Автоматические синхронизаторы

Содержание

1 Автоматические синхронизаторы……………………………………..3
2 Автоматическое регулирование напряжения и
реактивной синхронных генераторов……………………………………13
3 Назначение и осуществление автоматического
управления электростанциями………………………………………...…22
4 Автоматические устройства группового управления…………...……26
5 Микропроцессорная автоматическая система
управления гидроэлектростанциями………………………...…………..34

1 Способы синхронизации

Синхронизацией генераторов называется процесс их включения на
параллельную работу с другими синхронными машинами. Включение на
параллельную работу может осуществляться способом точной синхронизации
и самосинхронизацией. При точной синхронизации генератор включается в
сеть уже возбуждённым, а при самосинхронизации сначала включается
выключатель, а затем сразу на обмотку возбуждения подаётся ток, и за счёт
возникающего синхронного момента генератор втягивается в синхронизм.
При точной синхронизации различают:
1) ручную синхронизацию (все действия производятся персоналом);
2) полуавтоматическую синхронизацию (действия персонала сведены к
минимуму и ограничиваются только выполнением части операций (например,
регулирование скорости вращения синхронизируемого генератора), в то
время как другие операции производятся автоматически;
3) автоматическую синхронизацию (все операции производятся без
вмешательства персонала специальными автоматическими устройствами).
При оснащении блоков электростанций генераторными выключателями
синхронизация блока производится следующим образом: сначала включается
выключатель стороны высшего напряжения (ВН) блока, а затем генераторный
выключатель. На генераторный выключатель возлагаются также функции
синхронизации генератора с распределительным устройством ВН.
Следовательно, включение блока со стороны ВН осуществляется при
отключенном генераторе. При отсутствии в блоке генераторного
выключателя синхронизация возлагается на выключатель ВН.
Поскольку при точной синхронизации генератор включается в сеть уже
возбуждённым, то на его выводах имеется напряжение. Следовательно,
процесс точной синхронизации подразумевает процесс уравнивания частоты
вращения и напряжения включаемого генератора с частотой вращения и
напряжением работающих генераторов, а также выбор соответствующего
момента времени для подачи импульса на включение выключателя, когда
направления векторов синхронизируемых напряжений совпадают.
При точной синхронизации необходимо соблюсти ряд условий:
1) необходимо выровнять значения напряжений генератора и системы;
2) необходимо выровнять частоты генератора и системы;
3) необходимо подать команду на включение выключателя генератора
таким образом, чтобы в момент замыкания его контактов угол между
векторами напряжений генератора и сети был равен нулю (δ=0).
В реальной жизни при эксплуатации невозможно идеальное
соблюдение всех этих условий. Наиболее опасным при синхронизации
является невыполнение условия δ=0, так как возникает толчок,
обусловленный моментом, вследствие появления активной составляющей в
уравнительном токе. Этот момент создаёт ударные воздействия на обмотки и
на вал ротора генератора, что может привести к механическим повреждениям.
Большое отклонение частоты тоже является опасным, поскольку может
привести к возникновению качаний, и даже асинхронного режима. Поэтому
предварительно необходимо определить, а затем на практике обеспечить
допустимые отклонения от условий синхронизации. Процесс синхронизации
относится к нормальным рабочим процессам, поэтому быстрота включения
не имеет первостепенного значения, что позволяет в некоторой степени
ограничить воздействия на генератор. И лишь в редких ненормальных
режимах, сопровождающихся снижением частоты и напряжения или
разделением электроэнергетической системы на не синхронно работающие
части, быстрота включения оказывается очень важной, вследствие чего
допускаются повышенные воздействия на включаемый генератор.
Условие δ=0 при синхронизации соответствует совпадению
направлений векторов напряжений генератора и системы. Но в процессе
раскрутки генератора векторы этих напряжений совпадать по направлению,
как правило, не могут (совпасть они могут только случайно). Если при этом
будет идеально соблюдаться условие равенства частот, то имеющийся угол δ
меняться не будет и никогда не достигнет нулевого значения. Для того чтобы
направления этих векторов когда-то совпали, генератору необходимо иметь
некоторое скольжение, то есть скорость вращения его ротора должна быть
отличной от номинальной. Скольжение является первой производной по
времени от угла δ. Именно только при отклонении скорости вращения ротора
векторы напряжений могут периодически сходиться и расходиться. То есть
для выполнения условия № 3 требуется некоторое отклонение от условия №
2. Чем больше будет отклонение или скольжение, тем быстрее векторы
напряжений будут сходиться и расходиться. Очевидно, что отклонение
должно быть небольшим, поэтому в процессе синхронизации генераторы
раскручивают не до номинальной скорости, а близкой к ней.
Устройства синхронизации можно разделить на два класса:
1. синхронизаторы с постоянным углом опережения
2. синхронизаторы с постоянным временем опережения.
Смысл опережения заключается в следующем. Условие δ=0 при
синхронизации должно выполняться в момент замыкания контактов
выключателя.
Поскольку выключатель имеет не нулевое время включения t в.в,
команда на включение должна подаваться заранее, то есть с опережением.
Отсюда и вытекают такие понятия как время и угол опережения.
для обеспечения замыкания его контактов в момент совпадения по фазе
векторов синхронизируемых напряжений необходимо подавать сигнал на
включение выключателя с определенным опережением по времени . Если tоп
=t в.в , то включение генератора произойдет в момент оптимума и не будет
сопровождаться толчком уравнительного тока. оп tоп t в.в
Времени опережения tоп соответствует уменьшающийся угол
опережения – угол между векторами напряжений генератора и энергосистемы
в момент замыкания цепи на включение выключателя; δ оп

δоп =ωs∙ tоп

Принцип действия автоматического синхронизатора с δоп = const
Получение заданного постоянного угла опережения реализуется с
помощью минимального реле напряжения KV2, напряжение срабатывания
которого равно заданному значению напряжения скольжения U S :

U
UKV

расчопт
2arcsin22

.

Рисунок 1.1−Принцип действия автоматического синхронизатора: а –
схема электрическая; б – схема оперативных цепей; в – график изменения напряжения скольжения
Очевидно, что время опережения должно равняться времени
включения выключателя, а угол опережения – это тот угловой путь, который
проходит вектор напряжения генератора за время включения до схождения с
вектором напряжения энергосистемы.
Так как время включения выключателя меняться не может, то в
зависимости от частоты генератора угол опережения должен быть разным.
Контроль производится по скорости изменения напряжения
скольжения и осуществляется взаимодействием минимальных реле
напряжения KV1, KV2 и реле времени KT, питаемого через контакт KV1.1.
В случае большого скольжения реле KV2 разомкнет свой контакт
раньше, чем реле времени замкнет свой KT.2. Поэтому по истечении
выдержки времени реле KT срабатывания реле KL2 не произойдет, так как
контакт KL1.1 в его цепи разомкнут, и выключатель не включится.
Когда скольжение станет меньше скольжения «точного включения»,
реле времени срабатывает раньше, чем реле KV2. При этом срабатывает реле
KL2, самоудерживается и подготавливает цепь на включение выключателя. В
точке в момент срабатывания ре-ле KV2 возвращается в исходное состояние
реле KL1 и замыкается цепь на включение выключателя.
Очевидно, если ω s =ω расч , то время t аб =t КТ и замыкание контакта KT.2
реле времени KT происходит в самый последний момент нахождения реле
KV2 и KL1 в подтянутом состоянии, что также вызывает срабатывание реле
KL2.
Таким образом, подача импульса на включение выключателя с
постоянным углом опережения обеспечивается только тогда, когда
скольжение

ω s ≤ ω расч

При большом скольжении векторы напряжений сходятся и расходятся
быстро, соответственно вектор напряжения генератора пройдёт больший
угловой путь по сравнению со случаем, когда скольжение будет меньше.
Следовательно, чем больше скольжение, тем больше должен быть угол
опережения. Это должны учитывать автоматические синхронизаторы,
применяемые на электростанциях. А это, в свою очередь, означает, что
синхронизаторы с постоянным углом опережения не способны учитывать
разное скольжение и успешность синхронизации может быть обеспечена
только при строго заданной заранее скорости генератора. В реальных
условиях обеспечить заданную скорость очень затруднительно и это приведёт
к затягиванию процесса. Поэтому синхронизаторы с постоянным углом
опережения на электростанциях не применяются; их область применения
ограничивается автоматикой повторного включения с улавливанием
синхронизма (АПВУС) для линий с двухсторонним питанием.
Так как время опережения зависит от скольжения, то опережение по
углу неравнозначно опережению по времени. Синхронизатор с постоянным
углом опережения в этих условиях будет производить включение не в момент
оптимума, а с ошибкой по углу. Наличие угла ошибки, а следовательно и
толчка уравнительного тока при скольжениях, отличных от скольжения
«точного включения», является главным недостатком рассмотренного
принципа.
В связи с этим для получения постоянного времени опережения, не
зависящего от скольжения, необходимо, чтобы угол опережения из-менялся
пропорционально угловой скорости скольжения
На практике также очень затруднительно оказывается обеспечить
равномерность скорости вращения генератора. для получения постоянного
времени опережения следует ввести контроль производной угла δ . Этот
принцип реализуется в синхронизаторах с постоянным временем опережения,
момент срабатывания которых определяется непосредственно заданным
временем опережения.
Поэтому на электростанциях следует применять такие синхронизаторы,
которые способны сами вычислять нужный угол опережения, учитывая не
только разную скорость вращения генератора, но и изменение скорости в
процессе синхронизации (ускорение или вторую производную от угла δ)

Рисунок 1.1− Автосинхронизатор с постоянным временем опережения

АСТ-4

Автосинхронизатор с постоянным временем опережения АСТ-4, схема
которого приведена на рис. 1.2, состоит из пяти основных частей:

10
 узла опережения, создающего условия для прохождения импульса на
включение выключателя с постоянным временем опережения для момента
оптимума;
 узла контроля разности напряжений, разрешающего включение
выключателя при разности синхронизируемых напряжений в допустимых
пределах;
 узла контроля разности частот, разрешающего включение
выключателя только при допустимых значениях скольжения;
 узла выравнивания частот, осуществляющего выравнивание частоты
вращения генератора с эквивалентным генератором энергосистемы;
 исполнительного органа.

Узел опережения состоит из трансреактора ТР и реле опережения KAZ.
Первичная обмотка трансреактора включается на выпрямленное напряжение
скольжения, ко вторичной подключается обмотка II поля- ризованного реле
опережения KAZ.
Узел контроля разности напряжений состоит из реле KSV2,
включенного между фазой B, общей для сети и генератора, и средней точкой
потенциометра R7, включенного между одноименными фазами сети и
генератора.
Одни из самых первых синхронизаторов с постоянным временем
опережения – это аналоговые устройства типа АСТ-4 и СА-1 отечественного
производства. Автоматический синхронизатор АСТ-4 является наименее
совершенным, поскольку он выполнен на релейной базе и не рассчитан на
учёт изменения скорости (или скольжения) генератора. Автоматический
синхронизатор СА-1 оказывается более совершенным, поскольку выполнен
на микроэлектронной базе и способен учитывать изменение скорости
генератора. Основное допущение, заложенное в алгоритм функционирования
СА-1, это неизменность ускорения генератора в течение времени опережения.
В настоящее время на электростанциях устанавливаются микропроцессорные
автоматические синхронизаторы, принцип функционирования которых может
существенно отличаться от принципа аналоговых устройств. Но, в целом, для
микропроцессорных синхронизаторов требуется задавать такие же уставки,
как и для аналоговых, а порядок их выбора также не изменяется. Кроме этого,
некоторые микропроцессорные синхронизаторы отечественного производства
являются программными моделями аналогового синхронизатора СА-1 [1, 2,
3].
В конечном итоге для автоматических синхронизаторов потребуется
задавать следующие основные уставки: максимально допустимое скольжение
и максимально допустимый угол опережения. Максимально допустимая
разность значений напряжений генератора и системы зависит от способа
определения угла δ в самом синхронизаторе, и, как правило, задаётся
разработчиком. В современных микропроцессорных синхронизаторах при
использовании метода подсчёта тактовых импульсов в принципе не может
быть какой-либо погрешности в определении угла δ, а соответственно такая
уставка может и не предусматриваться. А для аналоговых синхронизаторов,
особенно использующих биения, расхождение напряжений
синхронизируемого генератора и системы по значению таит в себе большую
опасность значительной погрешности в определении угла опережения, что в
итоге приведёт к недопустимо большому углу включения. По этой причине в
синхронизаторах предусматривается блокирование сигнала на включение
выключателя при превышении разности синхронизируемых напряжений
выше определённого порога. Например, в синхронизаторе СА-1 этот порог
принят на уровне 15% от номинального значения и расчёту не подлежит.
Максимально допустимые угол опережения и скольжение
взаимосвязаны. Как было показано выше, большой угол опережения имеет
место при большом скольжении. Это означает, что генератор не достаточно
точно раскручен, его скорость очень сильно отличается от номинальной, и
при таких условиях не может быть гарантирована успешная синхронизация,
поскольку не могут выполняться допущения, заложенные в принцип работы
синхронизатора. Например, это неизменность скорости генератора в течение
времени опережения для синхронизатора АСТ-4 или неизменность ускорения
генератора для синхронизатора СА-1. В итоге это может привести к
недопустимо большому углу δ в момент замыкания контактов выключателя.
Поэтому для разных типов синхронизаторов разработчиками
устанавливаются свои предельно возможные значения по максимально
допустимому углу опережения и скольжению.
2 Автоматическое регулирование напряжения и реактивной
мощности синхронных генераторов

Обычно на электростанциях устанавливают несколько
синхронных генераторов для параллельной работы на общую
электрическую сеть. Это обеспечивает увеличение общей мощности
электростанции (при ограниченной мощности каждого из
установленных на ней генераторов), повышает надежность
энергоснабжения потребителей и позволяет лучше организовать
обслуживание агрегатов. Электрические станции, в свою очередь,
объединяют для параллельной работы в мощные энергосистемы,
позволяющие наилучшим образом решать задачу производства и
распределения электрической энергии. Таким образом, для
синхронной машины, установленной на электрической станции или на
каком-либо объекте, подключенном к энергосистеме, типичным
является режим работы на сеть большой мощности, по сравнению с
которой собственная мощность генератора является очень малой. В
этом случае с большой степенью точности можно принять, что
генератор работает параллельно с сетью бесконечно большой
мощности т. е. что напряжение сети U c и ее частота f c являются
постоянными, не зависящими от нагрузки данного генератора.
Автоматическое регулирование напряжения – процесс поддержания
напряжения в узловых точках электрической системы в заданных пределах,
осуществляемый для обеспечения допустимых условий работы потребителей
электроэнергии и собственной системы, а также для повышения
экономичности их работы.
Необходимость АРН вызывается переменными режимами работы
потребителей и источников электроэнергии. Так, с увеличением нагрузок
возрастает сила тока в сети, а следовательно, и потери напряжения в
различных её участках, вследствие чего напряжения у потребителей могут
выходить за допустимые пределы. В связи с этим на шинах электростанций и
на шинах вторичного напряжения районных подстанций осуществляется, как
правило, встречное (согласное) регулирование, при котором с увеличением
нагрузок напряжение держится выше номинального, а при снижении
нагрузок — понижается. Это уменьшает размах отклонений напряжений у
потребителей. Однако в общем случае такое регулирование не исключает
необходимости АРН у каждого потребителя.
АРН на электростанциях осуществляется регулированием возбуждения
синхронных генераторов. На подстанциях АРН осуществляется
регулированием возбуждения синхронных компенсаторов, если они
установлены на этих подстанциях, или автоматическим изменением под
нагрузкой коэффициента трансформации трансформаторов, а также
регулированием мощности батарей статических конденсаторов. У
потребителей электроэнергии АРН осуществляется регулированием
возбуждения мощных синхронных двигателей и регулированием мощности
батарей статических конденсаторов. Вопрос о конкретном выборе
регулирующих устройств решается на основетехнико-экономического
анализа.
Автоматическое регулирование напряжения синхронных генераторов
компаундированием основано на изменении возбуждения возбудителя в
зависимости от величины тока статора генератора.
Автоматическое регулирование напряжения синхронного генератора
небольшой мощности может осуществляться с помощью магнитного
усилителя.
Основные задачи автоматического регулирования напряжения и
реактивной мощности:
1) обеспечение требуемого напряжения потребителей (качества
электроэнергии);
2) обеспечение рациональных перетоков реактивной мощности в
энергосистеме;
3) повышение динамической устойчивости в аварийных режимах.
Для решения этих задач применяются:
– автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) СГ
электростанций;
– регулирование возбуждения синхронных компенсаторов и
двигателей;
– регулирование мощности управления статистических источников
реактивной мощности;
– автоматическое регулирование коэффициентов трансформации
трансформаторов.
Решение вышеперечисленных задач с помощью АРВ СГ
1. Поддержание напряжения
Согласно государственному стандарту отклонение напряжения не
должно превышать ±5 % в нормальном режиме и ±10 % – в послеаварийном.
При увеличении нагрузки и отсутствии регулирования возбуждения
наблюдается снижение напряжения. Для поддержания напряжения
необходимо увеличить эдс генератора.
Таким образом, задача АРВ – воздействие на возбуждение с целью
стабилизации напряжения. Необходимо отметить, что степень возбуждения
зависит от текущего коэффициента мощности.

Рисунок 2.1−Векторная диаграмма в режиме поддержания напряжения автоматический регулирование напряжение ток

При активно-индуктивной нагрузке, а также при активно-емкостной
нагрузке увеличение тока должно сопровождаться увеличением эдс. При этом
чем «более» увеличивается нагрузка, тем меньше степень воздействия на
возбуждение должен иметь АРВ. При φ > Θ увеличение нагрузки должно
сопровождаться снижением возбуждения. На практике в большинстве
случаев нагрузка является активно-индуктивной, поэтому логика работы
АРВ, работающая по разомкнутому принципу следствия: увеличивается
возбуждение при увеличении тока с коэффициентом, обратно
пропорциональному коэффициенту мощности.
2. Обеспечение рациональных перетоков реактивной мощности в
энергосистеме
Задача сводится к регулированию реактивной мощности,
вырабатываемой генератором:
– ее стабилизации при изменении активной мощности;
– слежению за заданным значением, вырабатываемым
общестанционной системой на основе задания для электростанций.
3. Сохранение или повышение статической устойчивости.

Рисунок 2.2− Запас устойчивости при регулировании возбуждения
Увеличение возбуждения приводит к увеличению запаса статической
устойчивости при сохранении выработки активной мощности Р1 = Р2 или
сохранению запасов устойчивости при увеличении выработки (Р1 – Р2).
4. Повышение динамической устойчивости в ЭЭС в аварийных
режимах связано с быстрым восстановлением напряжения в процессе
отключения КЗ, а также во время восстановления синхронной работы СГ в
случае наступления ХХ, это достигается в частности путем воздействия на
возбуждение СГ.
Изменение тока возбуждения ротора синхронного генератора приводит
к изменению характера реактивной мощности-, при большом токе ротора
(при перевозбуждении) реактивная мощность имеет индуктивный характер
(Q > 0), при недовозбуждении — емкостный характер(Q<0).

Виды регуляторов возбуждения
1. Пропорционального действия по отклонению напряжения и по
возмущению током нагрузки с релейным или бесконтактным устройством
форсировки возбуждения.
2. Пропорционально-дифференци
Возбудители СГ
1. Электромашинный возбудитель постоянного тока (рис. 2.3)

Рисунок 2.3− Схема электромашинного возбуждения постоянного тока
GE – генератор постоянного тока с параллельным самовозбуждением
(положительная ОС по напряжению возбуждения).

Обмотка возбуждения (ОВ) генератора СЕ состоит из двух частей, одна
из которых включена параллельно якорю, вторая управляющая, которая
питается от АРВ прямого действия (АРВ питается от напряжения генератора
и управляется им). Он представляет собой магнитный усилитель, питание
которого производится геометрической суммой токов, первый из которых
пропорционален току генератора, а второй – напряжению генератора со

сдвигом по фазе на . Таким образом, результирующий сигнал при

(активной нагрузке генератора) будет минимальным, а при (ХХ) –
максимальным.
Поэтому питание магнитного усилителя определяется не только
нагрузкой и напряжением генератора, но и потребителя. Чем больше
, тем менее интенсивно должно увеличиваться возбуждение при
изучении нагрузки.
Описанным выше способом реализуется система по отклонению
напряжения и по возмущению нагрузки генератора. Кроме того, схема
предусматривает релейно-контактную форсировку возбуждения при
снижении напряжения более чем на 10 % с возбуждением на контакт КМ1.
2. Электромашинный возбудитель переменного тока
Рисунок 2.4− Схема электромашинного возбуждения переменного тока

В схеме используется обращенный индукторный генератор
переменного тока повышенной частоты (с большим числом полюсов),
имеющий 3 обмотки возбуждения:
1) LE1 – последовательного самовозбуждения;
2) включенная согласно LE1 обмотка форсировки возбуждения LE2,
питаемая от устройства форсировки возбуждения (УФВ);
3) включенная встречно LE1 и LE2 обмотка управления LE3, питаемая
от АРВ.
Особенностью возбудителя является сильное перевозбуждение током
ротора генератора, поэтому АРВ всегда действует на снижение возбуждения.
АРВ функционирует только по отклонению напряжения генератора и
построен как регулятор прямого действия на магнитном усилителе.
Форсировкавозбуждения осуществляется компенсацией магнитного потока
обмотки LE3 магнитным потоком обмотки LE2 и питаемой УФВ при
значительном снижении напряжения генератора или возбудителя. Для
обеспечения форсировки, а также для создания начального возбуждения
генератора при пуске используется ток подвозбудителя GEA.
В рассмотренной схеме возбудители обладают следующими
недостатками: 1-я схема – наличие колец ротора, наличие коллектора у МПТ,
малая скорость нарастания напряжения в процессе форсировки; 2-я схема – те
же недостатки – за исключением коллектора – плюс отсутствие
регулирования по возмущению.
3. Возбудитель с обращенным синхронным многополюсным
генератором и вращающимся выпрямителем (рис. 1.19)

Рисунок 2.5 − Схема возбуждения с обращенным синхронным
многополюсным генератором и вращающимся выпрямителем

АРВСД – автоматический регулятор возбуждения сильного действия.
Преимущество возбудителя: отсутствие щеточных контактов.
Недостаток: инерционность регулирования возбуждения основного
генератора, связанная с инерционностью возбудителя.
4. Тиристорное возбуждение

Рисунок 2.6−Схема тиристорного возбуждения

Преимущество: повышенное быстродействие
Недостаток: наличие щеточных контактов
Размещено на A
3 Назначение и осуществление автоматического управления
электростанциями

Электрическая станция как главная производственная единица ЭЭС в
связи с особенностями процесса производства и передачи энергии должна
управляться полностью автоматически, то есть без участия человека
(оператора). Однако в настоящее время полностью автоматизированы только
некоторые ГЭС; ТЭС и АЭС управляются автоматизированными системами,
предполагающими эпизодическое вмешательство дежурного оператора
электростанции. Тем не менее в связи с программированием современных
систем управления ГЭС человеком и предусматриваемой возможности
«ручного» воздействия на них, они также называются автоматизированными
(АСУ ГЭС).
Громоздкая, обусловленная сложностью тепловых процессов
технологическая автоматика ТЭС и АЭС обусловливает наименование систем
управления ими как автоматизированных систем управления
технологическими процессами (АСУ ТП).
Автоматическое управление режимами работы ЭЭС осуществляется
АСУ ЭЭС и АСУ ОЭС соответственно. Их техническая реализация стала
возможной лишь с появлением цифровой вычислительной техники.
Назначением АСУ является обеспечение надежного, технически
рационального и оптимального по технико-экономическим показателям
функционирования электрических станций и ЭЭС.
Конкретные задачи АСУ электростанций сводятся к следующему:
- поддержание активной мощности энергоблоков на уровне,
предписанном постоянной прогнозируемой (плановой) частью графика
нагрузки электростанции;
- изменение активной мощности энергоблоков под воздействием
сигналов АСУ ЭЭС, поступающих по каналам передачи информации, для
покрытия случайно изменяющейся неплановой нагрузки ЭЭС;
- экономическое распределение плановой и неплановой (при участии во
вторичном автоматическом регулировании частоты маневренных блоков
ТЭС) активных мощностей электростанции между параллельно работающими
энергоблоками;
- поддержание частоты напряжения на шинах электростанции на
номинальном уровне с заданной точностью  - вторичное автоматическое
регулирование частоты;
- изменение амплитуды напряжения на шинах электростанции в
соответствии с графиком;
- изменение обусловленной режимами работы ЭЭС реактивной
мощности электростанции и оптимальное ее распределение между
синхронными генераторами;
- взаимодействие с автоматическими устройствами противоаварийного
управления и защиты энергоблоков – противоаварийной автоматики.
АСУ ТП электростанций обеспечивает:
 устойчивую работу энергогенерирующего объекта и прилегающего
энергорайона в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах;
 повышение оперативности управления и производительности труда,
обеспечение оптимального управления выработкой, распределением и
потреблением электроэнергии с решением задач повышения
надежности электроснабжения;
 повышения экономической эффективности использования
электроэнергии;
 повышение надежности и эффективности работы электрооборудования
и скорости реализации оперативных решений за счет повышения
качества и оперативности управленческой деятельности;
 своевременное предоставление оперативному персоналу достоверной
информации о ходе технологического процесса, состояния
оборудования и средств управления;
 обеспечение персонала ретроспективной технологической
информацией (регистрации событий, расчет показателей, диагностика
оборудования и др.) для анализа, оптимизации и планирования работы
оборудования и его ремонта;
 сокращение ущерба от ошибок персонала;
 снижение затрат на диагностику и ремонт оборудования;
 возможность включения АСУ ТП в автоматизированные системы
диспетчерского управления АСДУ высшего уровня.
В настоящее время создается уже третье интегрированное поколение
АСУ ГЭС и АСУ ТП ТЭС и АЭС на основе программно-технических
комплексов микропроцессорных средств.
Принята такая общая концепция построения и функциональная
структура АСУ ТП. Они являются интегрированными двухуровневыми
иерархическими и распределенными (по территории электростанции).
Верхний уровень – общестанционная часть, нижний – агрегатная (блочная)
часть. Интегрированными они называются потому, что используют общее
информационное обеспечение: подсистему сбора и первичной обработки
информации от энергоагрегатов, входящих в блочную часть, и подсистему
представления информации через ПЭВМ персоналу, входящих в
общестанционную часть.
Верхний уровень АСУ включает подсистему автоматического
управления нормального режима общестанционного уровня, состоящую из
автоматических устройств:
- общестанционного регулирования частоты и активной мощности
электростанции;
- общестанционного регулирования напряжения и реактивной
мощности;
- управления изменениями состояний энергоагрегатов (с условным
названием ПУСК) и противоаварийного управления.
Нижний уровень образует комплекс автоматических устройств
управления гидро- и турбоагрегатами: автоматика изменений состояния,
автоматический синхронизатор, автоматические регуляторы частоты
вращения, мощности и возбуждения синхронного генератора, автоматические
регуляторы напряжения трансформаторов.
До появления и внедрения АСУ управление изменениями состояний,
частотой и активной нагрузкой, напряжением и реактивной мощностью
электростанции осуществлялось отдельными аналоговыми автоматическими
устройствами: автоматикой пуска и устройствами общестанционного
регулирования частоты и активной мощности и общестанционного
регулирования напряжения и реактивной мощности, которые назывались
устройствами группового управления частотой вращения и возбуждением
синхронных генераторов. Наиболее современными из них были
автоматические устройства группового управления с центральными
общестанционными автоматическими регуляторами частоты и амплитуды
напряжения на шинах электростанции, и элементами (устройствами)
оптимального распределения активной и реактивной нагрузок между
синхронными генераторами по их технико-экономическим показателям.

4 Автоматические устройства группового управления

Функциональные структуры автоматических устройств группового
управления частотой и активной нагрузкой и группового управления
напряжением и реактивной мощностью принципиально одинаковы. Различия
между ними состоят в том, что центральный автоматический регулятор
частоты (ЦАРЧ) — астатический ПИ- регулятор, а центральный
автоматический регулятор напряжения (ЦАРН) — статический ПД-регулятор
с малым статизмом (кст< 0,01). Распределение активной мощности между
параллельно работающими генераторами, особенно ТЭС, всегда
производится по их технико-экономическому показателю энергоблоков —
характеристике относительного прироста расхода условного топлива.
Реактивная нагрузка аналоговыми устройствами распределяется, как правило,
равномерно, т.е. уравнивается, и учитываются лишь такие ограничения, как
перевод гидрогенератора в режим СК или возврат в генераторный режим.
Поэтому для пояснения их действия на рис. 4.1 приведена только общая
функциональная схема автоматической системы регулирования частоты и
активной мощности АСРЧМ тепловой электростанции Рэс как несколько
более сложной. Она осуществляет вторичный уровень регулирования
(первичный производится, как указывалось, АРЧВ энергоблоков — паровой
турбины ЯГ, генератора С, трансформатора Г).
Автоматическая система содержит ЦАРЧ в общем случае с
интегрирующим измерительным преобразователем изменений частоты,
формирующим сигнал интегрального отклонения частоты (среднего за время
начала и окончания изменения частоты ∆t = t K — t H )
Измерительный преобразователь изменения частоты получается
интегрирующим присоединением к измерительному органу частоты
напряжения ИОЧН с выходным сигналом в виде постоянного напряжения
Яд^, пропорционального отклонению частоты А/, активного интегратора АЛ.
Рисунок 4.1 − Схема автоматического устройства группового управления частотой и мощностью

Выходной сигнал ИОЧН— напряжение U∆f — поступает в усилитель-
преобразователь УП релейного действия центрального регулятора частоты
ЦАРИ, а выходной сигнал интегратора АЛ — напряжение Ufи — на вход
устройства распределения активной мощности УРАМ. Усилитель-
преобразователь УП и интегратор AJ2, охваченные функциональной
отрицательной обратной связью ФОС в виде апериодического активного
ФНЧ, формируют ПИ-алгоригм регулирования — обеспечивают
астатическую характеристику регулирования частоты.
Устройство УРАН также представляет собой астатический регулятор,
следящий за изменяющейся предписанной мощностью Рпр путем сравнения
ее (вычитателем АН) с суммарной истинной мощностью электростанции
∑РГi, сигнал информации о которой формируется измерительными
преобразователями активной мощности ИПМ, установленными на каждом
синхронном генераторе, и сумматором AW. Но главной функцией УРАН
является формирование сигналов Upnpi предписанных мощностей каждого из
генераторов. Они формируются функциональными преобразователями с
функциями преобразования φi по характеристикам относительного прироста
расхода условного топлива энергоагрегатами. Их сумма равна предписанной
мощности электростанции.
Сигналы о предписанной мощности Upпpi, об истинной активной
нагрузке синхронного генератора Upri и об отклонении частоты U∆f че