3. Энергосистема и ее режимы работы

Объединенная энергосистема включает энергосистемы Э1 и Э2 (рис. 3.11), связанные линией электропередачи ЛЭП, с частотой ω_с (где с- индекс электрической сети).

Турбина Т₁ с её АСР представлена на рис. 3.11, остальные турбины не изображены.

Рис.3.11. Структура объединенной энергосистемы:

РТурб – регулятор турбины; Э1,Э2 – энергосистема соответственно 1^я, 2^я; ЛЭП – линия электропередачи; Потр.1 … n – потребители; ПА – противоаварийная автоматика; Г₁ … Г_n – генераторы; В₁…В_n – выключатели; Д₁ …Д_n – датчики; V₁…V_n- сигналы управления; ДЧ- датчик частоты.

Нормальный режим работы энергосистемы.

Частота ω_с определяется из уравнения:

J(dω_с/dt)=∑N_г- ∑N_потр , (3.3)

где:∑N_г – сумма мощностей генераторов;

∑N_потр –сумма мощностей потребителей;

J – момент инерции энергосистемы.

В установившемся режиме работы ∑N_г=∑N_потр и ω_с= const согласно уравнению (3.3), причем в номинальном режиме ω_с=3000 об/мин =50Гц.

В установившемся режиме генераторы работают в синхронизме с энергосистемой, т.е.:

ω_г=ω_с , (3.4)

где: ω_г – частота вращения электрического поля каждого из синхронных генераторов;

ω_с – частота сети (энергосистемы).

Мощность объединенной энергосистемы на несколько порядков больше мощности любого из генераторов. Поэтому энергосистема держит каждый из генераторов в синхронизме как ведущая. Это значит, что, если частота ω_сизменилась при изменении баланса мощности в уравнении (3.3), то также изменится частота ω_г любого из генераторов в соответствии с равенством (3.4).

Генератор работает на одном валу с турбиной, вал (ротор) которой вращается с частотой ω_т. Поэтому вал генератора вращается с той же частотой ω_т в любых режимах; при этом частота вращения вала генератора ω_т связана с частотой вращения электрического поля синхронного генератора ω_г равенством:

ω_т=ω_г . (3.5)

Из равенств (3.4) и (3.5) следует:

ω_т=ω_г=ω_с . (3.6)

Равенство (3.6) гласит: частота вращения ротора ω_т каждой из турбин равна частоте вращения электрического поля ω_г каждого из генераторов этих турбин, работающих в мощную электрическую сеть, и равна частоте ω_с электрической сети.

Равенство (3.6) справедливо в установившихся режимах работы энергосистемы, когда частота не меняется, а также при медленном изменении частоты сети ω_с в нормальном режиме в случае небольшого изменения баланса мощностей в уравнении (13.3).

Утяжеленный режим работы энергосистемы при отключении лэп.

При аварийном отключении ЛЭП (например, при ее обрыве) объединенная энергосистема разбивается на отдельные энергосистемы Э1 и Э2, причем в Э1 возникает дефицит мощности вследствие отсутствия ее притока по ЛЭП, а в Э2 – избыток мощности вследствие отсутствия ее оттока. Это приводит согласно уравнению (3.3): к снижению частоты ω_с1 в Э1 и к возрастанию ω_с2 в Э2.

Тогда:

1) регуляторы (датчики) частоты например ДЧ (рис.3.11) роторов турбин, входящих в Э1, воздействуют на открытие клапанов этих турбин, что приводит: к увеличению их мощности, к ликвидации дефицита мощности в Э1 и к стабилизации ее частоты ω_с1=соnst;

2) регуляторы частоты роторов турбин, входящих в Э2, воздействуют на закрытие клапанов, что приводит к ликвидации избытка мощности в Э2 и к стабилизации ее частоты ω_с2=соnst.

Вышеуказанные изменения мощности турбин, направленные на стабилизацию частоты, называют режимом первичного (приближенного) регулирования частоты сети.

Для повторного включения ЛЭП необходима не только вышеуказанная стабилизация, но и выравнивание частот:

ω_с1=ω_с2. (3.7)

Для этого выравнивания отдельные турбины в Э1 и Э2 изменяют мощность под воздействием ПИ регуляторов частоты этих турбин до тех пор, пока не будет выполнено равенство (3.7), т.е.

ω_с1=ω_с2=ω_зад. . (3.8)

Вышеуказанный режим изменения мощности турбин до тех пор, пока не установится заданное значение частоты сети по равенству (3.8), называют вторичным (точным) регулированием частоты сети.

Аварийные режимы работы энергосистем.

При неудовлетворительном протекании регулирования частоты в вышерассмотренном утяжеленном режиме с отключением ЛЭП возможно дальнейшее деление Э1 и Э2 на более мелкие системы с различными частотами, что соответствует аварийному режиму.

Вышеуказанный режим рассмотрен в качестве простого примера.

На практике возникает много типов аварийных режимов. Ряд из них носит сложный труднопрогнозируемый характер.

Для прогнозирования и ликвидации аварийных режимов применяется система противоаварийного регулирования энергосистем.

Система противоаварийного регулирования энергосистем работает следующим образом:

Данные о состоянии энергосистемы, снимаемые с датчиков Д₁…Дn (рис.3.11), поступают на ЭВМ пульта управления энергосистемой.

Быстродействующая мощная ЭВМ анализирует состояние энергосистемы и при наличии признаков предаварийного и аварийного состояния рассчитывает алгоритм противоаварийного регулирования.

В соответствии с рассчитанным алгоритмом устройство противоаварийной автоматики ПА энергосистемы вырабатывает сигналы управления V₁, V₂ …Vn, воздействующие на электрические аппараты энергосистемы, и сигналы задания по мощности турбин, в частности сигнал N_па.зад, поступающий на регулятор турбины РТурб. Точнее, задание N_па.зад поступает на разомкнутый быстродействующий контур, входящий в состав РТурб, схема которого была рассмотрена на рис.2.6.

Под воздействием сигналов ПА аварийный режим работы энергосистемы стабилизируется. После стабилизации наступает процесс восстановления энергосистемы.