Виды автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) и стадии процесса регулирования
АРЧМ подразделяется на три вида: I– первичное; II– вторичное; III–третичное. Каждый вид преобладает на соответствующей стадии процесса регулирования и осуществляется своими системами автоматического регулирования – САР.
Стадии процесса регулирования показаны на временной диаграмме (графике) изменения частоты при расчетном возмущающем воздействии в ОЭС – отключении одного блока 1000 МВт (рис. 5.1).
Рис. 5.1. Стадия процесса регулирования
СтадияI – обычно продолжается 2–5 мин. Регулирование осуществляют первичные регуляторы турбин. В конце стадии «квазистационарное» отклонение частоты ∆fI не должно превышать Гц; динамическое отклонение частоты ∆fмакс не должно приводить к срабатыванию первой очереди АРЧ–I.
При отключении блока 1000 МВт в ЕЭС РФ скорость изменения частоты при t = 0:
установившееся отклонение частоты при отсутствии первичного регулирования:
где – коэффициент регулирующего эффекта нагрузки: – постоянная инерции ЕЭС РФ.
Первичное регулирование подразделяется на общее (ОПР) и нормированное (НПР): ОПР – должно осуществляться всеми электростанциями, у которых первичный резерв мощности не планируется, а реализуется имеющийся; НПР – осуществляется выделенными электростанциями, на которых поддерживаются согласованные первичные резервы мощности энергосистемы на загрузку и разгрузку (при отключении блока, ЛЭП, узла потребления).
Первичный резерв должен быть выдан за время не более 0,5 мин при зона нечувствительности первичных регуляторов для НПР должна быть не хуже .
Первичное регулирование выполняют устройства АРЧВ (п.5.6.1).
Стадия II – вторичное регулирование в районе регулирования (региональное) и в энергообъединении (общее) должно обеспечивать:
· время восстановления номинальной частоты и резервной мощности первичного регулирования при расчетных аварийных небалансах < 15 мин;
· выявление и ликвидацию перегрузки транзитных связей (слабых линий и сечений) за время не более 5 мин;
· поддержание заданных плановых значений суммарных внешних перетоков мощности энергосистемы (точность измерения каждого из перетоков не хуже 1,5%, постоянная времени регулирования 50–200 с).
Вторичное регулирование должно быть автономным по возмущению, т.е. реагировать только на внутренние возмущения (небалансы активной мощности) своей энергосистемы или района регулирования, но не препятствовать действию своих первичных регуляторов при взаимопомощи другим энергосистемам или энергообъединениям.
Резерв вторичной мощности на загрузку и разгрузку должен быть достаточен для компенсации наиболее вероятной аварийной потери генерации или потребления в своем районе регулирования.
При выборе ЭС вторичного регулирования необходимо учитывать их размещение относительно слабых связей и сечений транзитной сети.
САР вторичного регулирования изменяют уставки АРЧВ и АРМ.
Стадия III– третичное регулирование обеспечивает относительно медленное регулирование мощности ЭЭС или ОЭС при постоянной (номинальной) частоте с целью:
· восстановления вторичного резерва по мере его исчерпания;
· оперативной коррекции режима – оптимизации распределения неплановых нагрузок между источниками.
Для третичного регулирования используют:
· пуск – останов гидроагрегатов ГЭС и ГАЭС;
· перевод агрегатов ГАЭС в насосный или генераторный режим;
· эпизодическое изменение мощности энергоблоков КЭС и АЭС;
· отключение – включение потребителей – регуляторов.
Объем третичного резерва мощности рекомендуют принимать около половины вторичного резерва. При недостатке – ограничение потребителей.
Кроме регулирования система АРЧМ должна также выполнять:
– коррекцию ошибки синхронного времени;
– мониторинг первичного и вторичного регулирования.
Ошибка синхронного времени – это отклонение электрического времени от астрономического :
.
Интегральным отклонением частоты называют
Коррекция ошибки должна выполняться путем смещения заданной уставки по частоте fуст во всех вторичных регуляторах энергосистем объединения на заданную величину (плюс или минус 0,01 Гц) и заданную длительность (до суток).
Нормально допустимый диапазон ошибки синхронного времени равен ± 20 с, максимально допустимый с.
В энергообъединении Западной Европы UCTE контролер синхронного времени находится в г. Лауфенбурге (Швейцария).
Мониторинг необходим для получения фактических данных о работе и характеристиках первичного и вторичного регулирования, о статических частотных характеристиках (СЧХ) энергообъединения и отдельных его частей, крутизне СЧХ:
или относительном статизме первичного регулирования
.
Дата добавления: 2016-07-27; просмотров: 2350;