Регулирование частоты в энергосистеме

Первичное регулирование частоты. Участие энергетического блока в регулировании частоты определяется его статической характеристикой регулирования скорости (рис. 4.2), представляющей собой график зависимости равновесных значений
частоты вращения ротора турбины или соответствующей ей частоты в энергосистеме f от мощности турбины N. Наклон этой характеристики определяется коэффициентом неравномерности б =(птах—пмп)/п0, где лшах и nmln — максимальное и минимальное значения частоты вращения, соответствующие холостому ходу и полной нагрузке; п0 — номинальная частота вращения. Пересечение статической характеристики блока 1 с характеристикой сети 3 (линией постоянной частоты пс в сети) определяет рабочую точку блока С, которой соответствует мощность Nlt вырабатываемая блоком. При отклонении частоты в энергосистеме изменяется положение рабочей точки на характеристике 1. Соответственно изменяется мощность блока. При включенном ограничителе мощности блок не может увеличить мощность сверх заданного значения Nа\ статическая характеристика блока в этом случае при понижении частоты изображена линией А В, чему соответствует бесконечно большое значение коэффициента неравномерности.
Ручное или дистанционное воздействие на механизм управления турбиной (МУТ) смещает параллельно самой себе статическую характеристику регулирования скорости. При ее смещении в положение | и неизменной частоте в сети рабочей точкой турбины становится точка D, при этом мощность возрастает до значения «Si». Рассмотрим в качестве примера приемную энергосистему 11 (см. рис. 2.12), в которой параллельно работают z энергетических агрегатов I, II, ..., г со статическими характеристиками регулирования. В исходном установившемся режиме с частотой f0 пересечением статических характеристик агрегатов с характеристикой сети = idem определяются рабочие точки агрегатов, которым соответствуют значения мощностей Nlt N2, Ns. Пусть в некоторый момент времени к энергосистеме подключился новый потребитель. Его подключение, изменив структуру энергосистемы, уменьшило общее сопротивление электрической сети. Поскольку мощность, отдаваемая генераторами, в этот момент времени еще равна исходной, подключение дополнительного потребителя понижает напряжение электрического тока и вследствие этого уменьшает мощность, в энергосистеме получаемую от сети ранее включенными потребителями. Вступающие при этом в работу системы АРВ генераторов, изменяя токи возбуждения, восстанавливают исходное значение напряжения, что сопровождается увеличением токов в сети и возвращением мощностей, получаемых ранее включенными потребителями, к исходным значениям. Дополнительно включенный потребитель забирает из сети мощность AN, которая распределяется между генераторами обратно пропорционально сопротивлениям электрических цепей, связывающих их с этим потребителем. Так как турбоагрегаты вырабатывают еще исходные значения мощностей, роторы турбогенераторов замедляют свое вращение и частота в энергосистеме снижается.
Регуляторы скорости паровых, газовых и гидравлических турбин распределяют дефицит мощности между агрегатами приемной системы обратно пропорционально их коэффициентам неравномерности, переводя эти агрегаты к новым режимам, определяемым рабочими точками bu Ь2, ..., Ьг (рис. 4.3). При этом отклонение частоты АI ограничивается некоторым довольно узким интервалом, определяемым статическими характеристиками регулирования агрегатов. Таким путем отдельные агрегаты осуществляют первичное регулирование частоты в энергосистеме.
Вторичное регулирование частоты. Первичное регулирование частоты, обладающее определенным статизмом (неравномерностью энергосистемы), принципиально не может обеспечить постоянного значения частоты при отклонениях нагрузки. Вторичное регулирование частоты обеспечивает восстановление заданного ее значения. Сетевой регулятор частоты, выполняемый, как правило, пропорционально-интегральным, воздействуя на АСР агрегатов специально выделенных регулирующих электростанций (агрегат I на рис. 4.3), смещает их характеристики афх 1 положение cxdx таким образом, чтобы вернуть к номинальной частоту в системе. По мере восстановления частоты агрегаты станций, не привлекаемых ко вторичному регулированию, но участвовавших в первичном регулировании (агрегаты II — z), возвращаются к исходному (до возмущения) режиму, определяемому рабочими точками агл... ..., а2. Обычно агрегаты регулирующих станций стремятся держать загруженными так, чтобы они имели достаточный регулировочный диапазон в сторону как возможной разгрузки, так и нагружения. При вторичном регулировании частоты регулировочный диапазон в одну из этих сторон уменьшается. Поэтому в дальнейшем служба оперативного диспетчерского управления перераспределяет нагрузки, увеличивая регулировочный диапазон регулирующих станций. В процессе этого перераспределения, иногда называемого третичным регулированием энергосистемы, стремятся добиться оптимального распределения нагрузок между агрегатами энергосистемы.
В большинстве применяемых схем вторичного регулирования частоты сигнал от сетевого регулятора вводят в АСР турбины через электродвигатель механизма управления, обладающий большой инерцией. Этим определяется медленное действие вторичного регулирования частоты в отличие от быстродействующего первичного регулирования.
Роль межсистемных связей в регулировании частоты. С увеличением или уменьшением частоты вращения генераторов той энергосистемы, где произошло возмущение, изменяется взаимный фазовый угол 0 между эквивалентными роторами связанных между собой -энергосистем. При этом изменяется мощность, передаваемая по МСС к возмущенной энергосистеме или от нее. Изменение перетока мощности по МСС обеспечивает помощь соседних систем возмущенной в регулировании частоты, благодаря чему объединение энергосистем облегчает решение задачи регулирования частоты. Вместе с тем небольшие колебания частоты в отдельных частях энергообъединения могут вызывать большие отклонения перетоков мощности, соизмеримые с пропускной способностью МСС, что выдвигает проблему сохранения устойчивости параллельной работы связанных энергосистем.