Управление в энергосистемах

С позиций управления энергетические системы относятся к большим системам, для которых характерен ряд свойств, важнейшие из которых – управляемость и адаптация на основе обработки информации. Классическая схема управления в больших системах, искусственно созданных человеком, или естественным, функционирующим в природе, показана на рисунке 9.1. Такое управление с обратной связью позволяет обеспечивать адаптацию природных систем к изменению внешней среды, а также организованность и работоспособность больших искусственных технико-экономических систем.

Рисунок 9.1 Схема управления

Отметим некоторые особенности энергетической системы, учёт которых необходим при организации управления режимом работы:

1) высокие требования к обеспечению надёжности энергоснабжения потребителей тепловой и электрической энергией;

2) одновременность производства и потребления электроэнергии, что требует непрерывного поддержания баланса мощности в системе;

3) быстрота протекающих в электрической части аварийных переходных процессов с выделением больших объёмов энергии в местах повреждений;

4) необходимость обеспечения стандартов на качество отпускаемой потребителям электроэнергии;

5) необходимость обеспечения экономичности производства, передачи и распределения электроэнергии, что определяется большими затратами на топливо.

Учёт этих особенностей и требований можно организовать, обладая необходимой и разнообразной информацией о параметрах системы и параметрах режима работы её.

Параметры системы определяют структуру системы, т.е. состав включенных в работу блоков электростанций, линий электропередач, число включенных трансформаторов, а также сопротивления всех работающих элементов системы.

Режим системы характеризует технологические процессы производства, преобразования, передачи и распределения энергии и определяется значениями токов, напряжений, потоков мощности и других физических величин, называемых параметрами режима.

Источником информации об электрических параметрах, и в первую очередь о значениях токов и напряжений, являются измерительные трансформаторы тока и напряжения. Назначение измерительных трансформаторов состоит в том, чтобы изолировать низковольтные цепи приборов от высокого напряжения и обеспечить безопасность обслуживания. Измерительные трансформаторы позволяют использовать стандартные измерительные приборы на унифицированные номинальные токи 5 А (реже 1 А) и номинальные напряжения 100 В для измерения больших напряжений, токов и мощностей.

Первичную обмотку 1 трансформатора тока (рисунок 9.2) включают последовательно в цепь измеряемого тока. Ко вторичной обмотке 3 последовательно подключаются токовые цепи измерительных приборов. К отдельной обмотке подключаются токовые цепи устройств релейной защиты и автоматики.

Рисунок 9.2. Схема трансформатора тока

Первичная обмотка 1 трансформатора напряжения (рисунок 9.3) включается параллельно в цепь измеряемого напряжения. Цепи приборов подключаются к вторичной обмотке трансформатора параллельно. Номинальные коэффициенты трансформации определяются как отношения номинальных первичных токов и напряжений к номинальным вторичным.

На основе непрерывно замеряемых значений токов и напряжений формируются значения и остальных параметров режима – частоты, потоков мощности и энергии, которые используются для контроля нормального режима, а также для целей автоматики и защиты от повреждений.

Наиболее опасным видом аварии являются короткие замыкания, возникающие при повреждении изоляции, между обмотками разных фаз или между фазой и землёй. Причиной коротких замыканий могут быть обрывы проводов ЛЭП, схлёстывание проводов и многие другие. Короткие замыкания сопровождаются значительным увеличением токов в повреждённых цепях, что приводит к возникновению огромных механических усилий и значительному выделению тепла в токоведущих частях, и, как следствие, к разрушению электрических установок.

Рисунок 9.3 Схема трансформатора напряжения

Для предотвращения необратимых разрушений используется специальная релейная защита, действующая на отключение повреждённых участков электрической цепи. Принцип работы простейшей максимальной токовой защиты поясняет рисунок 9.4.

Источником информации о коротком замыкании является трансформатор тока. В нормальном режиме ток нагрузки, протекая по обмотке реле тока, создаёт небольшое механическое усилие, которого недостаточно для замыкания контакта реле.

Рисунок 9.4 Принципиальная схема релейной защиты:

1–питающая система; 2–выключатель; 3– трансформатор тока;

4– токовое реле; 5–соленоид отключения.

При коротком замыкании ток в первичной цепи возрастает в несколько раз, что приводит к пропорциональному росту тока во вторичной обмотке ТТ и срабатыванию реле. Через замкнувшиеся контакты реле подаётся напряжение на катушку отключения выключателя, работа которого приводит к разрыву дуги и отделению повреждённого участка от питающих шин.

Кроме релейной защиты для повышения надёжности электроснабжения и обеспечения качества электроэнергии в энергосистемах широко используется специальная автоматика.

Автоматические регуляторы используются для обеспечения нормального режима путём непрерывного поддержания баланса мощности и частоты, а также уровня напряжения в системе.

Первая задача решается с помощью автоматических регуляторов скорости (АРС), путём изменения впуска энергоносителя в турбину в зависимости от изменения скорости вращения турбогенератора.

Вторая задача решается автоматическим регулятором возбуждения (АРВ), который изменяет ток в обмотке возбуждения синхронного генератора в зависимости от замеренного уровня напряжения на его шинах. Так при снижении напряжения на зажимах генератора регулятор действует на увеличение тока возбуждения.

Для обеспечения надёжной работы электрической системы при повреждениях в электроустановках и электрической сети широко применяются следующие средства противоаварийной автоматики.

Автоматическое повторное включение (АПВ). Значительное число коротких замыканий в воздушных линиях имеет неустойчивый характер и устраняется при снятии напряжения во время отключения повреждённой линии. Автоматическое повторное включение через 1-2 с после отключения в большинстве случаев приводит к восстановлению работы линии.

Автоматический ввод резерва (АРВ). Эта автоматика используется для подключения резервного питания в случае аварийного отключения основного рабочего питания.

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР). При уменьшении в результате аварии генерирующей мощности на электростанциях нарушается баланс мощностей, что приводит к снижению частоты в системе и снижению качества электроэнергии. Автоматическое отключение части неответственных потребителей позволяет восстановить баланс мощности и сохранить достаточный уровень частоты в системе.

Наряду с автоматическими устройствами в каждой энергосистеме организовано круглосуточное оперативно-диспетчерское управление согласованной работой электростанций, электрических и тепловых сетей.

Задачами оперативно-диспетчерского управления являются:

· планирование и ведение режимов работы электростанций, сетей и энергосистем, обеспечивающих энергоснабжение потребителей в соответствии с условиями и положениями заключенных договоров;

· планирование и подготовка ремонтных работ;

· обеспечение надёжности функционирования энергосистемы;

· выполнение требований к качеству электрической и тепловой энергии;

· обеспечение экономичности работы энергосистем.

Для выполнения функций оперативно-диспетчерского управления во всех энергосистемах созданы центральные диспетчерские службы (ЦДС).

Первая диспетчерская служба (ДС) была создана в 1923 г. в Московской энергосистеме, затем в Ленинграде (1926 г.), в Донбасской энергосистеме (1930 г.). Первые ДС на Урале были созданы в Свердловском, Челябинском и Пермском районах. В 1932 г. создаётся Централизованное диспетчерское управление энергосистемой Урала при сохранении в работе ДС в районах. Таким образом, на Урале впервые в СССР диспетчерское управление энергосистемой стало двухуровневым.

Работы по автоматизации системы диспетчерского управления получили развитие в 70-е годы, когда были приняты решения о создании отраслевой автоматизированной системы управления – ОАСУ «Энергия».

Упрощённая схема автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) показана на рисунок 9.5. Здесь на участке сбора информации указаны устройства телемеханики (УТМ), без которых невозможна передача информации от объектов энергосистемы в диспетчерские службы.

Рисунок 9.5 Схема АСДУ

Первые опыты использования телемеханики в системах Уралэнерго относятся к 1943–1945 гг. В 1944 г. в Челябэнерго работало несколько устройств телеизмерения на аппаратуре местного изготовления. К 1 января 1957 года в энергосистемах Урала имелось 19 телеуправляемых подстанций.

Сегодня объёмы телеметрии, поступающие на диспетчерские пункты энергосистем, составляют 3000–10000 телеизмерений и 8000–20000 телесигнализаций.

Для обработки информации используются современные ЭВМ. Результаты обработки телеметрии в наглядной форме отображаются с помощью различных технических средств. Результаты анализа режимов работы, полученные с помощью ЭВМ, используются сегодня как советы диспетчеру для принятия обоснованных решений по управлению работой объектов энергосистемы.

Для расчёта режимов используются математические модели, которые формируются на основе методов анализа электрических цепей. В основе этих методов лежат известный закон Ома и правила Кирхгофа, которыми будущий инженер должен уметь пользоваться уже сегодня на пороге освоения теоретических основ электротехники и специальных дисциплин. Разработка и эксплуатация средств автоматизации требует умения описывать алгоритмы и программировать их для реализации на микропроцессорах и вычислительных машинах.. Сегодня для разработки систем автоматизации, описания и отладки алгоритмов созданы различные программные системы и программно-технические комплексы.. Ниже будут рассмотрены основы методики использования системы графического программирования LabVIEW в учебном процессе и в самостоятельной исследовательской работе.