АЧР

1.КРАТКИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) – это ступень противоаварийной автоматики, которая вступает в работу при определенном снижении частоты из-за возникновения дефицита активной мощности и действует на отключение части менее ответственных потребителей энергии.

В современных энергосистемах наиболее типичной причиной возникновения дефицита мощности является аварийное отключение линии, связывающей дефицитный район с остальной частью энергосистемы. Если при этом в отделившейся части отсутствует быстрореализуемый резерв мощности в виде недогруженных турбоагрегатов, то может иметь место недопустимое снижение частоты. При этом следует также иметь ввиду, что резерв мощности турбоагрегатов должен быть обеспечен соответствующей паропроизводительностью котельных агрегатов. Возможность и скорость мобилизации вращающегося резерва на тепловых электростанциях зависит от многих факторов: принятого способа регулирования мощности турбин, типа котельного агрегата (барабанный, прямоточный), текущего состояния теплового оборудования и т.п. [1].

Вращающийся резерв мощности на гидроэлектростанциях с точки зрения предотвращения недопустимого снижения частоты менее эффективен, так как инерционность регулирования гидротурбин значительно больше, чем у паровых турбин. В то же время этот вид резерва мощности важен для восстановления питания потребителей электроэнергии после действия АЧР, так как пуск и набор нагрузки гидроагрегатами из неподвижного состояния может быть осуществлен за 50÷90 с., а перевод из режима синхронного генератора за 10÷30с.

Если в дефицитной части энергосистемы все генераторы работают синхронно, то их можно представить в виде одного эквивалентного агрегата. При этом процесс изменения частоты приближенно описывается следующим дифференциальным уравнением

где Tj - эквивалентная постоянная механической инерции

энергосистемы,

f* - частота в относительных единицах,

PT* и PГ* - соответственно мощность турбины и генераторов в относительных единицах.

3

Мощность генераторов в основном определяется мощностью нагрузки PH и потерями в линиях и трансформаторах. В дальнейшем

приближенно полагаем, PГ = PH . В качестве базисных величин в (1)

жиме, предшествующем моменту возникновения дефицита мощности. Дополнительно заметим, что приближенность записи уравнения (1) заключается также в том, что мощности в относительных единицах приняты равными соответствующим вращающим моментам в относительных единицах. Это возможно в силу того, что практически изменение частоты в переходном процессе сравнительно невелико.

Установившееся значение частоты после окончания переходного процесса, вызванного возникновением небаланса мощности, определяется зависимостью PT * и PH* от частоты. Последние называются

статическими характеристиками турбины и нагрузки по частоте. Рассмотрим краткие сведения о характеристиках паровой тур-

бины. В отношении турбины следует отметить, что в данном случае важно рассмотрение статической характеристики нерегулируемой турбины и в частности ее характеристики при исчерпании регулировочного диапазона, то есть при полном и постоянном открытии регулирующих клапанов. Данные о статических характеристиках нерегулируемой турбины имеется в [1, 2]. Эти характеристики таковы, что при малых отклонениях частоты от номинальной (порядка нескольких Гц) мощность нерегулируемой турбины изменяется незначительно. Например, при изменении частоты на ±10% от номинальной, что является уже недопустимым, мощность турбины в оговоренных выше условиях уменьшается на 1%.

При неполной загрузке турбины ее статическая характеристика определяется свойствами и параметрами автоматического регулятора частоты вращения турбины (АРЧВ)[1]. В координатах мощность турбины – частота статическая характеристика регулируемой турбины в реальном диапазоне загрузки может быть представлена в виде прямой линии, крутизна которой (КТ) обратно пропорциональна коэффициенту статизма (КС). При номинальных параметрах пара коэффициент статизма, регулируемой паровой турбины, составляет 4÷ 5%.

Активная мощность нагрузки в общем случае зависит и от частоты и от напряжения. В данном случае требуется знание результирующей зависимости активной мощности нагрузки от частоты. При определении этой характеристики учитывают, что при возникновении дефицита активной мощности и снижении частоты, как правило, снижается так же и напряжение. Так как практически изменения частоты

4

и напряжения относительно невелики, то статическую характеристику нагрузки линеаризуют в окрестностностях значений частоты и напряжения в предшествующем установившемся режиме, то есть при

f = f0 и U =U0 . Эти же значения частоты и напряжения принима-

ются за базисные при переходе к относительным единицам. Коэффициент наклона линеаризированной статической характеристики называют коэффициентом регулирующего эффекта активной мощности нагрузки по частоте. С учетом одновременного изменения частоты и напряжения этот коэффициент равен

требителей электроэнергии, а величина ∂U* зависит от параметров

∂f*

генераторов, сетевых элементов, свойств автоматических регуляторов возбуждения и др.[2].

Составляющая ∂P* , обозначаемая в [1] KH′ , определяется в основном

∂f*

двигательной частью нагрузки. Активная мощность, потребляемая электродвигателем без учета потерь

где ωр - частота вращения ротора двигателя; МС - механический момент сопротивления на валу.

Так как частота вращения синхронных двигателей, а с достаточной точностью и асинхронных двигателей, пропорциональна частоте напряжения сети, то даже при МС, не зависящем от частоты вращения, активная мощность изменяется пропорционально частоте.

Момент сопротивления вентиляторов и насосов в зависимости от их исполнения и режима работы может зависеть от частоты вращения в степени 2÷4 [3]. Таким образом, может иметь место довольно сильная зависимость, потребляемой двигателем активной мощности от частоты.

Вторая составляющая в выражении (2) для коэффициента регулирующего эффекта активной мощности, связанная с изменением

5

напряжения, определяется большим числом трудно учитываемых факторов, часть из которых названа выше.

Как правило, получение статических характеристик реальной нагрузки энергосистемы расчетным путем не представляется возможным, поэтому рекомендуется использовать данные о значениях коэффициента регулирующего эффекта нагрузки, полученные на основе натурных экспериментов в энергосистемах [1, c.24]. Наиболее часто встречающиеся значения коэффициента КН лежат в пределах 1÷3.

Вернемся к рассмотрению уравнения (1). Как следует из этого уравнения значение частоты в установившемся режиме, когда df* dt =0 ,

определяется условием

Устойчивость режима по частоте после окончания переходного процесса, вызванного, например, изменением нагрузки энергосистемы обеспечивается благодаря определенной зависимости РТ* и РН* от частоты. В частности режим будет устойчив, если при малом отклонении от этого режима приращение небаланса мощности Р*= РТ* - РГ* и приращение частоты f*= f* - f0* будут иметь разные знаки. Это обстоятельство поясняется на рис.1, где показаны статические характеристики эквивалентной турбины и эквивалентной нагрузки энергосистемы

( PÍ ' и PÍ '' ).

P

PT1 P''H

P'H

Pд

f1

f2

Рис. 1 Влияние крутизны статических характеристик нагрузки и турбины на установившееся изменение частоты

6

PT1 – характеристика турбины при наличии вращающегося резерва. РТ2 – характеристика турбины при отсутствии резерва.

PÍ ' – характеристика нагрузки в исходном режиме.

PÍ '' – характеристика при подключении дополнительной нагрузки.

Рд – дефицит мощности в момент подключения дополнительной нагрузки.

f1 – установившееся изменение частоты при наличии вращающегося резерва.

f2 – установившееся изменение частоты при отсутствии вращающегося резерва.

Характеристики турбины приведены для двух крайних случаев, когда имеется резерв мощности при понижении частоты у всех агрегатов (характеристика РТ1) и когда резерв у всех агрегатов отсутствует (характеристика РТ2). В первом случае коэффициент крутизны статической характеристики турбины составляет КТ=20÷25, а во втором при небольших отклонениях частоты можно положить PT* =const , то есть

КТ = 0.

Для линеаризованных характеристик турбины и нагрузки можно записать

Так как при наличии резерва мощности KT >> KH , то сниже-

ние частоты определяется в основном статической характеристикой регулируемых турбин и невелико. При отсутствии резерва, когда

KT =0 , изменение частоты определяется регулирующим эффектом

нагрузки и значительно больше.

Например, при относительном дефиците мощности P* =0,2 , KH = 2 и отсутствии резерва изменение частоты f* = 0,1 или 5Гц.

7

8

Весьма существенно, что упоминаемая выше зависимость механического момента сопротивления на валу электродвигателей от частоты вращения, естественно означает и зависимость производительности механизмов (насосов, вентиляторов, и др.) от частоты вращения, что в данном случае имеет принципиальное значение. Это объясняется тем, что снижение частоты и соответствующее снижение производительности механизмов собственных нужд тепловых электростанций, таких например, как питательные насосы вентиляторы, дымососы приводит к снижению паропроизводительности котельных агрегатов. Наиболее существенное влияние на паропроизводительность котельных агрегатов, оказывает снижение производительности питательных электронасосов, поскольку они работают на противодавление. В таком режиме работы насоса при некотором значении частоты давление, развиваемое насосом, сравнивается с противодавлением и подача воды в котел прекращается.

Таким образом, если резерв мощности оказывается недостаточным или отсутствует, то снижение частоты, вызванное дефицитом мощности, приводит к снижению производительности механизмов собственных нужд, что вызывает в свою очередь снижение мощности турбин. То есть дефицит мощности при снижении частоты не уменьшается, а увеличивается. Это ускоряет снижение частоты и процесс может принять лавинообразный характер, что приводит к полной остановке электростанций. Такой характер процесса в энергосистеме принято называть "лавина частоты".

Характеристики турбины и нагрузки, при которых имеет место явление лавины частоты, например, при отделении дефицитного района от мощной энергосистемы показаны на рис 3.

Рис. 3 Возникновение явления лавины частоты при отделении дефицитного района от мощной энергосистемы.

9

В доаварийном режиме частота в объединении поддерживается практически постоянной системными устройствами АЧРМ и характеристикой эквивалентной турбины является прямая 1. Характеристика нагрузки в определяющемся районе занимает положение 2. После отделения дефицитного района характеристика эквивалентной турбины изображается кривой 3.

До исчерпания вращающегося резерва (участок a-b) мощность турбины изменяется в соответствии со статизмом регулятора частоты вращения. На участок b-c снижение частоты на паропроизводительность котла еще не сказывается и поэтому мощность турбины остается практически неизменной, что соответствует статической характеристике нерегулируемой турбины при постоянном давлении пара. При снижении частоты до значений меньших f1 , производительность меха-

низмов собственных нужд и соответственно паропроиводительность котлов снижается настолько, что поддержание мощности турбины становится невозможным и она снижается (участок с-d). Если при этом нагрузка такова, что ее характеристика 2 и характеристика турбины не пересекаются, то дальнейший процесс снижения частоты и мощности приобретает лавинообразный характер.

Кроме возможного лавинообразного развития аварийной ситуации, имеется еще одна важная причина, из-за которой опасно отклонение частоты от номинальной.

Паровые турбины конструируются таким образом, чтобы частота собственных механических колебаний лопаточного аппарата и валопроводов отличалась от рабочей частоты 50 Гц.

При отклонении частоты от номинальной и приближении ее к значениям частот собственных колебаний лопаточного аппарата в нем возникают колебания с увеличенной амплитудой, что приводит к сокращению срока службы турбины. При совпадении частоты с резонансной может произойти разрушение лопаток.

Для современных турбин допустима длительная работа в диапазоне частот 49,5÷50,5 Гц, а при больших отклонениях частоты допустимое время работы турбины ограничено.

Данные о допустимой длительности работы турбин с частотой, отличающейся от номинальной приведены в [1,c.32].

Таким образом, при возникновении дефицита мощности при определенных условиях, которые кратко охарактеризованы выше, может иметь место недопустимое снижение частоты и лавинообразное развитие аварий.

Единственным способом предотвращение развития аварии в таких ситуациях является отключение части потребителей, организован-

10

ное определенным образом - что и выполняет автоматическая частотная разгрузка. (АЧР).

АЧР должна удовлетворять следующим требованиям [1].

1.АЧР не должна допускать снижения частоты ниже определенного уровня на время, большее, чем некоторое допустимое

(tдоп) для этого уровня частоты. То есть должна обеспечиваться некоторая предельно допустимая частотно-временная зона, которая показана на рис. 4.

2.Суммарная мощность потребителей, отключенных АЧР должна быть по возможности минимальной. АЧР должна вступать в действие после того, как полностью или частично реализуется вращающийся резерв на тепловых и атомных электростанциях. Если реализуемых вращающихся резервов нет, то мощность отключаемых потребителей не должна превосходить возникший аварийный дефицит мощности.

3.АЧР должна обеспечить подъем частоты до значений, при которых энергосистема может длительно работать. В том случае, если дефицит возник из-за отделения части энергосистемы от энергообъединения, то к АЧР предъявляется требование восстановления частоты до значений , при которых срабатывает АПВУС (с улавливанием синхронизма) и возможна успешная ресинхронизация.

4.Экономический ущерб при отключении потребителей должен быть по возможности минимальным. Для выполнения этого требования в первую очередь отключаются менее ответственные потребители.

5.АЧР не должна работать при процессах, отличающихся от переходных процессов в энергосистеме при дефиците мощности, но также сопровождающихся изменением частоты.

Рис. 4. Предельно допустимая частотно-временная зона при работе АЧР

11

2. ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ВЫПОЛНЕНИЯ АЧР

Базовым вариантом выполнения АЧР в настоящее время является одновременное применение трех видов устройств, которые принято называть категориями.

1.АЧР I – быстродействующая разгрузка, действующая на отключение потребителей очередями с различными постепенно снижающимися уставками по частоте;

2.АЧР II – медленно действующая разгрузка, действующая на отключение потребителей очередями, имеющими одну или несколько близких уставок по частоте и различные постепенно увеличивающиеся уставки по времени;

3.Дополнительная разгрузка, действующая при возникновении дефицита мощности, превышающего максимальный расчетный дефицит. Фактором запуска дополнительной разгрузки, как правило, может быть, возникшее возмущение, например, отключение линии связи с контролем по параметрам предшествующего режима.

Выполнение АЧРI и АЧРII состоящими из большого числа очередей, отключающих нагрузку сравнительно небольшими долями придает АЧР свойство системы автоматического регулирования с обратной связью.

Такая система, как известно, может выполнять свои основные функции при изменении параметров объекта и интенсивности возмущений. Применительно к АЧР это означает, что она способна выполнять задачу предотвращения недопустимого снижения частоты и последующего восстановления частоты в условиях, когда в зависимости от текущего состояния энергосистемы изменяется коэффициент регулирующего эффекта нагрузки по частоте, постоянная механической инерции, а так же и значение возникающего дефицита мощности.

Параметры настройки (уставки) по частоте и времени для АЧРII принимаются следующими.

Верхний уровень уставок по частоте

fАЧРB II = 48,8 ÷48,6Гц.

Нижний уровень уставок по частоте fАЧРН II принимается на 0,3 Гц

меньше верхнего уровня. Интервал по частоте между очередями АЧР II

– 0,1 Гц.

Таким образом, разные очереди АЧРII могут иметь до 3 уставок по частоте. При использовании для всех очередей АЧРII одной уставки по частоте она принимается из указанного выше диапазона.

12

Начальная уставка по времени АЧРII

tАЧРH II =5 ÷10c.

Конечная уставка по времени АЧРII

tАЧРK II =60c.

Если возможна мобилизация мощности на ГЭС, то

tАЧРK II =70 ÷90c.

Если для очередей АЧР II используется более одной уставки по частоте, то очереди с более низкими уставками по частоте должны иметь большие уставки по времени [1].

Параметры настройки (уставки) по частоте и времени для АЧРI принимаются следующими.

Верхний уровень уставок по частоте

fАЧРB I = fАЧРB II −0,2Гц.

Нижний уровень уставок по частоте

fАЧРН I = 46,5Гц.

Интервал по частоте между очередями АЧР I – 0,1 Гц.

Выдержка времени очередей АЧРI, выполненных на базе полупроводникового реле частоты или на базе других современных технических средств, для отстройки от режима синхронных качаний, принимается не более 0,1÷0,15с. Введение выдержки времени в действие очередей АЧРI повышает вероятность глубокого снижения частоты. Поэтому, если возможно возникновение значительных дефицитов мощности, то допускается вообще не вводить выдержку в действие АЧРI.

Верхняя уставка АЧРI принимается около 49Гц, чтобы обеспечивались условия реализации резерва на тепловых электростанциях до отключения потребителей. При этом исходят из того, что максимально возможный резерв мощности составляет 50% (обычно он значительно меньше). Тогда при статизме около 5% и снижении частоты на 2% (1Гц) регулирующие клапаны турбины полностью открываются. Если при этом частота продолжает снижаться, то это означает, что резерв на тепловых электростанциях полностью исчерпан.

Верхняя уставка АЧРII также принимается около 49 Гц, чтобы частота восстанавливалась до уровня, при котором допустима длительная работа электростанций.

Суммарная мощность потребителей, подводимых под АЧРI, рассчитывается по следующему выражению

13

где Pд - максимальный расчетный дефицит;

0,05PH 0 - пять процентов от мощности нагрузки в предшествующем режиме принимается в запас;

Pрез - вращающийся резерв тепловых электростанций.

Если же возникает необходимость учитывать вращающийся резерв, то он должен быть гарантирован парапроизводительностью котлов.

Суммарная мощность PАЧРI может быть распределена между оче-

редями АЧРI различными способами. Наиболее распространенным способом является по возможности равномерное распределение в пределах реальных фактических значений мощности нагрузок.

Суммарная мощность потребителей, подводимых под АЧРII, определяется по следующим условиям:

PАЧРII ≥0,4PАЧРI , PАЧРII ≥0,1PH 0 ,

где PH 0 - мощность нагрузки в предшествующем режиме. Суммарная мощность PАЧРII также распределяется между очере-

дями АЧРII по возможности равномерно.

3. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ЧАСТОТНОМ АПВ

После работы АЧР и отключения части нагрузки в зависимости от конкретных условий возникший дефицит может быть ликвидирован за счет:

1.Загрузки ранее недогруженных гидрогенераторов.

2.Перевода гидрогенераторов из режима синхронного компенсатора в режим выдачи активной мощности.

3.Ввода в работу ранее отключенных гидроагрегатов.

4.Восстановления в связи с избыточной частью энергосистемы включением ранее отключенной линии связи и последующей ресинхронизацией. Включение линии может произойти в том

числе и устройством АПВУС.

Частотное АПВ осуществляет включение ранее отключенных потребителей по факту повышения частоты. Уставки по частоте устройства ЧАПВ принимаются несколько выше тех значений, до которых восстанавливается частота в результате работы АЧР. Подъем частоты

14

до установок ЧАПВ означает, что в результате каких либо факторов дефицит мощности уменьшается.

ЧАПВ действует очередями с одной уставкой по частоте и с разными постепенно увеличивающимися уставками по времени.

Уставки ЧАПВ по частоте рекомендуется принимать в пределах

fЧАПВ = 49,2 ÷50Гц.

Конкретные значения уставок в указанном диапазоне принимаются, если известно за счет каких факторов ожидается ликвидация дефицита. Если ожидается повторное включение отключившихся линий с последующей ресинхронизацией, то уставку принимают выше, чем частота, при которой происходит ресинхронизация (допустимо АПВУС). Для сильных связей разность частот соединяемых районов допустима до 1,2÷1,5Гц, а для слабых связей 0,05÷0,2Гц. Если считать, что дефицитный район работает параллельно с мощной энергосистемой, частота в которой при отключении и включении одной из связей практически не меняется, то параметры настройки ЧАПВ принимают-

ЧАПВ

- уставки по времени последующих очередей принимаются постепенно увеличивающимися со ступенью не менее 5с.

4. ПРОВЕДЕНИЕ ЛАБОРАТОРНЫХ УПРАЖНЕНИЙ

4.1. Подготовка исходной базы и исходного режима.

Лабораторные упражнения проводятся на базе схемы учебной энергосистемы с использованием программы для расчета установившихся и электромеханических переходных процессов "Мустанг", версия 4.

Схема учебной энергосистемы и схема замещения прямой последовательности приведены на рис. 5 и 6.

15

16

Рис. 6. Схема замещения прямой последовательности

В программе "Мустанг" переходные процессы в котельных агрегатах не моделируются. Поэтому расчетные эксперименты соответствуют случаю постоянства давления пара перед регулирующими клапанами турбины. Процессы, обусловленные действием первичного регулятора частоты вращения турбины и инерционностью парового объема тракта промперегрева, воспроизводятся.

Данные по всем элементам системы приведены в таблицах 1-

10.

17

Данные по параметрам трансформаторов, линий электропередачи и мощности нагрузок (режимный файл PIM-FR.REG таблицы

1, 2, 3, 4).

18

19

Система возбуждения (№1) – независимое тиристорное возбуждение или тиристорная система самовозбуждения с сериесными трансформаторами