Регулирование частоты в энергосистеме

Регулирование частоты

Частота электрического тока является важным показателем качества электроэнергии. Частота электричества в единой энергосистеме России — 50 Гц.

Частота в энергосистеме России практически не меняется, а только отклоняется на тысячные доли. Это главным образом связано с тем, что частота в сети постоянно регулируется Системным оператором.

Что же нам показывает частота? Простыми словами — частота сети показывает нам соотношение производства и потребления электроэнергии.

Если это соотношение меняется, и, допустим, из строя выходит крупная электростанция и возникает дефицит электричества, то частота тока у нас кратковременно упадёт. Кратковременно, потому что недостающую нагрузку должны «подхватить» другие электростанции.

Если резерва мощности в энергосистеме нет, то должны отключаться её потребители. Тем самым постоянно сохраняется частота электрического тока — 50 Гц.

Опрч — общее первичное регулирование частоты

Под общим первичным регулированием частоты (ОПРЧ) понимается первичное регулирование, осуществляемое в меру имеющихся возможностей всеми электростанциями, в зависимости от характеристик регуляторов скорости турбин, заданных техническими правилами, при поддержке системами регулирования производительности котлов и реакторов и в соответствии с действующими нормативами. ОПРЧ имеет целью сохранение энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций при аварийных отклонениях частоты.

Нпрч — нормированное первичное регулирование частоты

Под нормированным первичным регулированием частоты (НПРЧ) понимается часть первичного регулирования, осуществляемое в целях обеспечения гарантированного качества первичного регулирования и повышения надёжности энергообъединения выделенными электростанциями (энергоблоками) нормированного первичного регулирования, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования, обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными для НПРЧ характеристиками (параметрами) первичного регулирования. Гарантированное качество первичного регулирования в синхронной зоне должно обеспечить удержание текущих значений частоты в безопасных для энергоблоков АЭС и ГРЭС, а также потребителей (предотвращение срабатывания АЧР) пределах (50±0,8 Гц в динамике и 50±0,2 Гц в квазистатике) при возникновении расчётного аварийного небаланса мощности.

Вторичное регулирование частоты

Под вторичным регулированием понимается процесс изменения активной мощности специально выделенных для этой цели электростанций для компенсации возникшего небаланса мощности, ликвидации перегрузки транзитных связей, для восстановления частоты и заданных внешних перетоков, и, как следствие, восстановления резервов первичной регулирующей мощности, потраченных при действии первичного регулирования.

Под региональным вторичным регулированием понимается вторичное регулирование для энергосистемы.

Под зональным вторичным регулированием понимается совместное вторичное регулирование, осуществляемое в зоне двух и более смежных энергосистем, на основе особого соглашения о взаимодействии при региональном и зональном регулировании, заключенного между энергосистемами.

Под общим вторичным регулированием в энергообъединении понимается регулирование одним регулятором, расположенным в одной из энергосистем или в зоне регулирования, параметра, общего для энергообъединения (частоты, суммарного внешнего перетока по интерфейсу Восток-Запад).

Источник: http://tesiaes.ru/?p=5983

Вторичное регулирование частоты

Регулирование частоты в энергетических системах требует изменения мощности, которую выдают генераторы. Мощность генераторов и ее изменения определяются мощностью турбин, которыми эти генераторы приводятся во вращение.

Поэтому, рассматривая возможности регулирования частоты в энергетических системах, необходимо проанализировать характеристики первичных двигателей — тепловых и гидравлических турбин, изменяющих свою мощность под действием систем регулирования.

Регулятор скорости турбины может иметь астатическую или статическую характеристику (рис. 8.6). Под действием регулятора либо восстановится номинальная частота, либо установится некоторая новая частота f1, близкая к fном. Реальные регуляторы скорости имеют статическую характеристику. Добиться астатической характеристики у регулятора практически очень трудно.

Рис. 8.6. Астатическая (а) и статическая (б) характеристики регулятора скорости турбины

Наклон характеристики принято называть крутизной:

. (8.10)

Для тепловых станций К=15-20%, для гидравлических К=25-50%.

Первичное регулирование частоты непрерывно осуществляется всеми электростанциями автоматически, персонал станции и диспетчер энергосистемы в этот процесс не вмешиваются.

На рис. 8.7 в точке 0 существовал баланс Рг0 = РН0 при fном. При увеличении нагрузки до РН1 частота по статической характеристике снизилась доf1 (точка 1).

Если отсутствует регулирование скорости турбины, то баланс может установиться при частоте f1 : Рг0 = РН1, но регулятор скорости турбины увеличивает впуск энергоносителя и генератор набирает часть нагрузки: ΔР=Рг1-Рг0.

Устанавливается новый баланс Рг1 = Рн1 при частоте f2 (точка 2).

Рис. 8.7. Первичное регулирование частоты

При первичном регулировании большую нагрузку набирают генераторы с большей номинальной мощностью и крутизной характеристики.

Если отклонение частоты f2 от fном больше допустимого, то для дополнительной корректировки частоты в системе применяется вторичное регулирование частоты.

В процессе вторичного регулирования также осуществляется изменение мощности, развиваемой турбинами, в зависимости от частоты.

Вторичное регулирование ведется либо автоматическими регуляторами частоты (вторичными регуляторами скорости), либо вручную обслуживающим персоналом станции, который контролирует частоту по показаниям приборов.

В отличие от первичного регулирования частоты, в котором принимают участие все станции, для вторичного регулирования выбирают одну или несколько станций с большой крутизной характеристики регулятора скорости турбины. Все остальные станции получают задание поддерживать постоянное значение РГ и участвовать в первичном регулировании частоты.

В результате вторичного регулирования статическая характеристика турбины перемещается параллельно самой себе до тех пор, пока частота не станет номинальной (на рис. 8.8 точка 3), мощность генератора при этом увеличивается до Рг2.

Рис. 8.8. Первичное и вторичное регулирование частоты

Наилучшее качество частоты может быть достигнуто при автоматическом регулировании, если оно осуществляется совместно с экономическим распределением активных нагрузок между станциями.

Основная цель экономического распределения нагрузок между электростанциями заключается в том, чтобы требуемое количество энергии выработать с минимальными затратами.

Основным критерием при эксплуатации электрических станций является себестоимость отпущенной потребителям электроэнергии, главной составляющей которой являются затраты на топливо, поэтому считают, что наивыгоднейшим режимом системы будет такой режим, который обеспечивает наименьший расход условного топлива.

При перераспределении нагрузок между станциями происходит перераспределение потоков мощности по линиям, а значит, меняются потери в линиях, следовательно, нужно выбрать такой режим, чтобы потери в сетях были наименьшими.

При выборе частоторегулирующих станций (наиболее подходящими для этой цели являются крупные ГЭС) необходимо учитывать пропускную способность линий электропередачи, связывающих электростанции энергосистемы.



Источник: https://infopedia.su/3x84ca.html

Тема 5.1. Баланс мощностей и регулирование частоты в энергосистеме

5.1.1 Баланс активных и реактивных мощностей в энергосистеме

Электроэнергия, вырабатываемая на электрических станциях в ЭЭС, тут же потребляется нагрузками и расходуется на потери при ее передаче [1]. Говорят, что имеет место одновременность процессов выработки и потребления электроэнергии.

Суммарная активная мощность генерации в ЭЭС ΣРг в каждый момент времени равна потребляемой мощности ΣРп. То же самое можно сказать относительно реактивных мощностей ΣQг и ΣQп:

ΣРг = ΣРп = ΣРн + ΣРсн + ΣΔР, (5.1)

ΣQг = ΣQп = ΣQн + ΣQсн + ΣΔQ – ΣQс, (5.2)

где ΣРп и ΣQн –суммарные активная и реактивная мощности нагрузок ЭЭС; ΣРсн и ΣQсн – суммарные активная и реактивная мощности собственных нужд электростанций; ΣΔР и ΣΔQ – суммарные активные и реактивные потери мощности в ЭЭС; ΣQс – суммарная зарядная мощность ЛЭП.

Уравнения (5.1) и (5.2) представляют так называемый баланс мощностей, который является составной частью баланса мощности в ЭЭС, учитывающего выработку не только электрической энергии, но и тепла.

Баланс мощностей в ЭЭС отвечает определенным значениям частоты и напряжения. Таким образом, баланс мощностей сохраняется всегда, но в случае, если значения частоты и напряжения отличаются от своих номинальных значений, говорят, что имеет место дефицит или избыток мощностей.

Частота и напряжения в ЭЭС не могут оставаться постоянными, так как потребление активной и реактивной мощностей непрерывно изменяется. Нормальное отклонение частоты переменного тока в ЭЭС в соответствии с ГОСТ составляет ±0,2 Гц, а предельно допустимое ±0,4 Гц, допустимое отклонение напряжения на выводах электроприемников составляет ±10%.

Читайте также:  Организационные мероприятия в электроустановках

Верны следующие утверждения:

— при снижении генерируемых мощностей в системе происходит изменение как частоты, так и напряжения;

— снижение генерируемой активной мощности приводит к уменьшению и частоты, и напряжения;

— снижение генерируемой реактивной мощности приводит к уменьшению напряжения и незначительному повышению частоты.

Физически повышение частоты при снижении генерируемой реактивной мощности можно объяснить снижением потерь активной мощности в сети, что приводит к уменьшению потребляемой активной мощности в ЭЭС. Аналогичные выводы можно сделать и для положительных изменений генерируемых мощностей.

В результате можно установить, какие воздействия на режим ЭЭС следует предпринять, чтобы осуществить регулирование частоты и напряжения.

Так, регулирование частоты достигается за счет изменения генерируемой активной мощности путем изменения пуска энергоносителя (пара или воды) в турбину.

Так как величина генерируемой активной мощности определяется требованиями по частоте, то для регулирования напряжения используется изменение реактивной мощности, что в свою очередь требует регулирования тока возбуждения синхронного генератора.

Следует отметить, что частота в ЭЭС одинакова во всех ее точках (рассматриваются только установившиеся режимы), а напряжения различны во всех узлах сети, поэтому, говоря о регулировании напряжения, надо иметь в виду какой-либо один определенный узел или группу узлов, в которых требуется одновременно изменять напряжение (увеличивать или уменьшать).

5.1.2 Характеристики первичных двигателей электростанций

Мощности потребителей меняются в каждый момент времени, причем изменения могут проходить медленно или скачками [1].

Медленные изменения проявляются изо дня в день почти одина­ково, следовательно, их можно прогнозировать. На них накладываются резкие быстрые изменения, носящие, как правило, случайный характер. Причиной резких изменений мощностей являются отключения генераторов, отключения и включения нагрузок, а также включения и отключения элементов электрической сети.

В случае резкого повышения или резкого сброса нагрузки мгновенный небаланс мощности компенсируется кинетической энерги­ей, обусловленной инерцией вращающихся машин (генераторов, двигателей).

Это вызывает понижение (или повышение) частоты.

Для устранения отклонения частоты необходимо восстановить равновесие между генерацией и потреблением мощности, что достигается изменением мощности турбины с помощью регулирования пуска в нее энергоносителя.

Рассмотрим характеристики первичных двигателей – тепловых и гидравлических турбин, определяющих изменение их мощности под действием систем регулирования. На рисунке 5.1 показана схема преобразования энергии пара или воды в электрическую энергию.

Рисунок 5.1 Схема преобразования энергии

В установившемся режиме имеет место равновесие моментов сил на валу турбо- или гидрогенератора: Ммех = Мэл. магн.

Мощность, развиваемая турбиной, передается генератору: Рт = Ргпри определенной скорости вращения турбины Ω.

Мощность турбины зависит от механического момента: Рт = Ммех Ω,а мощность генератора – от тока статора генератора: Рг = √3 UгIгcosφ.

Снижение нагрузки в ЭЭС приведет к уменьшению тока в обмотках статора генератора и снижению электромагнитного момента на валу ротора. Механический момент окажется больше электромагнитного момента, и под воздействием избыточного механического момента скорость вращения ротора начнет увеличиваться.

В случае нерегулируемой турбины ее мощность Ртостается неизменной и с увеличением скорости момент Ммех будет снижаться до значения, которое даст новое равновесие моментов сил. При этом скорость вращения турбины, а следовательно и частота тока генератора, увеличится.

В случае регулируемой турбины увеличение ее скорости вращения приведет в действие автоматический регулятор скорости (АPC), который обеспечит уменьшение подачи энергоносителя (пара или воды) в турбину, с тем чтобы сохранить постоянной скорость вращения ротора генератора.

Принцип работы АРС основан на обратной отрицательной связи (ООС) системы регулирования: при повышении регулируемого параметра система уменьшает, а при снижении увеличивает подачу энергоносителя.

Если после изменения нагрузки и окончания переходного процесса АРС восстанавливает прежнюю скорость, регулирование называется астатическим.

Если же устанавливается скорость, отличная от прежней, то регулирование называется статическим, и система регулирования также называется статической.

Характеристику АРС турбины часто представляют в координатах скорости и мощности генератора (рисунок 5.2).

Рисунок 5.2 Характеристика АРС

В случае нерегулируемой турбины мощность Р0 остается постоянной, а меняется только скорость (прямая 1 – рабочая точка исходного режима а, нового режима b). В случае астатического регулирования, наоборот, скорость вращения турбины поддерживается постоянной, при этом мощность регулируется пуском энергоносителя (прямая 2).

При статизме регулятора характеристика наклонена к оси абсцисс (прямая 3) и при изменении нагрузки ЭЭС скорость не восстанавливается до прежнего значения (рабочая точка с). Новая скорость тем сильнее отличается от первоначальной, чем больше статизм системы регулирования, т.е. чем больше угол между характеристикой АРС и осью ординат.

5.1.3 Первичное и вторичное регулирование частоты

Процесс регулирования частоты в этой системе генератор — потребитель можно проследить с помощью графиков, отражающих зависимость мощности турбины от частоты переменного тока на шинах синхронного генератора (рисунок 5.3) [1]. В этих координатах характеристика АРС турбины 1 будет выглядеть точно так же, как на рисунке 5.2, поскольку частота переменной ЭДС синхронного генератора пропорциональна скорости вращения.

Рисунок 5.3 Первичное и вторичное регулирование частоты

При больших снижениях скорости (а, следовательно, и частоты) АРС полностью открывает направляющий аппарат турбины. При этом турбина развивает номинальную мощность. Дальнейшее изменение ее при снижении скорости становится невозможным. На рисунке 5.3 такому режиму работы отвечает горизонтальный участок характеристики 1.

На рисунке 5.3 изображена статическая характеристика активной мощности потребления ЭЭС по частоте ΣРп = φп(f). Пересечение характеристик АРС и ЭЭС является рабочей точкой (а) исходного режима с частотой f0. Будем считать, что в этом режиме частота в ЭЭС равна номинальной, т.е. f0 = 50 Гц. Мощность исходного режима обозначим Р0.

Пусть теперь в ЭЭС происходит наброс потребляемой мощности на величину ΔР. Новой нагрузке отвечает статическая характеристика ΣРп + ΔР, расположенная выше характеристики ΣРп.

Значение частоты f1, отвечающей режиму увеличенного потребления мощности, вновь определяется пересечением характеристики АРС 1 с новой статической характеристикой потребления (рабочая точка b).

Из рисунка видно, что f1 Р0.

При статической характеристике 1, показанной на рисунке 5.3, АРС турбины не восстанавливает частоту до прежнего значения, однако уменьшает отклонение частоты от номинального значения. При отсутствии АРС частота снизилась бы до значения f2 (точка с на прямой 2, f2<\p>

Источник: http://znatock.org/s4622t1.html

Устройство для астатического регулирования частоты в энергосистеме несколькими электростанциями с распределением мощности между ними

(72) Автор изобретения

И.З.Рохленко (7!) Заявнтель (54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ АСТАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ

ЧАСТОТЫ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ НЕСКОЛЬКИМИ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ С РАСПРЕДЕЛЕНИЕМ МОЩНОСТИ

МЕЖДУ НИМИ

2 где о

f нОм

1

Изобретение относится к энергетике, а именно к системам автоматического регулирования частоты и мощности в энергосистеме.

При применении автоматического регулирования частоты и мощности в энер-5 госистемах для обеспечения устойчивого распределения мощностей между станциями, участвующими в регулировании, необходима статическая настройка этих регуляторов по мощности.

Регулирование мощности со статизмом по частоте неприемлемо, так как приводит к отклонению частоты. Поэтому мощности следует регулировать со статизмом по некоторой другой величине.

Известны устройства для статического регулирования частоты с распределением мощностей между станциями согласно задания.

Одним из таких устройств является устройство регулирования по интегральному отклонению частоты, содержащее блоки формирования сигналов мгновенного отклонения частоты и мощности от заданного значения, блок формирования сигнала отклонения электрического времени и сумматор(1).

При использовании этого устройства на каждой станции, участвующей в регулировании, регулирование ведется по критерию

Читайте также:  Ремонт воздушных линий электропередачи

ЬУ ьР

+ э — = О (1) р ном «р при

Е = о- aP=P„o„-Р = 8t е И о номинальная частота, поддерживаемая в энергосистеме, реальная частота в энерго» системе, номинальная мощность элект-. рической станции, реальная мощность станции, 936207

— отклонение электрического времени от эталонного, ) и К — некоторые коэффициенты, -. отклонение частоты от номинальной.

Установившийся режим наступает при bf =О, при этом мощность, установившаяся на станции, определяется

ВР

=-ь — — (e) з-К

Откуда видно, что распределение мощностей между станциями зависит только от отношения коэффициентов К р и К > так как для всех станций Ь одийа 5

«ково.

Недостатками устройства регулирования по интегральному отклонению частоты является то, что отклонение электрического времени в статике не равно нулю, а скорость регулирования ограничена по. условиям динамической устойчивости.

Известно также устройство регулирования частоты по методу мнимого статизма, содержащее блоки формиро-. вания отклонения частоты и мощности от заданного значения и выходной блок суммирования мгновенных отклонений частоты и мощности(2).

При регулировании с помощью данного устройства осуществляется статическое регулирование. частоты и регулирование мощности со статизмом по действительной мощности всех станций, участвующих в регулировании.

Для чего на диспетчерском пункте осуществляется телеизмерение мощности каждой станции, участвующей в регулировании, а с диспетчерского пункта на каждую станцию по каналам

4О телеизмерения передается величина, пропорциональная суммарной мощности всех станций, участвующих в регулировании. С помощью этого устройства . регулирование на каждой станции ведет- .ся по критерию а f Р» аВР ф =О (Ъ)

QQQ где gP. — суммарная действительная мощность всех станций, участвующих в регулировании, 1

Кр — коэффициент крутизны характеристики, 55

d — постоянная величина, равная назначаемои доле участия данной регулирую4 щей станции в группе станций, регулирующих частоту.

Для каждой станции коэффициент с1 выбирается произвольно, но их сумма обязательно должна равняться еденице «- 1. Установившийся режим наступает при zf О, а мощности распределяются между станциями, согласно выбранных коэффициентов ц

Недостатком устройства мнимого ста тизма является необходимость каналов телеизмерения между всеми станциями, участвующими в регулировании, и центральным диспетчерским пультом, а также то, что, если сумма коэффициентов 0 по всем регулирующим станциям не равна 1, а равна 1+ О, то возникает результирующее отклонение ,частоты

М 4ZP

Источник: http://www.FindPatent.ru/patent/93/936207.html

открытая библиотека учебной информации

Сегодня всœе производство, практически всœе распределœение и большая часть потребления электроэнергии в энергосистемах выполняются на переменном токе.

По этой причине параметры переменного тока — частота͵ величина и форма кривой напряжения — приобрели значение унифицированных параметров, в соответствии с которыми конструируются всœе источники, средства передачи и приемники электрической энергии. В особенности это относится к частоте.

Практически сохранилось лишь два стандартных значения частоты — 50 Гц в странах Европы, в том числе в России, и 60 Гц в США и Канаде.

В процессе работы энергосистемы всœе параметры переменного тока могут изменяться. Чем ближе они поддерживаются к номинальным, ᴛ.ᴇ. расчетным для оборудования, значениям, тем ближе режим к оптимальному. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, частота приобретает значение показателя, характеризующего качество продукции энергетической промышленности, качества электроэнергии.

Частота является не только показателœем качества электроэнергии, но и важнейшим параметром режима энергосистемы.

Непрерывность производства электроэнергии, отсутствие возможности запасать энергию и непрерывное изменение потребления требуют столь же непрерывного контроля за соответствием производства и потребления. Параметром, характеризующим это соответствие, и является частота.

Частота в энергосистеме определяется общим балансом генерируемой и потребляемой активной мощности. В случае если баланс соблюдается, то частота неизменна. При нарушении баланса мощности, ᴛ.ᴇ. при появлении небаланса мощности, возникает переходный процесс изменения частоты.

По скорости и направлению изменения частоты можно судить о величинœе и знаке возникшего в энергосистеме небаланса активной мощности.

В случае если частота в энергосистеме уменьшается, то для восстановления нормальной частоты нужно увеличить активную мощность, вырабатываемую на электростанциях.

Задача регулирования частоты подразделяется на три взаимосвязанные части:

· первичное регулирование частоты, обеспечивающее стабильность частоты, ᴛ.ᴇ. удержание отклонений частоты в допустимых рамках при нарушении общего баланса мощности в любой части энергосистемы;

· вторичное регулирование, обеспечивающее восстановление нормального уровня частоты и плановых режимов обмена мощностью между частями энергосистемы или регионами;

· третичное регулирование, под которым можно понимать оперативную корректировку балансов мощности регионов с целью оказания взаимопомощи регионам и предотвращения опасных перегрузок транзитных линий электропередачи.

Рассмотрим более подробно первичное регулирование частоты. Оно осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин.

Каждая турбина снабжена регулятором, который при изменении частоты вращения турбоагрегата͵ изменяя положение регулирующих органов турбины (регулирующих клапанов у тепловой турбины или направляющего аппарата у гидротурбины), меняет впуск энергоносителя (пара или воды).

При повышении частоты вращения регулятор прикрывает регулирующие органы турбины и уменьшает впуск энергоносителя, а при снижении частоты открывает регулирующие органы и увеличивает впуск энергоносителя. Статические характеристики двух параллельно работающих агрегатов, снабженных АРЧВ, показаны на рис. 3.3.

Из рис. 3.3 видно, что при снижении частоты с f' до f« в соответствии со статическими характеристиками регулируемых агрегатов вырабатываемая ими активная мощность увеличивается на ∆P1 и ∆Р2 соответственно, что способствует поддержанию уровня частоты в энергосистеме.

Приращение мощности ∆Р пропорционально номинальной мощности агрегата и зависит от наклона характеристики. А наклон характеризуется величиной статизма. При более пологой характеристике 2 меньше статизм и больше изменение мощности ∆Р. У агрегата с более крутой характеристикой 1 статизм больше.

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, суммарное приращение мощности распределяется между агрегатами пропорционально номи­нальной мощности и обратно пропорционально статизму регулирования.

В случае если крайне важно, чтобы агрегат принимал большее участие в первичном регулировании частоты, нужно, чтобы у этого агрегата были большая мощность и меньший статизм.

Существенное влияние на процесс регулирования оказывает зона нечувствительности автоматического регулятора частоты вращения, которая необходима для отстройки от малых случайных колебаний нагрузки в энергосистеме.

При наличии зоны нечувствительности регулятора появляется диапазон неопределœенности в распределœении нагрузки между агрегатами. На рис. 3.

4 две параллельные линии, отстоящие друг от друга по вертикали на величину зоны нечувствительности ∆fнеч, ограничивают область возможных состояний регулятора и агрегата. Состояние характеризуется частотой f и нагрузкой Р (так называемая рабочая точка).

В установившемся режиме при данной частоте, к примеру f1, рабочие точки всœех агрегатов расположены на линии f = f1, но могут занимать случайные положения между указанными выше граничными линиями (между точками а и б на рис. 3.4).

Диапазон неопределœенных значений нагрузок при параллельной работе агрегатов с регуляторами, имеющими зону нечувствительности, прямо пропорционален зоне нечувствительности регулятора ∆fнеч и обратно пропорционален статизму характеристики регулирования.

Чтобы повысить качество регулирования частоты, крайне важно по возможности добиваться меньшего статизма. При этом при меньшем статизме существенно увеличивается неопределœенность нагрузки агрегата.

По этой причине на регуляторах, обладающих большей нечувствительностью, приходится устанавливать больший коэффициент статизма. Величина статизма на гидротурбинах обычно поддается оперативному изменению. Зона нечувствительности отечественных регуляторов гидротурбин не превосходит 0,03 Гц.

Зона нечувствительности у отечественных паровых турбин составляет по техническим условиям до 0,15 Гц. Величина статизма оперативному изменению не поддается и составляет обычно 0,04—0,05 (4—5 %). Точность распределœения нагрузки, обеспечиваемая регуляторами паровых турбин, невелика: 6—7 %.

Но идти на дальнейшее увеличение статизма нельзя, так как это угрожает опасным для целости турбины увеличением максимального отклонения частоты вращения при сбросœе нагрузки.

Статические характеристики регуляторов отдельных турбин определяют статическую характеристику энергосистемы в целом. На рис. 3.5 показаны характеристика эквивалентного генератора Рг(f) и зависимость мощности суммарной нагрузки энергосистемы Рн от частоты.

Читайте также:  Системы автоматики: системы автоматического контроля, управления и регулирования

Мощность, потребляемая различными типами электроприемников, по-разному зависит от частоты. К примеру, мощность, потребляемая лампами накаливания и другими термическими установками, от частоты практически не зависит.

Но мощность, потребляемая двигателями металлообрабатывающих станков, насосами и вентиляторами, сильно зависит от частоты.

В целом зависимость от частоты мощности комплексной нагрузки энергосистемы, состоящей из электроприемников всœех типов, имеет примерно такой вид, как на рис. 3.5.

То, что мощность, потребляемая нагрузкой, уменьшается при снижении частоты, облегчает задачу первичного регулирования (Р»Р' < ∆Р на рис. 3.5).

При увеличении мощности нагрузки и переходе с кривой Р'н на кривую Р»н частота уменьшается, и под действием автоматических регуляторов частоты вращения турбин генерируемая мощность увеличивается с Р' до Р».

В течение нескольких секунд осуществляется переход из точки 1 в точку 2 (рис. 3.5). При этом восстанавливается баланс мощности, но при пониженной частоте.

Чем круче идет характеристика генерации Рг(f), тем эффективнее первичное регулирование и меньше отклонение частоты ∆f, ᴛ.ᴇ. стабильнее частота в энергосистеме. Из рис. 3.

5 видно, что в энергосистеме есть резерв генерируемой мощности, в связи с этим есть возможность увеличивать эту мощность при увеличении мощности нагрузки.

Но если не у всœех агрегатов есть резерв генерирующей мощности, то крутизна эквивалентной характеристики генерации Рг(f) уменьшается и отклонение частоты ∆f увеличивается, ᴛ.ᴇ. эффективность первичного регулирования падает.

Следует отметить, что при любой степени эффективности первичное регулирование частоты хотя и ограничивает отклонения частоты, но не способно восстановить нормальный уровень частоты после появления небаланса мощности.

Задачу восстановления нормального уровня частоты решает вторичное регулирование. В отличие от первичного регулирования вторичное регулирование осуществляется в течение нескольких минут.

В результате действия вторичного регулирования и восстановления нормальной частоты ликвидируются изменения режима, вызванные первичным регулированием частоты. Электростанции и потребители возвращаются в исходный режим работы.

Компенсацию всœего первоначально возникшего небаланса мощности принимают на себя электростанции вторичного регулирования частоты до тех пор, пока не будет нормализован режим в месте его первоначального нарушения.

Электростанции вторичного регулирования частоты должны быть достаточно мощными и поддерживать необходимый диапазон регулирования, обладать хорошими маневренными качествами. Энергоблоки ТЭС рассчитаны на базисный режим работы.

При этом в настоящее время они всœе шире привлекаются к регулированию суточного графика нагрузки, причем диапазон регулирования их ограничен. Предельно допустимая разгрузка блоков зависит от вида сжигаемого топлива и составляет 20—40 % при работе на угле и 40—60 % при работе на газе и мазуте.

Разгрузка энергоблоков неизбежно приводит к снижению их экономичности. Уже при нагрузках 50 % номинальной их экономичность ухудшается на 5—6 % при работе на газомазутном топливе и на 7—8 % при работе на угле.

Гидроагрегаты имеют существенно больший диапазон регулирования (за исключением периода паводка), меньшую зону нечувствительности АРЧВ. По этой причине обычно именно гидроэлектростанции принимают участие во вторичном регулировании частоты.

Вторичное регулирование осуществляется за счет перемещения характеристики АРЧВ агрегата параллельно самой себе при помощи механизма управления турбиной. Соответственно перемещается и характеристи­ка эквивалентного генератора, как показано на рис. 3.6.

В крупных энергосистемах появляется крайне важность поддержания соответствия производства и потребления электроэнергии не только в энергосистеме в целом, но и в отдельных ее частях (регионах).

Эта крайне важность может быть связана с хозяйственной самостоятельностью частей энергосистемы или с недостаточной пропускной способностью линий электропередачи, ограничивающей обмен мощностью между частями энергосистемы.

Поддержание соответствия между потреблением и производством внутри регионов требует регулирования не только частоты, но и перетоков мощности.

С ростом энергосистем и их объединœением колебания частоты уменьшаются, крайне важность же в регулировании перетоков обычно возрастает, так как увеличивается вероятность появления слабых связей, имеющих недостаточную пропускную способность.

По этой причине регулирование перетоков мощности становится во многих случаях задачей не менее важной, чем регулирование частоты.

Поскольку вручную решать эту задачу весьма сложно, создаются системы автоматического регулирования частоты и мощности.

В объединœенных энергосистемах применяются два базовых принципа вторичного регулирования частоты и мощности:

· централизованное регулирование частоты в сочетании с региональным регулированием мощности электростанций;

· децентрализованное комплексное регулирование частоты и перетоков мощности.

В основе централизованного принципа лежит регулирование одной энергосистемой частоты, ᴛ.ᴇ. баланса мощности во всœем энергообъединœении независимо от места возникновения небаланса мощности, и регулирование своих перетоков мощности другими энергосистемами независимо от частоты.

Этот принцип обладает достаточной эффективностью, если у регулирующей энергосистемы имеются достаточный резерв мощности и диапазон регулирования и если межсистемные линии электропередачи не ограничивают своей пропускной способностью возможность компенсации небаланса мощности, возникающего в любой энергосистеме.

Основным недостатком данного принципа являются неравноправные взаимоотношения энергосистем объединœения, одна из которых несет затраты на содержание регулировочных мощностей для всœех энергосистем.

Принцип децентрализованного вторичного регулирования наиболее распространен в мировой практике регулирования режима в межгосударственных объединœениях энергосистем различных стран (UCTE, NORDEL и др.).

Основным преимуществом данного принципа является справедливое и равноправное участие партнеров по параллельной работе в поддержании нормального уровня частоты и согласованных перетоков мощности.

При этом обеспечивается устранение в данной энергосистеме небаланса мощности независимо от того, является ли он единственной причиной отклонения частоты или существует одновременно с наличием небалансов в других энергосистемах.

К недостаткам принципа относится крайне важность оперативного вмешательства для восстановления частоты при неустранении энергосистемой-«виновницей» своего небаланса. В этом случае осуществляется третичное регулирование режима.

В заключение рассмотрим кратко современное состояние регулирования частоты и мощности в Единой энергетической системе России.

Анализируется и исследуется возможность создания энергообъединœения «Восток — Запад» на основе использования уже существующих линий электропередачи переменного тока 400—750 кВ между Украиной и странами Центральной Европы.

В связи с этим проведены исследования качества регулирования частоты в Западной и Восточной зонах будущего энергообъединœения. Исследования показали более низкую стабильность частоты в Восточной зоне (среднесуточные отклонения частоты на Западе 10—20 мГц, а на Востоке — большие значения).

Особенно большие отклонения на Востоке происходят весной и во второй половинœе ночи, что говорит об отсутствии гибкости средств регулирования, особенно энергоблоков ТЭС, о трудностях разгрузки энергоблоков и о недостаточности средств краткосрочного регулирования, что объясняется в основном следующими причинами:

· величина и характеристики вращающегося резерва не являются жестко регламентированными;

· крупные тепловые и тем более атомные электростанции в регулировании частоты практически не принимают участие из-за их низкой маневренности и неготовности к этому оборудования и технологической автоматики;

· вследствие неудовлетворительной структуры генерирующих мощностей (недостаточная мощность ГЭС, одна ГАЭС на всю Россию, отсутствие на ТЭС энергоблоков с хорошей маневренностью и т. п.

) нет возмож­ности поддерживать баланс мощности при нормальной частоте в отдельные ночные часы и в период паводка из-за недостаточного регулировочного диапазона ТЭС. Энергоблоки мощностью 300 и 800 МВт в первичном и вторичном регулировании частоты недоиспользуются.

Одной из причин этого является отсутствие материальной заинтересованности электростанций в активном участии в регулировании частоты в энергосистеме.

Сегодня прорабатываются мероприятия, которые позволят повысить качество регулирования частоты в ЕЭС России, что важно не только в связи с перспективой создания энергообъединœения «Восток — Запад», но и для самой ЕЭС России.

Читайте также

  • — Регулирование частоты и мощности в энергосистемах

    В настоящее время все производство, практически все распределение и большая часть потребления электроэнергии в энергосистемах выполняются на переменном токе. Поэтому параметры переменного тока — частота, величина и форма кривой напряжения — приобрели значение… [читать подробенее]

  • Источник: http://oplib.ru/random/view/1258594

    Ссылка на основную публикацию