент времени отвечает соответственно равенство вырабатываемой и потребляемой активной и реактивной мощности. Частота является важнейшим показателем надежности работы ЕЭС России.

Поскольку между указанными документами имеется рассогласование, а, как уже было сказано, Системный оператор является главной структурой, ответственной за надежную работу ЕЭС России, то необходимо дать следующие пояснения.

В соответствии с межгосударственным стандартом ГОСТ 13109-97 качество частоты в энергосистеме оценивается отклонением частоты, под которым понимают алгебраическую разность между фактическим значение частоты и ее номинальным значением при медленных изменениях Δ𝑓=𝑓факт− 𝑓ном .

Стандарт устанавливает нормально допустимое отклонение частоты Δ𝑓норм= ± 0,2 Гц и предельно допустимое значение Δ𝑓доп= ± 0.4 Гц. Качество частоты считают соответствующим требованиям стандарта, если в течение суток отклонение частоты находится в интервале, ограниченном предельно допустимыми значениями, причем не менее 95% времени — в интервале, ограниченном нормально допустимыми значениями.

Аналогичные критерии указаны и в «Правилах технической эксплуатации…».

С целью улучшения качества регулирования частоты и приведения отечественных требований по частоте к показателям европейских энергосистем принят и введен в действие с 01.09.2014 национальный стандарт ГОСТ Р 55890-2013 «…Регулирование частоты и перетоков активной мощности», в котором даются другие нормативные величины:

В 1-ой синхронной зоне ЕЭС России (ОЭС Европейской части ЕЭС и Сибири) должно быть обеспечено поддержание:

• квазиустановившихся значений частоты в пределах (50,00±0,05) Гц при допустимости нахождения значений частоты в пределах (50,0±0,2) Гц с восстановлением частоты до уровня (50,00±0,05) Гц за время не более 15минут;

• ограничения перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в пределах допустимых значений с ликвидацией перегрузки автоматически за 5 минут, оперативно за 20 минут.

Стандарт также содержит требования к управляющим вычислительным комплексам централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности ЕЭС России, системам группового регулирования активной мощности гидравлических электростанций;

Слайд 32

Качество частоты непосредственно связано с оперативным балансом активных мощностей: 𝑃ген=𝑃потр+Δ𝑃пот ,

где 𝑃ген – мощность генерирующих источников; 𝑃потр – мощность электроприемников (потребителей); Δ𝑃пот - потери в элементах энергосистемы.

Баланс мощности имеет смысл при условии, что параметры электроэнергии находятся в допустимых пределах.

Зависимость между моментом М, развиваемым турбиной, и частотой вращения f агрегата, работающего на выделенный район, в установившихся режимах можно представить линией 1.

Момент сопротивления на валу турбины создается нагрузкой, присоединенной к сети. Мощность, потребляемая различными типами электроприемников, по-разному зависит от частоты. В целом зависимость от частоты комплексной нагрузки энергосистемы, состоящей из электроприемников всех типов, изменяется во времени в соответствии с изменением удельного веса каждого из них и характеризуется статическим коэффициентом нагрузки, устанавливающим относительное изменение нагрузки на единицу частоты.

Зависимость, изображаемая линией 1’, является линеаризованной статической характеристикой нагрузки. Установившаяся частота вращения соответствует равенству момента, развиваемого турбиной, тормозящему моменту нагрузки, т.е. определяется точкой O1 пересечения статических характеристик турбины 1 и нагрузки 1’.

Изменение величины нагрузки или числа подключенных к сети электроприемников приводит к перемещению статической характеристики нагрузки. Так, увеличение числа электроприемников приводит к перемещению характеристики вправо (2’). При этом характеристики будут пересекаться в точке О2.

Уменьшение числа электроприемников приводит к смещению характеристики нагрузки влево (3’) с образованием новой точки пересечения О3. Полученные точки пересечения будут также соответствовать равенству моментов генератора и нагрузки при частотах f2 и f3. Видно, что изменение нагрузки сопровождается изменением частоты. В общем случае при избытке генерирующей мощности частота будет повышаться, а при дефиците — понижаться. Степень влияния частоты на производительность ряда механизмов может быть выражена зависимостью Рдв = k*𝑓^𝑎, где k – коэффициент, зависящий от типа механизма; а = 0 ÷ 4 (a=1 для металлорежущих станков, поршневых насосов и компрессоров; а=2÷4 для вентиляторов, центробежных и питательных насосов).

Слайд 33

Снижение частоты приводит к снижению производительности механизмов собственных нужд электростанций, что приводит к снижению мощности агрегатов и, как следствие, к возрастанию дефицита активной мощности и дальнейшему снижению частоты. Имеет место т.н. «лавина частоты». С другой стороны, снижение частоты приводит к увеличению потерь мощности и напряжения в сети, снижению ЭДС и напряжения генераторов. Снижение напряжения приводит к дефициту реактивной мощности и дальнейшему снижению напряжения. Т.о., снижение частоты может привести и к «лавине напряжения». Развитие такого аварийного процесса показано на слайде.

Слайд 34

Для регулирования частоты вращения турбины электростанций снабжают регуляторами скорости (или частоты вращения) – рис. На слайде.

Слайд 35

Регулировочная способность турбин определяется характеристиками регуляторов частоты вращения турбины – статизмом и зоной нечувствительности. Характеристики регуляторов частоты вращения турбины показаны на слайде.

Зона нечувствительности (fнч) - максимальная величина изменения частоты, в пределах которого при наличии резерва, любых исходной частоте и направлении её изменения не гарантируется изменение мощности генератора. Складывается из максимальной погрешности измерения частоты вращения турбины и нечувствительности первичных регуляторов турбины и котла (реактора). Нормируемая величина зоны нечувствительности 0,3 % или 150 мГц.

Мёртвая полоса (f0) - максимальная величина отклонения частоты от номинального значения, при котором не требуется изменение мощности генератора. Складывается из зоны нечувствительности и специально вводимого расширения зоны нечувствительности (например, при вводе коррекции автоматического регулирования мощности по частоте).

Для обеспечения однозначного распределения нагрузки между генераторами, работающими на общие шины генераторного напряжения, или энергоблоками, работающими параллельно на шины высокого напряжения, регуляторы частоты вращения настраивают со статизмом по частоте, равном 4 - 6 %.

Слайд 36

При работе генераторов параллельно с системой изменение частоты определяется статической характеристикой энергосистемы в целом. Это явление взаимодействия регулирующего эффекта потребителей и статизмов регуляторов частоты вращения турбин называется «саморегулированием», как показано на слайде.

Рост потребления (1’-2’) должен сопровождаться перемещением статической характеристики турбины вверх (1-2). При этом пересечение новой характеристики турбины (2) с кривой нагрузки (2’) произойдет в точке О2.

Снижение потребления (1’-3’) должно сопровождаться перемещением характеристики турбины вниз (1-3), которая пересечется с кривой нагрузки (3’) в точке О3.

В таком случае частота в системе изменяется в более узких пределах. Линия О3, О1, О2, соединяющая точки пересечения характеристик турбины и нагрузки, образует статическую характеристику первичного регулирования частоты в энергосистеме (иногда ее называют «саморегулирование» энергосистемы).

Слайд 37

Регулирование электроэнергетического режима по частоте и перетокам активной мощности должно осуществляться посредством первичного (общего и нормированного), вторичного и третичного регулирования.

В 1-ой синхронной зоне ЕЭС России (ОЭС Европейской части ЕЭС и ОЭС Урала) должно быть обеспечено поддержание квазиустановившихся значений частоты в пределах (50,00±0,05) Гц при допустимости нахождения значений частоты в пределах (50,0±0,2) Гц с восстановлением частоты в пределы (50,00±0,05) Гц за время не более 15 минут.

Использование генерирующего оборудования для регулирования электроэнергетического режима по частоте и перетокам активной мощности должно осуществляться в пределах имеющихся регулировочных возможностей генерирующего оборудования, ограниченных его допустимыми режимами работы по условиям безопасной эксплуатации. Наличие регуляторов скорости (частоты вращения) турбогенераторов позволяет использовать их для первичного, вторичного, а также третичного регулирования частоты.

Введем некоторые термины, используемые при оперативном управлении энергосистемами.

Первичное регулирование частоты (ПРЧ) — процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение этого изменения.

Резерв ПРЧ – максимальное значение первичной регулирующей мощности, которое может выдать турбоагрегат, электростанция, энергосистема при понижении (резерв на загрузку), либо повышении (резерв на разгрузку) частоты. Резерв первичного регулирования расходуется при отклонении частоты и вновь восстанавливается при ее восстановлении.

Для обеспечения первичного регулирования на электростанциях должен постоянно поддерживаться заданный вращающийся резерв мощности.

Первичное регулирование подразделяется на общее и нормированное.

Общее первичное регулирование (ОПРЧ) - первичное регулирование, осуществляемое всеми электростанциями в пределах имеющихся в данный момент времени регулировочных возможностей систем первичного регулирования электростанций (энергоблоков) с характеристиками систем первичного регулирования, заданными действующими нормативами, и имеющее целью сохранение энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций при значительных отклонениях частоты. Участие в ОПРЧ является условием параллельной работы, т.е. в общем первичном регулировании должны участвовать все ТЭС, ГЭС, в том числе работающие в генераторном режиме ГАЭС. В ОПРЧ должны участвовать все энергоблоки АЭС, признанные в установленном порядке готовыми к участию в ОПРЧ, однако требуемая величина резерва первичного регулирования не задается.

Нормированное первичное регулирование (НПРЧ) - первичное регулирование, осуществляемое в целях обеспечения гарантированного качества первичного регулирования и повышения надёжности энергообъединения выделенными электростанциями (энергоблоками) НПРЧ, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования, обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными для НПРЧ характеристиками (параметрами) первичного регулирования.

К использованию в НПРЧ могут привлекаться ГЭС, ГАЭС, ТЭС, АЭС, удовлетворяющие требованиям НПРЧ, установленным Нацио-нальным стандартом и стандартами Системного оператора. Соответствие требованиям стандартов должно быть подтверждено результатами сертификационных испытаний:

• зона нечувствительности не должна превышать ±10 мГц;

• минимальное значение мертвой полосы не должно превышать ±10 мГц;

• диапазон регулирования: ±5% 𝑃ном – для нормальных режимов, ±12,5% 𝑃ном – для аварийных режимов;

• система регулирования должна обладать возможностью задания статизма (4 - 6) % с дискретностью не более 0,5%.

Слайд 38

При изменении частоты в энергосистеме в первичном регулировании частоты участвуют все электростанции и объединения в соответствии со своими статическими характеристиками регулирования, с учетом зоны нечувствительности агрегатов в каждой из них и (при необходимости) с коррекцией по частоте. Например, при наступлении аварийного дефицита мощности и снижении частоты на Δ𝑓 в одной из них, например, в ОЭС Северного Кавказа, в первичной компенсации и восстановлении частоты будут участвовать все ОЭС, работающие параллельно, включая зарубежные энергосистемы (рис. на слайде).

Слайд 39

Реальная статическая характеристика энергосистемы в целом имеет вид с загибами в верхней и нижней частях графика (рис. На слайде). Это обусловлено тем, что статические характеристики отдельных агрегатов имеют ограничения по максимуму развиваемой мощности, а также технологические ограничения по минимальной рабочей мощности.

В связи с этим верхний загиб характеристики обусловлен исчерпанием регулировочных возможностей отдельных агрегатов по мере их загрузки при понижении частоты, в результате чего в регулировании принимает участие все меньшее количество агрегатов. Нижний загиб обусловлен технологическими ограничениями на отдельных агрегатах, возникающими по мере их разгрузки при повышении частоты, в результате чего также уменьшается количество агрегатов, регулирующих нагрузку.

В случае, если исходный режим энергосистемы расположен на крутом участке характеристики, то увеличение потребления приводит к незначительному снижению частоты в сети. В случае, если исходный режим расположен близко к пологой части характеристики, то такое же увеличение потребления может привести к значительному снижению частоты.

Итак, первичное регулирование обеспечивает баланс генерации и потребления электроэнергии посредством регулирования первичной энергии, подводимой ко всем турбинам, работающим в энергосистеме (с учетом их возможностей регулирования). Первичное регулирование по своему принципу является децентрализованным.

Первичное регулирование, осуществляемое со статизмом, принципиально не может восстановить частоту до нормальной.

Слайд 40

В ЕЭС России круглосуточно, непрерывно осуществляется вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности. Вторичное регулирование начинается после действия первичного и предназначено для автоматического или оперативного восстановления заданного значения частоты или заданного значения внешнего перетока мощности. В ЕЭС действует сложившаяся централизованная, но иерархически и территориально распределенная система вторичного регулирования частоты, обусловленная особенностями оперативно-диспетчерского управления и оптового рынка электроэнергии и мощности в сложном и протяжённом энергообъединении. Организацию вторичного регулирования обеспечивает Системный оператор ЕЭС России.

Резерв вторичного регулирования - часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для вторичного регулирования.

В отличие от ПРЧ вторичное регулирование баланса мощности в областях регулирования ОЭС и ЭЭС (т.е. кроме регулирования частоты в 1-й синхронной зоне), должно быть селективным, способным к выделению небаланса мощности в собственной области регулирования на фоне колебаний частоты и обменной мощности, вызванных небалансами также и в других регионах синхронной зоны. Это обеспечивается регулированием частоты со статизмом или блокировкой по обменной мощности.

Внутренние нарушения баланса мощности областей регулирования должны устраняться средствами вторичного регулирования соответствующих областей за время не более 15 минут.

Автоматические системы вторичного регулирования каждой из областей регулирования должны предусматривать возможность перехода на астатическое регулирование частоты при отделении области регулирования на работу в изолированном режиме (режим «острова»).

Перегрузки должны выявляться и ликвидироваться автоматическими ограничителями перетоков мощности (АОП в составе централизованных систем АРЧМ уровня ЭЭС и ОЭС) в течение интервала времени не более 5 минут, а при отсутствии либо неэффективности АОП – оперативно в течение не более 20 минут.

Вторичное автоматическое регулирование частоты осуществляется путем изменения мощности энергоблоков специально выделенных для этого регулирующих станций под воздействием сигналов от центрального регулятора с заданной им скоростью. Для этого система АРЧМ энергоблока должна обеспечивать выполнение требований автоматического вторичного регулирования в пределах диапазона вторичного регулирования (резерв

мощности на загрузку и разгрузку энергоблока) не менее ±5 % Pном. При участии энергоблока одновременно в НПРЧ диапазон вторичного регулирования должен создаваться дополнительно к ДПР.

Система АРЧМ энергоблока должна обеспечивать возможность изменения мощности энергоблока на весь диапазон вторичного регулирования ±5 % Pном. Скорость изменения мощности при этом должна быть не менее 1 % Pном/мин, но не более 4 % Pном/мин. Значение мощности, обеспечиваемое в рамках участия энергоблока во вторичном регулировании, должно постоянно изменяться в соответствии с изменением сигнала задания центрального регулятора.

Слайд 41

В ЕЭС действует сложившаяся централизованная, но иерархически и территориально распределенная система вторичного регулирования частоты, обусловленная особенностями оперативно-диспетчерского управления и оптового рынка электроэнергии и мощности в сложном и протяжённом энергообъединении. Организацию вторичного регулирования обеспечивает Системный оператор ЕЭС России Централизованная структура ИС АРЧМ повторяет иерархию диспетчерского управления. При этом в ЕЭС России высшим уровнем вторичного регулирования режима является диспетчерский центр ОАО «СО ЕЭС», а в изолированно работающих ЭЭС — субъект оперативно-диспетчерского управления.

В настоящее время автоматическое вторичное регулирование в ЕЭС России имеет три иерархических уровня, которые совпадают с уровнями оперативно-диспетчерского управления:

1) центральная координирующая система на уровне ЕЭС — ПАК ЦКС АРЧМ ЕЭС с управляющим вычислительным комплексом (УВК);

2) территориальные централизованные системы на уровне центров диспетчерского управления объединенными энергосистемами — ПАК ЦС АРЧМ ОЭС с управляющими вычислительными комплексами (УВК);

3) терминалов АРЧМ, расположенных на электростанциях (уровень станции), обеспечивающих взаимодействие с ЦС/ЦКС АРЧМ. Программно-технический комплекс (ПТК) «Станция» состоит из центрального устройства станционного уровня, предназначенного для обмена информацией с ЦС/ЦКС АРЧМ и САУМ энергоблоков, и локальной вычислительной сети (ЛВС), объединяющей ПТК «Станция» и САУМ энергоблоков.

4) местных систем автоматического управления мощностью (САУМ) на выделенных энергоблоках ТЭС (блочный уровень) и групповых регуляторов активной мощности на ГЭС (уровень станции). При этом отдельные ГЭС и энергоблоки ТЭС могут быть подключены к ЦКС АРЧМ ЕЭС через ЦС АРЧМ ОЭС или напрямую.

Каналы телеуправления для каждой из электростанций автоматического вторичного регулирования связывают терминал АРЧМ этой электростанции с ЦС АРЧМ, установленными в диспетчерских центрах. Они обеспечивают ПАК необходимой информацией о режимах работы ЕЭС (ОЭС) и электростанций АРЧМ и передачу команд заданий вторичного регулирования на электростанцию и данных мониторинга АРЧМ в диспетчерский центр.

Слайд 42

В системах АРЧМ должны использоваться интегральные (пропорционально-интегральные) регуляторы, работающие в режиме реального времени в замкнутом контуре с объектами регулирования (линии электропередачи, образующие связи области регулирования с ЕЭС, автоматизированные электростанции вторичного регулирования) и осуществляющие выявление и устранение ошибки регулирования

Система АРЧМ осуществляет следующие функции.

1. Автоматическое астатическое регулирование частоты (режим АРЧ) в энергообъединении, состоящем из ЕЭС России и работающих синхронно с ней энергосистем стран СНГ и Балтии, осуществляемое в настоящее время ЦКС АРЧМ ЕЭС постоянно воздействием на регулирующие ГЭС и энергоблоки напрямую или через ЦС АРЧМ ОЭС. При этом частота в энергообъединении должна поддерживаться в пределах 50 ± 0,05 Гц (нормальный уровень) или 50 ± 0,2 Гц (допустимый уровень) с восстановлением нормального уровня не более чем за 15 мин. В ЦС АРЧМ ОЭС также предусмотрен режим АРЧ, необходимый в случае изолированной работы ОЭС (режим «острова»).

2. Автоматическое ограничение (по условию устойчивости) перетоков мощности (режим АОП) по слабым внутренним и внешним сечениям энергообъединения. Система АРЧМ постоянно контролирует перетоки активной мощности и в случае превышения каким-либо перетоком заданного значения по возможности быстро устраняет возникшую перегрузку путем выдачи управляющих воздействий на регулирующие электростанции и энергоблоки.

При этом предпочтителен вариант двустороннего ограничения, при котором АОП действует на изменение (с разным знаком) мощности станций и энергоблоков, расположенных по обе стороны от контролируемого сечения. Такое действие не приводит к изменению частоты и требует меньших регулировочных диапазонов для устранения перегрузки. При отсутствии перегрузки элементы системы, обеспечивающие режим АОП, находятся в «стерегущем» состоянии, т.е. не формируют управляющие воздействия. Однако в случае возникновения перегрузки, угрожающей нарушением устойчивости, режим АОП имеет приоритет перед другими режимами. При этом требуется максимальное быстродействие (постоянная времени интегрирования T= 30÷40 с). Например, при максимальной задержке в контуре ограничения перегрузки 5 секунд возникшая перегрузка должна быть устранена не более чем за 5 мин. В настоящее время АОП является основным режимом ЦС АРЧМ.

3. Автоматическое регулирование суммарного перетока по внешним связям энергообъединения (энергосистемы) с коррекцией по частоте (режим АРПЧ). В этом режиме система АРЧМ реагирует на возмущения (небалансы мощности), возникающие только в собственном районе регулирования (зоне контроля), и не реагирует на возмущения в районах регулирования других систем АРЧМ, однако не препятствуя первичному регулированию. При этом система АРЧМ должна сбалансировать возникший небаланс мощности в собственном районе не более чем за 15 мин.

При автоматическом регулировании сальдо внешних перетоков по приведенному критерию каждая ЭЭС, входящая в объединение, осуществляет следующие функции:

• поддерживает свой плановый переток Pс.п i при номинальной частоте;

• обеспечивает свое участие в первичном регулировании частоты в объединении при отклонениях ее по «чужой» вине, поддерживая текущее сальдо,

равным плановому, с коррекцией по частоте;

• обеспечивает компенсацию имеющегося в данной ЭЭС первичного небаланса мощности независимо от того, является ли он единственной причиной отклонения частоты или существует одновременно с наличием небалансов в других ЭЭС.

Режим АРПЧ действует непрерывно, стремясь поддержать (стабилизировать) среднее значение контролируемого перетока (с коррекцией по частоте), но значительно медленнее, чем АОП (постоянная времени интегрирования T= 70÷200 с). Благодаря этому исключаются излишние воздействия на регулирующие станции и энергоблоки при случайных колебаниях контролируемого параметра. Режим АРПЧ предусмотрен в ЦКС АРЧМ ЕЭС на случай предполагаемого объединения стран СНГ и Балтии с энергообъединением Европы (UCTE) и поручения ЕЭС России регулировать суммарный переток с коррекцией по частоте по сечению восток — запад, по которому будет осуществлена синхронная параллельная работа этих двух энергообъединений. В ЦС АРЧМ ОЭС такой режим также предусмотрен на случай необходимости регулирования с коррекцией по частоте суммарного внешнего перетока своей ОЭС или перетока по заданному сечению. Следует также отметить, что система АРЧМ, работающая в режиме АРПЧ, при необходимости может быть переведена в режим регулирования частоты или регулирования перетока.

4. Регулирование режима ЕЭС путем реализации команд от ЦКС АРЧМ ЕЭС с приоритетом собственных АОП. Этот режим является также основным режимом работы для ЦС АРЧМ ОЭС. При этом станции и энергоблоки ОЭС могут участвовать в качестве объектов управления одновременно для двух уровней — собственной ЦС АРЧМ ОЭС и ЦКС АРЧМ ЕЭС, но с приоритетом собственных АОП. Управляющее воздействие вышестоящего уровня блокируется, если оно направлено противоположно действию собственных ограничителей перетоков.

Слайд 43

Слайд 44

Слайд 45

Слайд 46

При формировании управляющих воздействий (заданий) в регуляторах ЦС/ЦКС АРЧМ используется пропорционально-интегральный закон регулирования, обеспечивающий достаточное быстродействие и высокую точность регулирования при наличии значительных нерегулярных колебаний частоты

и перетоков мощности.

На каждом цикле работы (1 с) рассчитываются приращения управляющих воздействий от регуляторов ЦС/ЦКС АРЧМ, которые в виде заданий

внеплановой мощности распределяются между регулирующими электростанциями и энергоблоками в соответствии с заданными коэффициентами

долевого участия (КДУ) для каждого режима. Причем, сумма КДУ при любом составе регулирующих станций и энергоблоков автоматически под-

держивается равной единице. В целях эффективного использования резервов вторичного регулирования КДУ ГЭС и каждого энергоблока ТЭС зада-

ются пропорционально диапазонам их регулирования.

Быстродействие регулирования зависит от постоянной времени интегрирования. При регулировании частоты или суммарного внешнего перетока с

коррекцией по частоте постоянная времени интегрирования устанавливается в диапазоне от 70 до 200 с. Это позволяет обеспечить весьма высокую точ-

ность поддержания средней частоты на 15-минутных интервалах (не менее 0,002 Гц). В АОП постоянная времени интегрирования выбирается в диапа-

зоне от 30 до 40 с, что при известных динамических характеристиках регулирующих станций и энергоблоков и быстродействующих каналах телеиз-

мерений (с циклом передачи 1 с) обеспечивает завершение процесса ограничения перетоков не более чем за 5 мин

Слайд 47

На слайде показан пример автоматического изменения мощности крупной ГЭС, вызванного изменением частоты. Для поддержания частоты в пределах 50±0,03 Гц в течение одного часа мощность ГЭС изменяется более чем на ±900 МВт.

Нижним уровнем системы вторичного регулирования являются электростанции, поддерживающие заданную диспетчерскими графиками мощность с коррекцией по частоте (для обеспечения участия в первичном регулировании частоты).

Слайд 48

Каждый из регуляторов ЦКС (ЦС) АРЧМ включает в себя необходимые элементы всей системы АРЧМ ЕЭС (ОЭС) и выполняется на базе непрерывно действующего интегрального регулятора соответствующего регулируемого параметра режима ЕЭС (ОЭС) с отрицательной обратной связью по регулируемому параметру. При этом необходимо обеспечивать цикличность и точное согласование между собой статических и динамических характеристик всех составных частей регулятора АРЧМ.

Практически непрерывное (с дискретностью не более 1 с) регулирование по характеру близко к интегральному и демпфирует нерегулярные колебания баланса мощности, частоты и перетоков мощности.

Объем информации о параметрах электроэнергетического режима, передаваемой с объектов электроэнергетики в диспетчерские центры для функционирования управляющих вычислительных комплексов, определяется Системным оператором ЕЭС России.

Состав и структурная схема АРЧМ ЕЭС России показаны на слайде.

Электростанции (энергоблоки), подключенные к ЦКС (ЦС) АРЧМ, должны получать команды вторичного регулирования только от одного управляющего вычислительного комплекса.

Управляющие вычислительные комплексы (УВК) ЦКС АРЧМ и ЦС АРЧМ ОЭС Юга, ОЭС Урала и ОЭС Северо-Запада подготовлены для подключения к ним новых объектов управления энергоблоков ТЭС, сертифицированных на соответствие Стандарту.

В перспективе к этим системам АРЧМ планируется подключить до ста энергоблоков ТЭС и ряд ГЭС.

Слайд 49

Состав и структурная схема АРЧМ ЕЭС России показаны на слайде.

В перспективе к этим системам АРЧМ планируется подключить до ста энергоблоков ТЭС и ряд ГЭС.

Слайд 50

На слайде показана архитектура системы АВРЧМ ЕЭС России.

Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 217; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!