Навигация

 

 Меню раздела

Основные условные обозначения
Индексы
Сокращения в тексте
Наименования организаций
Энергетический блок ТЭС или АЭС
Внешние регулируемые величины блока
Принципы регулирования энергоблоков
Математические модели и структурные схемы
Принципы моделирования
Аналоговые и цифровые модели
Цифровое моделирование
Способы получения математических моделей
Динамические свойства блоков
Полу эмпирические модели
Процесс эксплуатации
Типовые возмущения
Типовые звенья и структурные схемы
Элементы автоматического регулирования
Нелинейные звенья
Гармоническая линеаризация
Моделирование регуляторов
Математическое регулирование паротурбинных установок
Уравнение ротора
Моделирование паровых объемов
Моделирования влажно-паровых объемов
Моделирование поверхностных подогревателей
Применение операционного исчисления
Водяной тракт подогревателя
Точность математической модели
Моделирование парового пространства подогревателя
Масса конденсата греющего пара
Моделирование смешивающих подогревателей
Особенности моделирования конденсатора
Эквивалентирование подогревателей
Моделирование турбогенераторов
Моделирование энергосистем
Математическое моделирования парогенераторов
Моделирование системы топливоподачи
Моделирование топки
Моделирование конвентивного газохода
Моделирование активной зоны реактора
Уравнение кинетики реактора
Моделирование промежуточных контуров
Температуры теплоносителя в теплоотдающей части
Компенсаторы объема
Моделирование парогенераторов с многократной циркуляцией
Моделирование прямоточных парогенераторов
Моделирование питательного клапана парогенераторов
Структурные схемы парогенераторов
Сопротивление тракта пароперегревателя
Уравнение паропровода
Динамика регулирования энергоблока
Моделирование газового промперегревателя
Моделирование парового промперегревателя
Регулирование блоков в мощных энергосистемах
Автоматическое регулирование возбуждения
Мощностные характеристики турбогенераторов
Плановые и неплановые изменения нагрузки
Регулирование частоты в энергосистеме
Регулирование мощности
Регулирование перетоков мощности по МСС
Статическая устойчивость
Взаимное согласование параметров РОМ и АСР турбины
Динамическая устойчивость
Требования к статическим и динамическим характеристикам
Регулирование паровых турбин
Динамические характеристики мощных паровых турбин
Влияние паровых объемов
Амплитудно-фазовая характеристика системы
Влияние промежуточных объемов
Динамические характеристики влажно-паровых турбин
Роль парового промперегрева
Импульсные характеристики турбин
Система регулирования мощных паровых турбин ПО ЛМЗ
Системы регулирования турбин ХТГЗ
Система снабжена ЭГП
Влияние системы регенеративного подогрева
Динамическая структура объекта регулирования
Динамика регулирования при наборе нагрузки
Регенеративные отборы пара
Регулирование котлов
Регулирование питания прямоточных котлов
Регулирование температуры перегрева пара
Возможности регулирования температуры перегрева
Аккумулирующая способность котла
Настройка отдельных регуляторов
Принципы регулирования ядерных реакторов
Возрастание потока нейтронов
Регулирование нейтронной мощности
Система управления и защиты
Борное регулирование
Роль температурного эффекта реактивности
Неоновое отравление реактора
Регулирование конденсаторных энергоблоков
Взаимное влияние парогенератора и турбины
Математическая модель ядерного энергоблока
Контуры регулирования основных регулируемых величин
Регулирование энергоблоков ТЭС
Передаточная функция и частотные характеристики
Первичное управление котлом
Корректирующие связи в системах
Форсирующие связи
Стабилизирующие связи
Физическая природа
Регулирование энергоблоков
Схемы с задающим регулятором
Управление клапанами турбины
Динамические свойства энергоблоков
Первичное управление котлом
Комбинированное регулирование
Первичное управление котлом
Повышение эффективности участия блока
Типовые схемы АСР энергоблоков
Особенности регулирования энергоблоков АЭС
Недостатки программы регулирования
Применение программы
Блоки с канальными реакторами
Регулирование теплофикационных энергоблоков
Рациональный способ использования пара
Принцип автономности
Физические основы автономного регулирования
Характерные режимы теплофикационной турбины
Критерии автономности
Необходимое условие автономности системы
Условие полной автономности
Схемы регулирования теплофикационных энергоблоков
Нарушения автономности
Схемы регулирования теплофикационных энергоблоков
Электрическая часть АСР
Обще-блочное регулирование
АСР теплофикационного энергоблока
Статическая точность
Привлечения конденсационных энергоблоков ТЭС
Выбор программы регулирования энергоблоков АЭС


Регулирование перетоков мощности по МСС

Один из важнейших вопросов обеспечения надежности энергообъединений — обоснованный выбор запаса по статической устойчивости МСС при нормальном режиме. Большой запас, обеспечивая устойчивость энергобъединения даже при существенных колебаниях передаваемой мощности, уменьшает экономическую эффективность использования МСС. При малых запасах взаимный фазовый угол 6 электропередачи между эквивалентными роторами энергосистем может превысить критическое значение, при котором нарушается устойчивость энергообъединения. Поэтому для надежной работы энергосистем, имеющих слабые межсистемные связи или высокозагруженные сильные связи с малыми запасами по пропускной способности, актуальной становится задача ограничения обменной мощности в таких связях. Эта задача определяется как устройствами автоматического регулирования и защиты, так и наличием вращающегося резерва в энергосистемах. Однако эффективность использования последнего зависит от динамических характеристик энергетических установок и в первую очередь от их приемистости. При этом, естественно, важную роль играют динамические свойства мощных паротурбинных блоков, которые составляют основную часть вновь вводимых энергетических мощностей.
Особые требования к надежности энергосистем обусловлены крупными системными авариями последнего времени, происшедшими в 1965 г. в США, в 1967—1968 гг. в Японии и Австралии, в 1977 г. — в энергосистеме Нью-Йорка и в других странах. Эти аварии, возникновения которых не предотвратило даже наличие большого вращающегося резерва в местах дефицита мощности, сопровождались длительным прекращением энергоснабжения потребителей в обширных районах и большим экономическим ущербом.
Следует иметь в виду, что большие изменения взаимного фазового угла между роторами двух связанных частей энергообъединения не обязательно могут сопровождаться значительными отклонениями частоты, особенно в начальный период после возникновения дефицита. Допустим, например, что исходное значение фазового угла было равно 60°. Если после возникновения дефицита частота вращения роторов генераторов в приемной части энергообъединения уменьшится на 1 об/мин по сравнению с передающей, то столь незначительное изменение частоты в приемной системе не выйдет за пределы нечувствительности регуляторов скорости и частоты. В то же время за 1 мин роторы генераторов приемной системы повернутся на 360° относительно роторов генераторов передающей системы. Критическое же значение фазового угла 90° будет достигнуто за 5 с. Приведенный пример показывает, что для предотвращения аварийной ситуации нужна ликвидация дефицита мощности за очень короткое время.
Одна из важнейших задач регулирования объединенных энергосистем — контроль их режимов с целью предотвращения аварийных ситуаций, приводящих к нарушению статической устойчивости параллельной работы энергосистем. Отклонения режима системы могут возникать как вследствие неточного прогноза динамики изменения нагрузки в приемных и передающих частях объединения, особенно в периоды ее роста и снижения, так и в результате аварий в удаленных частях системы. Указанная задача должна решаться централизованной системой диспетчерского контроля и ограничения мощности, передаваемой по межсистемным и внутрисистемным связям. Такое ограничение, уменьшая амплитуду колебаний передаваемой мощности в нормальных условиях работы энергосистемы, позволяет увеличить средний уровень передаваемой мощности и таким путем повысить экономическую эффективность использования МСС без уменьшения запаса статической устойчивости. Это приносит итоговый положительный эффект, несмотря даже на то, что собственная экономичность блоков, привлекаемых к системному регулированию, снижается. Цены на услугу тревожной кнопки в Чехове.
При возникновении аварийных ситуаций необходимо экстренное регулирование мощности блоков с целью сохранения динамической устойчивости отдельных электростанций или энергообъединения в целом. Условия возникновения системных аварий и способы их ликвидации разнообразны. Так, при отключении МСС возможно выделение изолированной энергосистемы с избытком мощности. Для предотвращения чрезмерного повышения частоты в ней требуется быстрое уменьшение генерируемой мощности. Требования к АСР при этом такие же, как при полных сбросах нагрузки. Если образовалась изолированная энергосистема с дефицитом мощности, необходимо быстрое увеличение мощности, вырабатываемой турбоагрегатами. В тех случаях, когда эффективность этого недостаточна для предотвращения глубокого снижения частоты, приходится прибегать к отключению части потребителей автоматической частотной разгрузкой (АЧР). Типичны аварийные ситуации, при которых отключение какой-либо линии электропередачи приводит к выделению нескольких энергосистем, связанных между собой слабыми связями. Наибольшие трудности представляет при этом случай, связанный с возникновением в выделившейся части аварийного дефицита мощности. Как было показано выше, при этом быстро возрастает взаимный фазовый угол электропередачи, что может привести к нарушению устойчивости параллельной работы энергосистем. Для предотвращения этого необходимо увеличение мощности, вырабатываемой агрегатами приемной системы, в течение одной — нескольких секунд. Поскольку такая скорость изменения мощности не может быть достигнута на гидроэлектростанциях, повышаются требования к приемистости мощных энергоблоков тепловых электростанций на органическом и ядерном топливе и быстродействию их АСР. Повышению устойчивости объединенной энергосистемы при подобных авариях способствует также кратковременная разгрузка агрегатов передающей системы, приводящая к некоторому общему снижению частоты в энергообъединении. Действие регуляторов скорости в этом случае должно блокироваться системной противоаварийной автоматикой.
Кратковременная экстренная разгрузка блоков отправных систем с возможным последующим ограничением мощности — одна из наиболее эффективных мер повышения динамической устойчивости системы при авариях, вызванных короткими замыканиями с последующим отключением участков электропередачи. Вращающий момент турбины должен изменяться максимально быстро (время разгрузки не более 0,5 с) для того, чтобы ограничить рост фазовых углов на первом качании роторов. Это производится по сигналу противоаварийной автоматики, которая обычно выполняется релейной.