3.4. Регулирование режимов систем передачи и распределения электроэнергии

3.4.1. Регулирование частоты и активной мощности

Характерной особенностью установившегося режима работы ЭЭС является одновременность процессов генерирования и потребления одного и того же количества мощности. В любой момент установившегося режима ЭЭС суммарная мощность, вырабатываемая генераторами электростанций, равна суммарной потребляемой мощности в этот же момент времени. Такое соотношение вырабатываемой и потребляемой мощностей называется балансом мощности.

Уравнение баланса активной мощности для ЭЭС имеет вид:

(82)

где – суммарная генерируемая активная мощность; – суммарная потребляемая мощность; – суммарная активная мощность нагрузки потребителей в ЭЭС; – суммарная мощность собственных нужд электростанций (зависит от типа станции и составляет от 1 до 14% от ); – суммарные потери активной мощности (составляют 5…15% от ).

Как было рассмотрено в разделе 2.4.3 в установившемся режиме мощности нагрузки представляются их статическими характеристиками по частоте и напряжению (см. Error: Reference source not found и Error: Reference source not found). Суммарные мощности потребления – активная и реактивная – зависят от частоты и напряжения аналогичным образом. Следовательно, баланс мощностей в ЭЭС отвечает определенным значениям частоты и напряжения.

При выполнении равенства (82) частота в ЭЭС неизменна и определяется частотой вращения турбин генераторов. Изменение генерируемой или потребляемой мощности приводит к изменению частоты в ЭЭС.

Уменьшение генерируемой мощности равнозначно уменьшению впуска энергоносителя (пара, воды) в турбины генераторов. В этом случае турбины генераторов начнут тормозиться, приводя к уменьшению частоты в ЭЭС. В соответствии со статическими характеристиками нагрузки (см. Error: Reference source not found) снижение частоты в ЭЭС вызовет уменьшение потребляемой мощности. В результате в ЭЭС установится новый режим с меньшим значением частоты, чем в предшествующем режиме. Уменьшение частоты возникает и при нарушении баланса из-за увеличения потребляемой мощности.

Увеличение генерируемой мощности равнозначно дополнительному впуску энергоносителя в турбины генераторов. В этом случае турбины генераторов начнут разгоняться, приводя к увеличению частоты в ЭЭС. В соответствии со статическими характеристиками нагрузки повышение частоты в ЭЭС вызовет увеличение потребляемой мощности. В результате в ЭЭС установится новый режим с большим значением частоты, чем в предшествующем режиме. Аналогично частота возрастет и при нарушении баланса из-за уменьшения потребляемой мощности.

Причины нарушения баланса активной мощности, и, соответственно, изменения частоты в ЭЭС могут быть самыми различными: аварийное отключение генератора на электростанции, аварийное отключение линий или трансформаторов связи между отдельными частями ЭЭС, резкое увеличение мощности потребителей и проч.

Отклонение частоты от ее номинального значения 50 Гц как один из показателей качества электроэнергии регламентируется ГОСТ 13109–97, который устанавливает нормально допустимые ( 0,2 Гц) и предельно допустимые ( 0,4 Гц) отклонения частоты. Достаточно жесткие требования к поддержанию частоты обусловлены значительным ее влиянием на технологические производственные процессы, на производительность механизмов потребителей, и в особенности на производительность механизмов собственных нужд электростанций, от режима работы которых в значительной мере зависит надежность работы электростанций и выдаваемая ими мощность.

Повышение частоты, обусловленное избытком генерируемой мощности в ЭЭС, устраняется, как правило, уменьшением впуска энергоносителя в турбины или отключением части генераторов в ЭЭС.

Более сложной задачей является поддержание частоты на требуемом уровне при ее понижении, обусловленном дефицитом генерируемой мощности в ЭЭС. В этом случае увеличивают впуск энергоносителя в турбины, при недостаточности такого увеличения включают резерв мощности. При дальнейшем снижении частоты в ЭЭС и недостаточной мощности резерва выполняется автоматическое ограничение снижения частоты. Эта системная автоматика выполняется с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците генерируемой мощности, включая и аварийные режимы, снижение частоты ниже уровня 45 Гц было бы исключено полностью. Время работы с частотой ниже 47 Гц не должно превышать 20 с, а с частотой 48,5 Гц – 60 с. Одной из основных функций автоматического ограничения снижения частоты является автоматическая частотная разгрузка (АЧР). АЧР предусматривает дискретное отключение потребителей по мере снижения частоты в ЭЭС. Комплекты АЧР устанавливаются, как правило, на подстанциях электрической сети. Реле частоты, входящее в комплект АЧР, дает сигнал на отключение части линий, питающих потребителей, при снижении частоты в ЭЭС до величины установки этого реле. Очередность отключения потребителей выбирается по условию минимального ущерба от перерыва электроснабжения.

Рассмотрим эквивалентную схему ЭЭС (Error: Reference source not found). Эквивалентный генератор вырабатывает суммарную полную мощность энергосистемы , которая передается на приемные шины питания всех нагрузок ЭЭС посредством сетей передачи и распределения электроэнергии, включая мощности собственных нужд электростанций.

Будем считать, что эквивалентный генератор питает некоторую эквивалентную нагрузку, расположенную в непосредственной близости от генератора, т.е. потерями мощности в эквивалентной схеме можно пренебречь. Тогда:

,

и (82) принимает вид:

Обозначим вырабатываемую суммарную активную мощность ЭЭС, т.е. мощность эквивалентного генератора в схеме на Error: Reference source not found как , а суммарную активную мощность эквивалентной нагрузки как . Рассмотрим процесс регулирования частоты, представив, что в эквивалентной схеме агрегат, включающий в себя турбину и генератор, работает на эквивалентную нагрузку.

Статические характеристики эквивалентной схемы (в относительных единицах) для случая нерегулируемой турбины показаны на Error: Reference source not found–а. У такой турбины впуск энергоносителя постоянный, и, следовательно мощность турбины неизменна: Р_т = Р_т.ном = const. Статическая характеристика такой турбины представляет собой горизонтальную прямую (см. Error: Reference source not found–а). Пусть в начальном состоянии в системе имеет место номинальный режим, при котором и частота  = _ном (точка 1 на Error: Reference source not found–а). При увеличении мощности нагрузки до значения, соответствующего точке 2 на Error: Reference source not found–а, статическая характеристика нагрузки смещается (происходит переход с одной статической характеристики нагрузки на другую). Равенство генерируемой и потребляемой мощности в системе нарушается. Но небаланса мощностей в ЭЭС быть не может, поэтому, при постоянной мощности турбины, баланс может быть восстановлен только снижением мощности нагрузки и уменьшением частоты вращения генератора. Т.о., в системе установится режим, в котором при новом, уменьшенном значении относительной частоты _отн = /_ном = _i < 1, т.е. режим с рабочей точкой в точке 3 на Error: Reference source not found–а.

Рассмотрим случай с оптимальным регулятором скорости вращения турбины, изменяющим впуск энергоносителя в турбину в зависимости от нагрузки и обеспечивающим номинальное значение частоты в установившемся режиме. Характеристика турбины с оптимальным регулятором представляет собой строго вертикальную прямую (Error: Reference source not found–б). В этом случае при увеличении нагрузки при увеличении мощности нагрузки регулятор увеличивает впуск энергоносителя в турбину, увеличивая тем самым скорость вращения турбины, и, соответственно, ее мощность до значения, соответствующего возросшей нагрузки, т.е. до нового относительного значения P_т.отн = Р_т/Р_т.ном = Р_i > 1. Рабочая точка системы при этом в установившемся режиме перемещается в точку 2 (см. Error: Reference source not found–б), для которой  = _ном.

Обеспечить строгую вертикальность статической характеристики турбины с регулятором практически невозможно. Реальная характеристика турбины с регулятором скорости вращения представляет собой наклонную прямую (Error: Reference source not found). Часто употребляемой мерой реальной характеристики регулирования является коэффициент крутизны k_г, равный тангенсу угла наклона характеристики к оси абсцисс, и составляющий величину 25…50 для гидрогенераторов и 15…20 для турбогенераторов. Заметим, что для характеристики оптимального регулирования (см. Error: Reference source not found–б) эта величина составляет k_г = . Аналогично коэффициенту крутизны k_г характеристики регулирования вводится понятие коэффициента крутизны статической характеристики нагрузки ЭЭС, обозначаемый k_н. Фактически этот коэффициент показывает наклон касательной к характеристике нагрузки, проведенной в рабочей точке, и является регулирующим эффектом активной нагрузки по частоте.

В случае, показанном на Error: Reference source not found, при увеличении мощности нагрузки регулятор увеличивает впуск энергоносителя в турбину, увеличивая тем самым скорость ее вращения. В результате мощность турбины возрастает до некоторого относительного значения Р_i > 1, и в системе устанавливается режим, в котором при новом, несколько уменьшенном значении относительной частоты _отн = /_ном = _i < 1, т.е. режим с рабочей точкой в точке 3 на Error: Reference source not found.

Процесс автоматического регулирования, показанный на Error: Reference source not found, называют первичным регулированием частоты. В результате его осуществления баланс мощности восстанавливается при частоте, несколько меньшей, чем номинальная. Эффективность такого регулирования тем больше, чем ближе реальная статическая характеристика турбины с регулятором к оптимальной (вертикальной). Однако, при любой степени эффективности первичное регулирование частоты хотя и ограничивает ее отклонение от номинального значения, но не позволяет восстановить номинальное значение после появления небаланса мощности.

Изменение частоты, вызванное дополнительной нагрузкой Р при выполнении первичного регулирования в реальной ЭЭС определяется через фактическую нагрузку Р_н по формуле:

.

Заметим, что фактическая нагрузка выбирается всегда меньше номинальной (100%) мощности генераторов из-за необходимости иметь резерв мощности для регулирования частоты, т.е. в номинальном режиме генераторы ЭЭС имеют загрузку меньше 100%.

Задачу окончательной корректировки значения частоты решает вторичное регулирование. Для рассматриваемой эквивалентной схемы ЭЭС (см. Error: Reference source not found) после первичного регулирования (см. Error: Reference source not found) вторичное может быть осуществлено за счет смещения статической характеристики турбины с регулятором параллельно самой себе как показано на Error: Reference source not found. Как видно, в результате вторичного регулирования, мощность турбины возрастает до нового относительного значения Р'_i > Р_i > 1, и в системе устанавливается режим, в котором при номинальном значении частоты. При этом относительная частота _отн = /_ном = 1, т.е. в ЭЭС устанавливается режим с рабочей точкой в точке 3' (см. Error: Reference source not found).

Вторичное регулирование возможно за счет изменения мощности турбины, которое осуществляется дополнительным воздействием на нее автоматического регулятора частоты по результатам контроля действительного значения частоты, установившегося в сети после первичного регулирования. Общая схема регулирования частоты в эквивалентной схеме ЭЭС с паровой турбиной показана на Error: Reference source not found.

В реальных ЭЭС вторичное регулирование осуществляется за счет электростанций вторичного регулирования, которые должны быть достаточно мощными для поддержания необходимого диапазона регулирования и обладать достаточно высоким быстродействием. Этим требованиям в бóльшей степени удовлетворяют гидроагрегаты, поэтому именно гидроэлектростанции обычно участвуют во вторичном регулировании частоты.

Первичное регулирование осуществляется автоматически, вторичное – как автоматически, так и дежурным персоналом станции.

Рассмотренные принципы регулирования справедливы и в случае уменьшения эквивалентной нагрузки в ЭЭС – в этом случае направление регулирования будет обратным, т.е. будет осуществляться за счет уменьшения мощности, вырабатываемой турбиной [2, 9, 25].