Автоматика энергосистем
 Скачать 2.63 Mb.
|
|
МИНОБРНАУКИ РОССИИ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Самарский государственный технический университет» (ФГБОУ ВО «СамГТУ») Кафедра «Электрические станции» АВТОМАТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМ Контрольные вопросы к экзамену Составитель: А.С. Гнеушев Самара 2021 Автоматика предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). Автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР). Автоматика нормальных режимов. Точная автоматическая синхронизация генераторов. Автоматика нормальных режимов. Автоматическое регулирование возбуждения синхронных генераторов (АРВ). Назначение и принципы выполнения АРВ. Автоматика нормальных режимов. Токовое компаундирование. Автоматика нормальных режимов. Электромагнитный корректор напряжения. Устройство быстродействующей форсировки. Автоматика нормальных режимов. Автоматическое регулирование возбуждения синхронных генераторов с диодно-электромашинной системой возбуждения. Автоматика нормальных режимов. АРВ генераторов с бесщеточной системой возбуждения. Автоматика нормальных режимов. АРВ генераторов с тиристорными системами возбуждения. Автоматика нормальных режимов. АРВ сильного действия. Автоматика нормальных режимов. Автоматическое регулирование напряжения в электрических сетях. Требования к автоматике системообразующей сети 330-750 кВ. Требования к автоматике системообразующей сети 110-220 кВ. Функциональная схема алгоритма АПВ. Функциональная схема алгоритма АВР. Функциональная схема алгоритма АЧР. * Автоматика предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). Назначением АПНУ является недопущение развития аварийной ситуации в электроэнергетической системе в результате интенсивных (больших) возмущающих воздействий, обусловленных короткими замыканиями и их отключениями, приводящими к нарушению баланса генерируемой и требуемой нагрузкой мощности. Развитие аварийной ситуации начинается с нарушения динамической в аварийном (короткое замыкание) и статической в послеаварийном (его отключение) режимах работы. Особенностью АПНУ прежде всего являются три фазы ее функционирования: 1) противоаварийное управление по сохранению динамической устойчивости в аварийном режиме; 2) противоаварийное управление, необходимое для устойчивого перехода к послеаварийному режиму; 3) противоаварийное управление по предотвращению нарушения статической устойчивости в послеаварийном режиме. Специфическая особенность АПНУ — использование очень обширной априорной и рабочей (поступающей в реальном времени) информации о состоянии электроэнергетических управляемых объектов, режимах работы электрических станций и электроэнергетических систем и эффективности противоаварийных управляющих воздействий. Главная же особенность АПНУ — это дозирование противоаварийных управляющих воздействий. Их набор, интенсивность и длительность должны соответствовать виду, тяжести и месту возникновения возмущающего воздействия. Недостаточность или избыточность дозированных противоаварийных управляющих воздействий означает неэффективность функционирования АПНУ или усугубление ее действием развивающейся аварийной ситуации. К децентрализованным АПНУ относятся комплексы автоматических устройств, в которых противоаварийные управляющие воздействия и их дозировка формируются на тех электроэнергетических объектах, на которых устанавливается основная часть пусковых органов (ПО), выявляющих возмущающие воздействия, и измерительных органов (ИО) контроля тяжести электрических режимов. Такими являются АПНУ мощной электростанции или протяженной, состоящей из нескольких последовательно соединенных участков линии электропередачи. Централизованные комплексы АПНУ являются общесистемными — управляют многими электростанциями, подстанциями и линиями электропередачи ЭЭС и ОЭС. Они представляют собой иерархические системы межмашинного обмена информацией между рассредоточенными цифровыми ЭВМ, расположенными на электростанциях и диспетчерских пунктах ДП ЭЭС и ОЭС. Управляющий вычислительный комплекс центрального диспетчерского пункта ЕЭС координирует их функционирование. Возмущающие воздействия вызывают внезапные скачкообразные изменения мощностей, передаваемых по линиям электропередачи, и интенсивные и в широких пределах изменения режимных параметров работы электроэнергетической системы. По степени тяжести различают три категории, или группы, опасных возмущающих воздействий. К первой группе относятся отключения линий электропередачи напряжением 500 кВ и ниже (линий связи с АЭС напряжением 750 кВ) при однофазных КЗ на землю с успешным или неуспешным однофазным автоматическим повторным включением на указанных линиях или линиях более высокого напряжения при успешном ОАПВ и отключение одного блока генератор—трансформатор, кроме наиболее мощного в ОЭС. Вторую группу составляют отключения линий электропередачи любого напряжения при двухфазных КЗ на землю и успешном или неуспешном трехфазном АПВ; отключение наиболее мощного синхронного генератора или двух генераторов АЭС, относящихся к одному ядерному реактору; одновременное отключение двух цепей или линий. К третьей, наиболее тяжелой, категории относятся возмущающие воздействия, обусловленные однофазными КЗ на землю на линии или шинах любого напряжения при отказе одного из выключателей и действии устройства резервирования отказов выключателей (УРОВ) на отключение неповрежденного элемента и отключениями синхронных генераторов одной системы (секции) шин или распредустройства одного из напряжений суммарной мощностью, составляющей половину мощности электростанции. Возмущающие воздействия угрожают нарушениями динамической в аварийном или статической в послеаварийном режиме устойчивости электроэнергетической системы. Автоматика ликвидации асинхронного режима В энергосистемах генераторы электростанций включены параллельно и в нормальном состоянии ЭДС, вырабатываемая на этих генераторах, имеет одинаковую частоту и фазу (все векторы ЭДС вращаются синхронно). Это необходимо для исключения перетоков мощности между генераторами. Кроме того, все генераторы являются синхронными машинами и работают в синхронном режиме (скольжение основного магнитного поля S равно нулю, ненулевые значения наблюдаются лишь при пуске и кратковременно в переходных режимах — набросе и сбросе нагрузки). Незначительные изменения мощности потребления и генерации (в масштабах энергосистемы) приводят к малой разнице в частотах ЭДС, вырабатываемых в частях энергосистемы и появлению небольших «качаний» напряжения (биений), называемых «синхронными качаниями». При этом генераторы не выпадают из синхронизма и качания в системе достаточно быстро затухают (благодаря демпфирующим свойствам «бельичих клеток» и массивных деталей роторов генераторов). При дефиците активной мощности в части энергосистемы или в одной из энергосистем по причине отключения части генераторных мощностей (отключение ЛЭП, по которой передаются значительные мощности извне; аварийный останов генератора или группы генераторов, вносящих весомый вклад в выработку электроэнергии в рассматриваемой системе), нагружаются оставшиеся в работе генераторы, частота вращения их понижается и при несвоевременно принятых мерах они переходят в асинхронный режим («выпадение из синхронизма»), при этом скольжение приобретает значительные величины (магнитное поле начинает вращаться относительно ротора машины). Начало асинхронного режима может быть спровоцировано глубоким понижением напряжения в системе (например, из-за не отключённого вовремя к.з.). Вектора ЭДС генераторов, вошедших в асинхронный режим, начинают вращаться относительно векторов ЭДС остальной энергосистемы (угол поворота роторов друг относительно друга более 180 град), сопровождаемые огромными перетоками мощности между генераторами, создавая т. н. «качание сети», при котором величина напряжения в системе изменяется от минимальных до максимальных значений (происходят биения от сложения ЭДС с разной фазой и частотой; особенное уменьшение напряжения наблюдается в т. н. «центрах качаний»), происходит увеличение потребления промышленной нагрузки (за счёт лавинообразного останова асинхронных двигателей — основной промышленной нагрузки — т. н. «опрокидывание асинхронных двигателей»), отключение оставшихся генераторов их релейной защитой и выход из строя всей энергосистемы и даже нескольких энергосистем с потерей энергопотребления огромных районов и нанесением колоссальных убытков. Для исключения возникновения асинхронного хода на генераторах, возникновения асинхронных качаний в сети и развала всей системы предназначена АЛАР, иногда именуемая АПАХ (название считается устаревшим). АЛАР относится к сложным и ответственным системам, обеспечивающим устойчивость энергосистемы в целом. Принципы действия АЛАР различаются по разновидностям пусковых устройств (ПУ): Скорости снижения сопротивления (АЛАР ФССС); Реагирует на характерное для асинхронного режима медленного понижения напряжения и роста тока (на снижение комплексного сопротивления сети с ограниченной скоростью с последующим изменением направления мощности). Повышения фазового угла электропередачи (АЛАР ФППУ); Фиксирует начало асинхронного хода по нарастанию фаз напряжения в контрольных точках сети. Циклов асинхронного режима — фиксирования циклов (АЛАР ФЦ); Фиксирует начало асинхронного хода по циклическим срабатываниям реле сопротивления (или реле максимального тока) и совместных с ним циклов срабатывания и возврата реле активной мощности. Фазного тока (АЛАР ФТ). Типовое устройство АЛАР состоит из нескольких ступеней срабатывания (до трёх), принципы срабатывания ПУ которых различны. Улавливая возникновение качаний в сети АЛАР отключает часть линий внутри энергосистемы, разделяя их на автономно работающие части, чем обеспечивает восстановление синхронного режима (ресинхронизация). В этом случае АЛАР является разновидностью делительной защиты. При этом АЛАР работает совместно с автоматической частотной разгрузкой (АЧР). После установления нормального режима в разделённых частях происходит включение линий между ними и целостность энергосистемы восстанавливается. Поскольку развитие асинхронного режима (и возникновение качаний) могут происходить лавинообразно, то АЛАР должна иметь достаточное быстродействие. Кроме того система АЛАР должна различать опасный асинхронный режим и неопасные синхронные качания. Автоматика нормальных режимов. Точная автоматическая синхронизация генераторов. Точная автоматическая синхронизация (ТАС) служит для выполнения без участия человека операций по включению синхронных машин на параллельную работу при завершении их пуска. При точной автоматической синхронизации выполняются три условия: 1) генератор возбуждается до ЭДС холостого хода (измерительный трансформатор TV1), практически равной по абсолютному значению напряжению на шинах электростанции (трансформатор TV2); 2) выключатель синхронного генератора включается при весьма малом скольжении s = 0,01÷0,02; 3) выключатель включается в момент совпадения по фазе его ЭДС и напряжения на шинах электростанции (угол сдвига фаз определяется с учетом блочного трансформатора). После небольших затухающих качаний его ротора, обусловленных указанным скольжением, генератор устанавливается в синхронный режим работы. Соблюдение условий достигается с помощью регулировки тока возбуждения машины и изменения вращающего момента вала. Контроль параметров производится по расположенным на пульте управления вольтметрам, частотометрам и синхроноскопу, которые подключают к трансформатору. Недостатки точной синхронизации: 1) сложность подгонки всех параметров; 2) большой временной интервал, поскольку при авариях в системе может занимать несколько десятков минут, а важно обеспечить быстрое включение; 3) высокая вероятность механических повреждений при большом угле напряжений; 4) возможность использования только на высокомощных электростанциях с турбинами. Автоматика нормальных режимов. Автоматическое регулирование возбуждения синхронных генераторов (АРВ). Назначение и принципы выполнения АРВ. Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ), процесс изменения по заданным условиям тока возбуждения электрических машин. Осуществляется на синхронных генераторах, мощных синхронных двигателях, синхронных компенсаторах, на генераторах и двигателях постоянного тока и на других специальных электрических машинах изменением напряжения на обмотке возбуждения. При этом изменяется сила тока возбуждения электрической машины и, как следствие, основной магнитный поток и эдс в обмотках якоря. АРВ синхронных генераторов осуществляется в основном с целью обеспечения заданного напряжения в электрической сети, а также для повышения устойчивости их параллельной работы на общую сеть. АРВ широко применяется в электроприводе постоянного тока для поддержания постоянства частоты вращения рабочего органа машины путём воздействия на ток возбуждения двигателя или питающего генератора. Основным назначением АРВ является повышение устойчивости параллельной работы генераторов при нарушениях нормального режима, сопровождающихся значительными снижениями напряжения (например, КЗ). При этом ток возбуждения кратковременно увеличивается до максимального допускаемого (потолочного) значения - форсировка возбуждения, что приводит к увеличению ЭДС генератора и повышению предела устойчивости параллельной работы. Применяется автоматическое регулирование возбуждения: пропорционального (П-) действия; пропорционально-дифференциального (ПД-) — «сильного» действия (СД); пропорционально-интегрально-дифференциального (ПИД-) действия. При пропорциональном регулировании управляющее воздействие определяется отклонением напряжения от заданного значения, током нагрузки генератора и коэффициентом мощности cosϕг. Для вырабатывания регулирующего воздействия при автоматическом регулировании возбуждения «сильного» действия используется производная действующего значения напряжения, а при ПИД-алгоритме автоматического регулирования формируются сигнал по интегральной функции отклонения амплитуды напряжения (среднего выпрямленного или действующего его значения) и первая и вторая производные угла электропередачи δ. При ПД- и ПИД-регулировании достигается максимальная пропускная способность электропередачи и соответственно повышается статическая устойчивость электроэнергетической системы. Повышение динамической устойчивости достигается быстрым увеличением тока возбуждения до его предельно допустимого значения — так называемой форсировкой возбуждения синхронного генератора. Для обеспечения результирующей устойчивости путем ресинхронизации генератора, а также и в других случаях необходимо его развозбуждение. Форсировка возбуждения и развозбуждения осуществляется устройствами релейного автоматического управления возбуждением. Автоматика нормальных режимов. Токовое компаундирование. Схема АРВ генератора с электромашинным возбудителем постоянного тока приведены на рис. 5, где G – генератор, LG – обмотка возбуждения генератора. Возбудителем является генератор постоянного тока GE, имеющий две обмотки возбуждения – обмотку самовозбуждения и обмотку независимого возбуждения. АРВ состоит из устройства токового компаундирования (УК) и электромагнитного корректора напряжения (ЭМК). 2.2.1. Токовое компаундирование Напряжение синхронного генератора  зависит от величины тока генератора  и может быть определено по формуле , (2.1)где  – синхронная э.д.с. генератора; хd – синхронное реактивное сопротивление генератора.Как видно из (2.1), ток генератора  является главным возмущающим воздействием, вызывающим изменение напряжения генератора. Рис. 5. Схема АРВ генератора с электромашинной системой возбуждения Регулирование возбуждения в зависимости от величины тока генератора называется токовым компаундированием генератора (компаундирование полным током). Схема токового компаундирования включает (см. рис. 5) трансформаторы тока ТА, задающий элемент в виде установочных резисторов R3, промежуточный (согласующий) трансформатор Т и выпрямитель VS. Ток в обмотке самовозбуждения возбудителя IВ регулируется с помощью шунтового реостата R1. В эту же обмотку подаётся ток от устройства компаундирования IК, который представляет собой выпрямленный и согласованный вторичный ток от трансформаторов тока ТА, пропорциональный току статора генератора. Таким образом, суммарный ток в обмотках самовозбуждения, равный  , будет зависеть не только от положения шунтового реостата R1, но и от тока генератора Iг. Увеличение тока генератора, согласно (2.1), приведёт к уменьшению напряжения на выводах генератора Uг. При этом УК будет увеличивать ток в обмотке возбуждения возбудителя, увеличивая тем самым э.д.с. генератора Eq, что обеспечит поддержание напряжения на выводах генератора. Уменьшение тока генератора Iг приведёт к уменьшению тока компаундирования IК, что вызовет уменьшение э.д.с. Eq и предотвратит повышение напряжения генератора.При к.з. ток генератора будет резко возрастать, возрастёт ток компаундирования IК, обеспечивая форсировку возбуждения. Достоинствами устройства компаундирования является простота, надёжность и высокое быстродействие (безинерционность). Устройство компаундирования потребует от трансформаторов тока значительную мощность (400-500 В∙А при нормальных режимах и примерно 1500 В∙А при форсировке), поэтому УК подключается к отдельному комплекту трансформаторов тока. Основным недостатком УК является то, что оно реагирует только на изменение тока генератора. Оно не реагирует на изменение напряжения и соsφ и не может поддерживать постоянным напряжение на выводах генератора с требуемой точностью. Автоматика нормальных режимов. Электромагнитный корректор напряжения. Устройство быстродействующей форсировки. Основным недостатком УК является то, что оно реагирует только на изменение тока генератора. Оно не реагирует на изменение напряжения и соsφ и не может поддерживать постоянным напряжение на выводах генератора с требуемой точностью. Поэтому УК, как правило, дополняется автоматическим регулятором напряжения, получившим название электромагнитного корректора напряжения. Другим недостатком УК является то, что оно не обеспечивает достаточной форсировки возбуждения при удалённых к.з., когда ток генератора изменяется незначительно. Этот недостаток устраняется применением устройства быстродействующей форсировки. Корректор напряжения (ЭМК) выполняется на магнитных усилителях, поэтому называется электромагнитным. ЭКМ реагирует на отклонение напряжения ΔU от заданного значения, являясь регулятором пропорционального типа. Корректор состоит из измерительного органа напряжения ИОН и силового органа СО, выполненного на трёхфазном магнитном усилителе. Ток от силового органа ЭМК IКН подаётся в дополнительную обмотку возбуждения возбудителя. Изменить установку ЭМК можно с помощью установочного автотрансформатораТ1. Задача корректора – обеспечивать поддержание напряжения на выводах генератора в нормальных режимах с требуемой точностью. Электромагнитный корректор напряжения не способен обеспечивать форсировку при к.з., т.к. в этом случае напряжение на выводах генератора снижается и мощность корректора падает. Устройство быстродействующей форсировки (УБФ)  Рис. 6. Схема релейной форсировки возбуждения Пусковым органом УБФ является реле минимального напряжения КV типа РН-54, включённое к трансформатору напряжения ТV1 генератора. При снижении напряжения генератора реле КV срабатывает, замыкает свой контакт в цепи контактора КМ, который, срабатывая, своими контактами полностью шунтирует реостат R1 в цепи обмотки возбуждения возбудителя. При этом ток возбуждения возбудителя увеличивается до максимально возможного (потолочного) значения, т.е. происходит форсировка возбуждения. Уставка реле минимального напряжения обычно выбирается равной 0,8-0,85 номинального напряжения генератора. В схеме УБФ оперативный ток подаётся на контакты реле минимального напряжения через вспомогательный контакт SQ выключателя генератора, замкнутый при включенном выключателе. При отключении выключателя этот контакт размыкается и выводит УБФ из действия, т.к. срабатывание УБФ генератора на холостом ходу может привести к значительному повышению напряжения, опасному для изоляции обмоток. Последовательно с контактом реле КV включается вспомогательный контакт автомата SF, установленного в цепи трансформатора напряжения. При отключении автомата и исчезновении напряжения на реле КV вспомогательный контакт автомата SF размыкается и выводит УБФ из действия. Для генератора до 100МВт промышленностью выпускался автоматический регулятор возбуждения с компаундированием полным током типа ЭПА-305. Он состоял из трёх устройств: УК, ЭМК и УБФ. Недостатком данного регулятора является то, что корректор должен обладать достаточно большой мощностью. Автоматика нормальных режимов. Автоматическое регулирование возбуждения синхронных генераторов с диодно-электромашинной системой возбуждения. Автоматическое регулирование и форсировка возбуждения турбогенераторов, оснащенных высокочастотными возбудителями, осуществляется с помощью типовых панелей автоматики. Панель автоматики типа ЭПА-325 В включает в себя: автоматический регулятор возбуждения АРВ; устройство быстродействующей форсировки УБФ; блок ограничения форсировки БОФ; измерительный орган напряжения ИОН, общий для АРВ и УБФ; защиту от перегрузки обмотки ротора и выпрямительной установки системы возбуждения (на схеме не показана). Изменение э.д.с. генератора производится в зависимости от отклонения напряжения на выводах генератора ΔU от заданного значения, которое выявляется с помощью измерительного органа напряжения ИОН. Измерительный орган напряжения ИОН управляет работой магнитных усилителей А1 и А2 устройств АРВ и УБФ, причем управляющие воздействия в А1 и А2 будут противоположными по знаку. Питание силовых цепей магнитных усилителей А1 и А2 производится от высокочастотного подвозбудителя GEA, в качестве которого используется генератор 400 Гц индукторного типа с постоянными магнитами на роторе. Разработаны схемы и без подвозбудителя. При эксплуатационных понижениях напряжения генератора ток выхода устройства АРВ Iрег,п будет уменьшаться, а ток выхода устройства УБФ Iрег,с будет увеличиваться, что обеспечит увеличение тока ротора генератора и восстановление напряжения. При к.з., сопровождающихся более глубоким снижением напряжения, ток выхода АРВ снижается до минимального значения, а ток выхода УБФ, наоборот, достигает максимального значения, что обеспечивает форсировку возбуждения. При повышении напряжения ток выхода АРВ резко возрастает, увеличивая развозбуждающее действие, а ток УБФ несколько уменьшается или остается неизменным, что приводит к восстановлению напряжения генератора. Блок ограничения форсировки БОФ служит для ограничения тока ротора при форсировке до потолочного значения, равного двукратному. БОФ подключается к одной из обмоток переменного тока высокочастотного возбудителя GE и управляет магнитными усилителями А1 и А2 устройств УБФ и АРВ.  Автоматика нормальных режимов. АРВ генераторов с бесщеточной системой возбуждения Бесщеточная система возбуждения разработана для мощных генераторов (1000 и 1200 МВт), а также для генераторов ТГВ мощностью 200, 300 и 500 МВт. В бесщеточной системе в качестве возбудителя GE использован обращенный синхронный генератор переменного тока, сочлененный с валом главного генератора G. Обмотка возбуждения LGE возбудителя размещена на статоре, а на роторе - трехфазная обмотка переменного тока, состоящая из двух параллельных ветвей на фазу. Токи от трехфазных обмоток, соединенных в две звезды, выпрямляются с помощью трехфазных мостовых схем VS1 и VS2, соединенных параллельно на стороне выпрямленного тока. Трехфазные обмотки возбудителя и диодные выпрямители вращаются вместе с ротором и обмоткой возбуждения генератора, следовательно, трехфазные обмотки возбудителя, выпрямители и обмотка ротора генератора LG могут быть жестко соединены между собой. Из этого контура исключены контактные кольца и щетки, поэтому система получила название "бесщеточной". Отсутствие контактных колец и щеток позволило увеличить ток возбуждения генератора и значительно повысить надежность всей системы возбуждения. В выпрямителях VS1 и VS2 используются силовые роторные диоды типа ВКС-500 (прямой ток 500 А, обратное напряжение 2000 В), обладающие механической прочностью и стойкостью к вибрациям и ускорениям. Количество диодов для обеспечения надежности берется с избытком. Диоды защищены предохранителями. Обмотка возбуждения возбудителя LGE питается от двух групп управляемых тиристорных преобразователей TS, образующих рабочую и форсировочную группы. Тиристорные преобразователи питаются от трансформатора Т1, который подключается к выводам генератора или к специальному подвозбудителю. Для автоматического регулирования возбуждение турбогенераторов с диодной бесщеточной системой возбуждения применяются транзисторные АРВ пропорционального действия, регулирующие по отклонению напряжение от заданного значения. Для бесщеточных систем с повышенным быстродействием разработаны унифицированные регуляторы сильного действия такие же, как у генераторов с тиристорной системой возбуждения.  Автоматика нормальных режимов. АРВ генераторов с тиристорными системами возбуждения. На турбо- и гидрогенераторах мощностью 200 МВт и более получила распространение тиристорная система возбуждения. Тиристорные возбудители выполняются по схемам независимого возбуждения или самовозбуждения. Источником питания тиристорного управляемого выпрямителя служит вспомогательный синхронный генератор GE, расположенный на одном валу с главным генератором G. Вспомогательный генератор GE имеет тиристорный возбудитель GEA, выполненный по схеме самовозбуждения (он питается от трансформатора Т1, подключенного к выводам вспомогательного генератора GE). Тиристорный возбудитель состоит из двух групп выпрямителей: рабочей TS1 и форсировочной TS2. Рабочая группа обеспечивает изменение возбуждения генератора в нормальных режимах от холостого хода до номинального. Она подключается к отпайкам обмоток вспомогательного генератора GE. Форсировочная группа TS2 предназначена для форсировки возбуждения и подключается на полное напряжение вспомогательного генератора. Тиристорный возбудитель выполняется на кремниевых тиристорных управляемых выпрямителях. Тиристор, кроме основных электродов (катода и анода), имеет дополнительный электрод, управляющий началом работы тиристора в проводящем режиме. В момент подачи тока через управляющий электрод тиристор открывается и пропускает ток в течение остальной части положительного полупериода переменного напряжения, приложенного между анодом и катодом. Поэтому можно плавно и в широких пределах изменять среднее значение выпрямленного тока, поступающего в обмотку возбуждения генератора LG, путем изменения момента начала работы тиристоров в проводящем режиме (изменяется угол α включения тиристоров). Управление тиристорными преобразователями производится с помощью систем управления тиристорами рабочей группы СУр и форсировочной группы СУф. Системы управления тиристорами питаются от специальных трансформаторов Т2 и ТЗ. Схема тиристорной системы самовозбуждения Тиристорная система самовозбуждения отличается от ранее рассмотренной системы тем, что управляемый тиристорный выпрямитель подключается через специальный выпрямительный трансформатор Т1 к выводам возбуждаемого генератора. Вторичная обмотка этого трансформатора имеет отпайку для подключения рабочей группы тиристоров TS1. Форсировочная группа TS2 питается от полного напряжения вторичной обмотки T1. Возбуждение генератора при пуске, когда на трансформаторе Т1 нет напряжения, производится от специального агрегата начального возбуждения (на схеме не показан), который питается от системы собственных нужд блока. У  правление возбуждением генераторов с тиристорными системами возбуждения производится с помощью АРВ сильного действия, которые воздействуют на системы управления тиристорами СУр и СУф, а также вручную - изменением уставки АРВ. Автоматика нормальных режимов. АРВ сильного действия Автоматические регуляторы возбуждения сильного действия (АРВ-СД) применяются для повышения устойчивости параллельной работы турбо- и гидрогенераторов электростанций, связанных с системой протяженными и сильно загруженными линиями электропередачи. Повышение устойчивости параллельной работы обеспечивается тем, что АРВ-СД оказывают на системы возбуждения генераторов более интенсивное воздействие, чем АРВ пропорционального действия (отсюда термин "сильное действие"). Отличительные особенности АРВ-СД: реагируют на несколько параметров режима синхронной машины и на их производные по времени; имеют большие коэффициенты усиления и высокое быстродействие; применяются на турбо- и гидрогенераторах с быстродействующими системами возбуждения (тиристорными) и бесщеточными. В связи со сложностью и недостаточной надежностью устройств телепередачи, в регуляторе используются параметры, не требующие передачи информации: изменение частоты, которое пропорционально первой производной от угла 𝛿 по времени (скорости изменения угла 𝛿) Δꞌƒ→  · ;первая производная от частоты по времени, которая пропорциональна ускорению изменения угла 𝛿 ƒꞌ=  ≈ ;При передаче всей мощности станции в одном направлении могут быть использованы более простые параметры регулирования - первая и вторая производные изменения тока статора генератора Iꞌг и Iꞌꞌг, которые при электромеханических процессах соответственно пропорциональны изменению угла 𝛿. Следовательно, в АРВ-СД разных типов могут использоваться для регулирования возбуждения генераторов следующие параметры: величина отклонения напряжения ΔU и скорость отклонения напряжения Uꞌ на шинах генератора; величина отклонения частоты Δf и скорость отклонения частоты ƒꞌ скорость изменения тока ротора генератора Iрот; скорость Iꞌг и ускорение Iꞌꞌг изменения тока статора генератора или тока в линии электропередачи. Соответственно АРВ-СД имеют каналы регулирования по указанным параметрам. Первоначально регулятор сильного действия выполнялся на диодных элементах, дифференцирующих звеньях, магнитных усилителях и магнитоэлекгрических реле и назывался электромагнитным. (Тип АРВ- СД). Затем стал выпускаться полупроводниковый регулятор сильного действия АРВ-СДП, выполняемый на интегральных логических элементах и интегральных операционных усилителях. В последнее время разработаны и применяются цифровые регуляторы сильного действия.  Автоматика нормальных режимов. Автоматическое регулирование напряжения в электрических сетях. Основными задачами автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности в электрических сетях являются: обеспечение минимума потерь при передаче электроэнергии; обеспечение требуемого уровня напряжения у потребителей. Изменить напряжение у потребителей можно следующими способами: изменением напряжения на шинах электрической Uст станции автоматическим регулированием возбуждения синхронных генераторов G; изменением коэффициента трансформации К трансформатора Т2 на приемной подстанции; изменением реактивной мощности Q, передаваемой по линии, что можно осуществить за счет регулирования возбуждения синхронных компенсаторов GCи синхронных двигателей, а также включением и отключением батарей конденсаторов, установленных на подстанции; изменением реактивной мощности от статических управляемых источников реактивной мощности GVA. Все рассмотренные регулируемые объекты оснащаются автоматическими регуляторами напряжения и реактивной мощности. На синхронных генераторах и компенсаторах устанавливаются автоматические регуляторы возбуждения, с помощью которых можно регулировать напряжение на шинах и перераспределять реактивную мощность. Современные мощные понижающие трансформаторы и автотрансформаторы оборудуются устройствами переключения ответвлений их обмоток под нагрузкой (РПН). Устройства РПН управляются автоматическими регуляторами коэффициента трансформации трансформаторов. (Анцапфа) Требования к автоматике системообразующей сети 330-750 кВ. В системообразующей сети 330-750 кВ для обеспечения надёжности режимов работы и в целях повышения пропускной способности электрических сетей ЕЭС России ЛЭП, а также оборудование электростанций и подстанций, должны оснащаться устройствами ПА. Для выполнения функций АПНУ (автоматическое предотвращение нарушения устойчивости энергосистемы) на каждой ЛЭП: в обязательном порядке должны устанавливаться следующие устройства ПА: - ФОЛ (фиксация отключения линии) (с каждой стороны ВЛ); - УПАСК; (устройство передачи аварийных сигналов и команд) по необходимости: - КПР; (контроль предшествующего режима) - АРПМ. (автоматика разгрузки при перегрузке передачи по активной мощности) Для выполнения автоматической ликвидации асинхронного полнофазного режима на каждой ЛЭП (со всех сторон) обязательно должно устанавливаться устройство АЛАР, включающее в себя функции основного и резервного действия. Дополнительно к указанным устройствам АЛАР, по необходимости и при наличии обоснований, могут устанавливаться резервные устройства АЛАР, выполненные на других принципах и резервирующие устройство АЛАР не только данной ЛЭП, но и ЛЭП всего транзита. Основное действие устройства АЛАР должно выполняться на первом цикле АР, иметь контроль изменения знака активной мощности, контроль электрического центра качаний, а также может иметь фиксацию знака скольжения. Зона основного действия не должна выходить за пределы защищаемой ЛЭП. Резервное действие устройства АЛАР должно выполняться на принципе отсчета определенного числа циклов АР. (асинхронный режим) В дополнение к устройствам АЛАР, указанным в п.3.2.1.2, при наличии режимных обоснований на отдельных энергообъектах возможна установка АЛАР неполнофазного режима. Для выполнения функций автоматического ограничения повышения напряжения на ЛЭП (с каждой стороны) должны устанавливаться устройства АОПН, обеспечивающие защиту оборудования, установленного на ЛЭП, от повышенных уровней напряжения. Кроме того, в дополнение к АОПН, должны устанавливаться устройства, действующие на отключение смежных присоединений при срабатывании АОПН ЛЭП и отказе выключателя ЛЭП (УРОВ АОПН). Для выполнения функций АОПО (автоматическое ограничение перегрузки оборудования) на ЛЭП может устанавливаться устройство защиты от токовой перегрузки ЛЭП, обеспечивающее автоматическую разгрузку ЛЭП при значительных перегрузках по току путем разгрузки (отключения) генераторов и/или отключения нагрузки потребителей. Устройства АРПМ должны устанавливаться на отдельных ЛЭП (совокупности ЛЭП), на которые возможен наброс мощности по любым причинам. Устройство АРПМ нескольких ЛЭП (сечения) должно обеспечивать селективную работу с учетом потокораспределения активной мощности по отдельным ЛЭП. Требования к автоматике системообразующей сети 110-220 кВ. В сетях 110-220 кВ размещаются исполнительные устройства ПА, реализующие один из основных видов управляющих воздействий - отключение нагрузки потребителей. При этом ЛЭП 110-220 кВ используются как для организации каналов УПАСК для выдачи команд на отключение нагрузки, так и как элементы, которые отключаются от устройств ПА для снятия нагрузки. Как правило, ЛЭП 110-220 кВ шунтированы связями более высокого напряжения, при отключении которых на ЛЭП 110-220 кВ может возникнуть асинхронный режим, требующий его ликвидации. Кроме того, в некоторых случаях ЛЭП 110-220 кВ должны быть охвачены комплексами АПНУ и комплексами централизованной разгрузки оборудования для предотвращения каскадного развития аварийной ситуации в энергосистеме. При необходимости выполнения функций АПНУ или централизованной разгрузки оборудования для предотвращения каскадного развития аварийной ситуации на ЛЭП должны устанавливаться следующие устройства ПА: - ФОЛ; (фиксация отключения линии) - УПАСК; (устройство передачи аварийных сигналов и команд) - КПР; (контроль предшествующего режима) - АРПМ. (автоматика разгрузки при перегрузке передачи по активной мощности) Если ЛЭП 110-220 кВ входят в сечение, где возможен асинхронный режим, то для выполнения функций АЛАР на ЛЭП 220 кВ обязательно должны устанавливаться устройства АЛАР, имеющие функции основного и резервного действия. Основное действие устройства АЛАР должно осуществляться на первом цикле АР, иметь контроль изменения знака активной мощности, контроль электрического центра качаний. Резервное действие устройства АЛАР должно выполняться на принципе отсчета определенного числа циклов АР. Пусковые органы могут выполняться на различных принципах, которые определяются на основе расчетов электрических режимов. На ЛЭП 110 кВ должны устанавливаться либо устройства АЛАР, аналогичные устройствам для ЛЭП 220 кВ, либо простые делительные устройства, действующие без выдержки времени после отключения шунтирующей ее ЛЭП 220-750 кВ. При необходимости (определяется расчетами электрических режимов) для выполнения функций АОПН на ЛЭП 220 кВ должны устанавливаться устройства АОПН, обеспечивающие защиту оборудования, установленного на ЛЭП 220 кВ и прилегающих шинах, от повышенных уровней напряжения. Кроме того, должно устанавливаться устройство, действующее при срабатывании АОПН ЛЭП и отказе выключателя ЛЭП на отключение смежных присоединений (УРОВ АОПН). Для выполнения функций АОПО (автоматическое ограничение перегрузки оборудования) на ЛЭП 110-220 кВ может устанавливаться устройство от перегрузки ЛЭП, обеспечивающее автоматическую разгрузку ЛЭП при значительных перегрузках по току или отключение перегружаемой ЛЭП. Устройства АРПМ должны устанавливаться на отдельных ВЛ (совокупности ВЛ), на которые возможен наброс мощности по любым причинам. Устройство АРПМ нескольких ВЛ (сечения) должно обеспечивать селективную работу с учетом потокораспределения активной мощности по отдельным ВЛ. Для выполнения функций АОСЧ (автоматика ограничения снижения частоты) на подстанциях должны устанавливаться устройства АЧР. Устройства АЧР должны действовать на отключение ЛЭП 6-10-35-110 кВ, а в отдельных случаях и 220 кВ, питающих потребителей электроэнергии. Для обеспечения быстрого восстановления питания потребителей после восстановления частоты должны устанавливаться устройства ЧАПВ, включающие потребителей, отключенных от АЧР. (автоматика частотной разгрузки). Функциональная схема алгоритма АПВ.        Функциональная схема алгоритма АВР.      . Функциональная схема алгоритма АЧР.        |