Управление нормальными режимами

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В 1-ой синхронной зоне ЕЭС России (ОЭС Европейской части ЕЭС и Сибири) должно быть обеспечено поддержание:

•квазиустановившихся значений частоты в пределах (50,00±0,05) Гц при допустимости нахождения значений частоты в пределах (50,0±0,2) Гц с восстановлением частоты до уровня (50,00±0,05) Гц за время не более 15минут;

•ограничения перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в пределах допустимых значений с ликвидацией перегрузки автоматически за 5 минут, оперативно за

20 минут.

Стандарт также содержит требования к управляющим вычислительным комплексам централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности ЕЭС России, системам группового регулирования активной мощности гидравлических электростанций;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 32

АРЧМ. Работа нерегулируемого генератора на выделенный район нагрузки

Баланс мощностей на валу генератора:

Pмех=M·w - механическая мощность, определяемая поступлением энергоносителя;

Pэл=U·I·cosφ - электрическая мощность, определяемая мощностью электроприемников

находятся в допустимых пределах.

Зависимость между моментом М, развиваемым турбиной, и частотой вращения f агрегата, работающего на выделенный район, в установившихся режимах можно представить линией 1.

Момент сопротивления на валу турбины создается нагрузкой, присоединенной к сети. Мощность, потребляемая различными типами электроприемников, по-разному зависит от частоты. В целом зависимость от частоты комплексной нагрузки энергосистемы, состоящей из электроприемников всех типов, изменяется во времени в соответствии с изменением удельного веса каждого из них и характеризуется статическим коэффициентом нагрузки, устанавливающим относительное изменение нагрузки на единицу частоты.

Зависимость, изображаемая линией 1’, является линеаризованной статической характеристикой нагрузки. Установившаяся частота вращения соответствует равенству момента, развиваемого турбиной, тормозящему моменту нагрузки, т.е. определяется точкой O1 пересечения статических характеристик турбины 1 и нагрузки 1’.

Изменение величины нагрузки или числа подключенных к сети электроприемников приводит к перемещению статической характеристики нагрузки. Так, увеличение числа электроприемников приводит к перемещению характеристики вправо (2’). При этом характеристики будут пересекаться в точке О2.

Уменьшение числа электроприемников приводит к смещению характеристики нагрузки влево (3’) с образованием новой точки пересечения О3. Полученные точки пересечения будут также соответствовать равенству моментов генератора и нагрузки при частотах f2 и f3. Видно,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

что изменение нагрузки сопровождается изменением частоты. В общем случае при избытке генерирующей мощности частота будет повышаться, а при дефиците — понижаться. Степень влияния частоты на производительность ряда механизмов может быть выражена зависимостью Рдв = k* ^ , где k – коэффициент, зависящий от типа механизма; а = 0 ÷ 4 (a=1 для металлорежущих станков, поршневых насосов и компрессоров; а=2÷4 для вентиляторов, центробежных и питательных насосов).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 33

АРЧМ. «Лавина частоты»

Снижение частоты приводит к снижению производительности механизмов собственных нужд электростанций, что приводит к снижению мощности агрегатов и, как следствие, к возрастанию дефицита активной мощности и дальнейшему снижению частоты. Имеет место т.н. «лавина частоты». С другой стороны, снижение частоты приводит к увеличению потерь мощности и напряжения в сети, снижению ЭДС и напряжения генераторов. Снижение напряжения приводит к дефициту реактивной мощности и дальнейшему снижению напряжения. Т.о., снижение частоты может привести и к «лавине напряжения». Развитие такого аварийного процесса показано на слайде.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 34

АРЧМ. Регулятор частоты вращения турбины

Для регулирования частоты вращения турбины электростанций снабжают регуляторами скорости (или частоты вращения) – рис. На слайде.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 35

АРЧМ. Регулятор частоты вращения турбины

Регулировочная способность турбин определяется характеристиками регуляторов частоты вращения турбины – статизмом и зоной нечувствительности. Характеристики регуляторов частоты вращения турбины показаны на слайде.

Зона нечувствительности (fнч) - максимальная величина изменения частоты, в пределах которого при наличии резерва, любых исходной частоте и направлении её изменения не гарантируется изменение мощности генератора. Складывается из максимальной погрешности измерения частоты вращения турбины и нечувствительности первичных регуляторов турбины и котла (реактора). Нормируемая величина зоны нечувствительности 0,3 % или 150 мГц.

Мёртвая полоса (f0) - максимальная величина отклонения частоты от номинального значения, при котором не требуется изменение мощности генератора. Складывается из зоны нечувствительности и специально вводимого расширения зоны нечувствительности (например, при вводе коррекции автоматического регулирования мощности по частоте).

Для обеспечения однозначного распределения нагрузки между генераторами, работающими на общие шины генераторного напряжения, или энергоблоками, работающими параллельно на шины высокого напряжения, регуляторы частоты вращения настраивают со статизмом по частоте, равном 4 - 6 %.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 36

АРЧМ. Работа регулируемого генератора в энергосистеме

При работе генераторов параллельно с системой изменение частоты определяется статической характеристикой энергосистемы в целом. Это явление взаимодействия регулирующего эффекта потребителей и статизмов регуляторов частоты вращения турбин называется «саморегулированием», как показано на слайде.

Рост потребления (1’-2’) должен сопровождаться перемещением статической характеристики турбины вверх (1-2). При этом пересечение новой характеристики турбины (2) с кривой нагрузки (2’) произойдет в точке О2.

Снижение потребления (1’-3’) должно сопровождаться перемещением характеристики турбины вниз (1-3), которая пересечется с кривой нагрузки (3’) в точке О3.

В таком случае частота в системе изменяется в более узких пределах. Линия О3, О1, О2, соединяющая точки пересечения характеристик турбины и нагрузки, образует статическую характеристику первичного регулирования частоты в энергосистеме (иногда ее называют «саморегулирование» энергосистемы).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 37

АРЧМ. Первичное регулирование частоты

Первичное регулирование частоты (ПРЧ) — процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием только первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение этого изменения.

Общее первичное регулирование (ОПРЧ) - первичное регулирование, осуществляемое всеми электростанциями в пределах имеющихся в данный момент времени регулировочных возможностей систем первичного регулирования электростанций (энергоблоков) с характеристиками систем первичного регулирования, заданными действующими нормативами.

Нормированное первичное регулирование (НПРЧ) - первичное регулирование, осуществляемое в целях обеспечения гарантированного качества первичного регулирования и повышения надёжности энергообъединения выделенными электростанциями (энергоблоками) НПРЧ, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования, обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными для НПРЧ характеристиками (параметрами) первичного регулирования. К использованию в НПРЧ могут привлекаться ГЭС, ГАЭС, ТЭС, АЭС, удовлетворяющие требованиям НПРЧ по НТД:

•зона нечувствительности не должна превышать 10 мГц;

 система регулирования должна обладать возможностью задания статизма (4 - 6) % с дискретностью не более 0,5%.

Регулирование электроэнергетического режима по частоте и перетокам активной мощности должно осуществляться посредством первичного (общего и нормированного), вторичного и третичного регулирования.

В 1-ой синхронной зоне ЕЭС России (ОЭС Европейской части ЕЭС и ОЭС Урала) должно быть обеспечено поддержание квазиустановившихся значений частоты в пределах (50,00±0,05) Гц при допустимости нахождения значений частоты в пределах (50,0±0,2) Гц с восстановлением частоты в пределы (50,00±0,05) Гц за время не более 15 минут.

Использование генерирующего оборудования для регулирования электроэнергетического режима по частоте и перетокам активной мощности должно осуществляться в пределах имеющихся регулировочных возможностей генерирующего оборудования, ограниченных его допустимыми режимами работы по условиям безопасной эксплуатации. Наличие регуляторов скорости (частоты вращения) турбогенераторов позволяет использовать их для первичного, вторичного, а также третичного регулирования частоты.

Введем некоторые термины, используемые при оперативном управлении энергосистемами. Первичное регулирование частоты (ПРЧ) — процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение этого изменения.

Резерв ПРЧ – максимальное значение первичной регулирующей мощности, которое может выдать турбоагрегат, электростанция, энергосистема при понижении (резерв на загрузку), либо повышении (резерв на разгрузку) частоты. Резерв первичного регулирования расходуется при отклонении частоты и вновь восстанавливается при ее восстановлении. Для обеспечения первичного регулирования на электростанциях должен постоянно поддерживаться заданный вращающийся резерв мощности.

Первичное регулирование подразделяется на общее и нормированное.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Общее первичное регулирование (ОПРЧ) - первичное регулирование, осуществляемое всеми электростанциями в пределах имеющихся в данный момент времени регулировочных возможностей систем первичного регулирования электростанций (энергоблоков) с характеристиками систем первичного регулирования, заданными действующими нормативами, и имеющее целью сохранение энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций при значительных отклонениях частоты. Участие в ОПРЧ является условием параллельной работы, т.е. в общем первичном регулировании должны участвовать все ТЭС, ГЭС, в том числе работающие в генераторном режиме ГАЭС. В ОПРЧ должны участвовать все энергоблоки АЭС, признанные в установленном порядке готовыми к участию в ОПРЧ, однако требуемая величина резерва первичного регулирования не задается.

Нормированное первичное регулирование (НПРЧ) - первичное регулирование, осуществляемое в целях обеспечения гарантированного качества первичного регулирования и повышения надёжности энергообъединения выделенными электростанциями (энергоблоками) НПРЧ, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования, обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными для НПРЧ характеристиками (параметрами) первичного регулирования.

К использованию в НПРЧ могут привлекаться ГЭС, ГАЭС, ТЭС, АЭС, удовлетворяющие требованиям НПРЧ, установленным Нацио-нальным стандартом и стандартами Системного оператора. Соответствие требованиям стандартов должно быть подтверждено результатами сертификационных испытаний:

аварийных режимов;

•система регулирования должна обладать возможностью задания статизма (4 - 6) % с дискретностью не более 0,5%.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 38

АРЧМ. Компенсация аварийного дефицита мощности в ЕЭС России.

При изменении частоты в энергосистеме в первичном регулировании частоты участвуют все электростанции и объединения в соответствии со своими статическими характеристиками регулирования, с учетом зоны нечувствительности агрегатов в каждой из них и (при необходимости) с коррекцией по частоте. Например, при наступлении аварийного дефицита мощности и снижении частоты на в одной из них, например, в ОЭС Северного Кавказа, в первичной компенсации и восстановлении частоты будут участвовать все ОЭС, работающие параллельно, включая зарубежные энергосистемы (рис. на слайде).