Регулирование частоты и мощности в энергосистемах. Опрч это

СТО 59012820.27.100.003-2012 Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. Нормы и требования (с Изменением), СТО, Стандарт организации от 05 декабря 2012 года №59012820.27.100.003-2012

Приложение 6к приказу ОАО "СО ЕЭС"от 05.12.2012 N 475

СТО 59012820.27.100.003-2012

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения".Сведения о стандарте

1. РАЗРАБОТАН: открытым акционерным обществом "Системный оператор Единой энергетической системы".

2. ВНЕСЕН: открытым акционерным обществом "Системный оператор Единой энергетической системы".

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ: приказом открытого акционерного общества "Системный оператор Единой энергетической системы" от 05.12.2012 N 475.

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ.

1. Область применения

1.1. Стандарт устанавливает требования и правила, которыми следует руководствоваться ОАО "СО ЕЭС", собственникам и иным законным владельцам (далее - собственники) электростанций и объектов электросетевого хозяйства (далее при совместном упоминании - собственники объектов электроэнергетики), при организации и осуществлении процесса регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности в Единой энергетической системе России (далее - ЕЭС России).

1.2. Стандарт определяет для ЕЭС России:- требования к регулированию частоты электрического тока и перетоков активной мощности;- требования к ОАО "СО ЕЭС" и собственникам объектов электроэнергетики при организации и осуществлении регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности;- требования к генерирующему оборудованию, участвующему в регулировании частоты электрического тока и перетоков активной мощности.

1.3. Требования стандарта должны учитываться проектными, научно-исследовательскими и другими организациями Российской Федерации, осуществляющими проектирование строительства, реконструкции, модернизации объектов электроэнергетики, разработку систем регулирования частоты и перетоков активной мощности.

2. Нормативные ссылки

В настоящем Стандарте использована нормативная ссылка на следующий стандарт:ГОСТ Р 1.0-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения.

3. Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины и определения:Внешний переток области регулирования: алгебраическая сумма перетоков активной мощности по всем связям (сальдо переток) или части связей, соединяющих область регулирования со смежными частями синхронной зоны.Вторичная мощность: величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при вторичном регулировании.Вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности (вторичное регулирование): процесс автоматического или оперативного изменения активной мощности генерирующего оборудования для восстановления заданного значения частоты или заданного значения внешнего перетока области регулирования.Вынужденный режим энергосистемы: режим энергосистемы, при котором загрузка некоторых контролируемых сечений выше максимально допустимой, но не превышает аварийно допустимой.Зона нечувствительности первичного регулирования: максимальная величина изменения частоты вращения турбин от любого ее исходного значения в любом направлении ее изменения, при которой не гарантируется участие генерирующего оборудования в первичном регулировании. Зона нечувствительности первичного регулирования складывается из максимальной погрешности измерения частоты вращения турбин и нечувствительности первичных регуляторов.Квазиустановившееся значение параметра: усредненное на 20-секундном временном интервале значение параметра.Контролируемое сечение: совокупность линий электропередачи и других элементов сети, определяемых диспетчерским центром ОАО "СО ЕЭС", перетоки активной мощности по которым контролируются и/или регулируются в целях обеспечения устойчивости энергосистемы и допустимых режимов работы линий электропередачи и оборудования.Коррекция по частоте: величина изменения регулируемого параметра (активной мощности генерирующего оборудования, внешнего перетока области регулирования) относительно заданного значения, обусловленная отклонением частоты от заданного значения.Коэффициент коррекции по частоте: задаваемый для области регулирования коэффициент линейной зависимости суммарной первичной мощности и изменения мощности потребления области регулирования от отклонения частоты.Крутизна статической частотной характеристики (крутизна СЧХ): коэффициент линеаризованной зависимости суммарной первичной мощности и изменения мощности потребления области регулирования от изменения частоты."Мертвая полоса" первичного регулирования: задаваемая величина отклонения частоты от номинального значения, при котором не требуется первичное регулирование. При заданном значении частоты минимальное значение "мертвой полосы" первичного регулирования равно зоне нечувствительности первичного регулирования.Небаланс мощности области регулирования: отклонение от планового баланса активной мощности области регулирования по любой причине, вызывающее отклонение частоты от заданного значения в синхронной зоне и отклонение внешнего перетока данной области регулирования от заданного значения с учетом коррекции по частоте.Независимые каналы связи: каналы связи, организация которых исключает возможность их одновременного отказа (вывода из работы) по общей причине.Нерегулярные отклонения мощности: отклонения фактического баланса активной мощности области регулирования от планового в нормальном режиме работы энергосистемы, вызываемые непрогнозируемыми изменениями потребления активной мощности и отклонениями активной мощности генерирующего оборудования от плановых значений при действии автоматических регуляторов.Номинальная частота: значение частоты 50 Гц.Нормальный режим энергосистемы: электроэнергетический режим энергосистемы, при котором значения технических параметров режима энергосистемы находятся в пределах длительно допустимых значений, имеются нормативные оперативные резервы мощности и запасы топлива на электростанциях, обеспечивается электроснабжение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии.Нормированное первичное регулирование частоты: первичное регулирование, осуществляемое выделенным генерирующим оборудованием в пределах заданных резервов первичного регулирования, в соответствии с характеристиками (параметрами) нормированного первичного регулирования.Область регулирования: синхронная зона, в которой осуществляется регулирование частоты, или часть синхронной зоны, в которой осуществляется регулирование внешнего перетока активной мощности.Общее первичное регулирование частоты: первичное регулирование, осуществляемое генерирующим оборудованием (за исключением генерирующего оборудования, указанного в настоящем Стандарте) в пределах имеющихся в данный момент времени резервов первичного регулирования, в соответствии с характеристиками (параметрами) общего первичного регулирования.Первичная мощность: величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при первичном регулировании.Первичное регулирование частоты (первичное регулирование): процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение этого изменения.Первичные регуляторы: автоматические регуляторы частоты вращения турбин и регуляторы активной мощности, обеспечивающие первичное регулирование генерирующего оборудования.Расчетный небаланс мощности: максимальная величина небаланса активной мощности, возникновение которого возможно в области регулирования в результате нормативных возмущений, используемая для расчетов резервов первичного, вторичного и третичного регулирования.Регулировочный диапазон: интервал допустимых нагрузок генерирующего оборудования по активной мощности для нормальных условий его эксплуатации, при которых параметры генерирующего оборудования находятся в допустимых пределах.Резерв вторичного регулирования: часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для вторичного регулирования.Резерв первичного регулирования: максимальная величина гарантированного изменения активной мощности генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку соответственно при понижении или повышении частоты относительно заданного значения.Резерв третичного регулирования: часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для третичного регулирования.Связь (в электрической сети): последовательность элементов электрической сети (линий электропередач, трансформаторов, систем (секций) шин, коммутационных аппаратов), соединяющих две части энергосистемы.Сечение (в электрической сети): совокупность сетевых элементов одной или нескольких связей.Синхронная зона: совокупность всего синхронно работающего генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, имеющих общую частоту электрического тока.Статизм первичного регулирования: коэффициент, определяющий зависимость изменения активной мощности генерирующего оборудования под воздействием регулятора частоты вращения турбины (регулятора мощности) от изменения частоты.Третичное регулирование мощности (третичное регулирование): процесс изменения активной мощности генерирующего оборудования в целях восстановления резервов вторичного регулирования.Частота: значение частоты электрического тока. 1-я синхронная зона ЕЭС России: часть ЕЭС России, нормально работающая параллельно с энергосистемами стран СНГ и Балтии, включающая в себя все объединенные энергосистемы, кроме объединенной энергосистемы Востока. (изм. см. приказ N 201 от 29.04.2014)2-я синхронная зона ЕЭС России: часть ЕЭС России, включающая в себя объединенную энергосистему Востока, нормально работающая изолированно от 1-й синхронной зоны ЕЭС России. (изм. см. приказ N 201 от 29.04.2014)

4. Обозначения и сокращения


АРЧМ	- автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности;
АЭС	- атомная электростанция;
ГА	- гидроагрегат;
ГАЭС	- гидроаккумулирующая электростанция;
ГРАМ	- система группового регулирования активной мощности;
ГЭС	- гидроэлектростанция;
ЕЭС России	- Единая энергетическая система России;
НПРЧ	- нормированное первичное регулирование частоты;
ОПРЧ	- общее первичное регулирование частоты;
ПГУ	- парогазовая установка;
САУ	- система автоматического управления;
САУМ	- система автоматического управления активной мощностью энергоблока ТЭС, АЭС;
СЧХ	- статическая частотная характеристика;
ТЭС	- тепловая электростанция;
УВК	- управляющий вычислительный комплекс;
ЦКС АРЧМ	- центральная координирующая система АРЧМ;
ЦС АРЧМ	- централизованная система АРЧМ.

5. Общие требования к регулированию частоты и перетоков активной мощности

5.1. В ЕЭС России должно осуществляться непрерывное регулирование электроэнергетического режима по частоте и перетокам активной мощности с целью поддержания частоты в пределах, определенных требованиями настоящего Стандарта, и поддержания перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в пределах максимально допустимых значений, определенных ОАО "СО ЕЭС".

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

5.3. В 1-ой синхронной зоне ЕЭС России 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 15 минут;- перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в пределах допустимых значений.

5.4. Во 2-й синхронной зоне ЕЭС России, а также в 1-й синхронной зоне ЕЭС России при ее работе в вынужденном режиме, должно быть обеспечено поддержание:- квазиустановившихся значений частоты в пределах (50,0±0,2) Гц не менее 95% времени суток без выхода за величину (50,0±0,4) Гц;- перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в пределах допустимых значений.

5.5. В нормальном режиме энергосистемы при регулировании частоты посредством автоматического вторичного регулирования должно обеспечиваться поддержание средней величины частоты за любой час суток в пределах (50,00±0,01) Гц в 1-ой и 2-ой синхронных зонах ЕЭС России.

5.6. В энергорайонах (энергоузлах), временно выделенных на изолированную работу от 1-ой синхронной зоны ЕЭС России, должно быть обеспечено регулирование частоты и перетоков активной мощности в соответствии с п.5.4. При этом в энергорайонах (энергоузлах), аварийно выделившихся на изолированную работу, восстановление частоты до значений, указанных в п.5.4, должно быть обеспечено за время, предусмотренное правилами предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем, утвержденными ОАО "СО ЕЭС".

5.7. В случае если ограничение перетока активной мощности в контролируемом сечении осуществляется автоматически, превышение максимально допустимых значений перетоков должно ликвидироваться за время не более 5 мин.В случае если ограничение перетока активной мощности в контролируемом сечении осуществляется оперативно, превышение максимально допустимых значений перетоков должно ликвидироваться в соответствии с требованиями правил предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем, утвержденных ОАО "СО ЕЭС".

5.8. Для регулирования частоты и перетоков активной мощности ОАО "СО ЕЭС" должно обеспечивать:- определение областей регулирования;- задание резервов нормированного первичного, вторичного и третичного регулирования при планировании электроэнергетического режима;- определение требований к генерирующему оборудованию различного типа для его участия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании;- определение контролируемых сечений, в которых требуется ограничение перетоков активной мощности (с определением для них значений максимально допустимых перетоков), и/или контролируемых сечений (сечений), в которых требуется регулирование перетоков активной мощности;- определение на основе требований настоящего Стандарта структуры и функций ЦС (ЦКС) АРЧМ в операционных зонах соответствующих диспетчерских центров;- координацию действий субъектов электроэнергетики по созданию ЦС (ЦКС) АРЧМ в операционных зонах соответствующих диспетчерских центров и координацию эксплуатации ЦС (ЦКС) АРЧМ на объектах электроэнергетики в части оперативного обслуживания;- координацию действий субъектов электроэнергетики по созданию в операционных зонах соответствующих диспетчерских центров систем мониторинга участия генерирующего оборудования в первичном, вторичном и третичном регулировании;- эксплуатацию управляющих вычислительных комплексов ЦС (ЦКС) АРЧМ и систем мониторинга участия генерирующего оборудования в первичном, вторичном и третичном регулировании, установленных в диспетчерских центрах.

5.9. ОАО "СО ЕЭС" должно осуществлять планирование баланса активной мощности для номинального значения частоты электрического тока.

5.10. Для регулирования частоты и перетоков активной мощности собственники электростанций должны обеспечивать:- создание и эксплуатацию на электростанциях систем автоматического управления активной мощностью генерирующего оборудования;- поддержание на генерирующем оборудовании резервов первичного, вторичного и третичного регулирования, заданных ОАО "СО ЕЭС";- готовность генерирующего оборудования к реализации резервов в автоматическом режиме или по диспетчерским командам ОАО "СО ЕЭС";- внедрение и эксплуатацию на электростанциях устройств системы мониторинга участия генерирующего оборудования в первичном, вторичном и третичном регулировании;- организацию и эксплуатацию каналов связи с диспетчерскими центрами ОАО "СО ЕЭС" для обеспечения функционирования ЦС (ЦКС) АРЧМ и системы мониторинга участия генерирующего оборудования в первичном, вторичном и третичном регулировании.

5.11. Использование генерирующего оборудования для регулирования электроэнергетического режима по частоте и перетокам активной мощности должно осуществляться в пределах имеющихся регулировочных возможностей генерирующего оборудования, ограниченных только его допустимыми режимами работы по условиям безопасной эксплуатации.

5.12. Допускается одновременное участие генерирующего оборудования во всех видах регулирования при условии выполнения требований к каждому из видов регулирования.

6. Первичное регулирование

6.1. Общие требования

6.1.1. Первичное регулирование должно осуществляться с целью ограничения отклонений частоты от номинального значения для безопасной эксплуатации электростанций и минимизации риска отключения энергопринимающих установок потребителей электрической энергии действием противоаварийной автоматики.

6.1.2. В синхронной зоне, в состав которой входит 1-я синхронная зона ЕЭС России, при возникновении небаланса активной мощности не более расчетного, первичным регулированием должно обеспечиваться удержание кратковременного динамического отклонения частоты в пределах не более 50,0±0,8 Гц.

6.1.3. Величина расчетного небаланса в 1-й синхронной зоне ЕЭС России должна соответствовать максимальному значению небаланса активной мощности, связанному с аварийным отключением генерирующего оборудования или электроустановок потребителей при нормативных возмущениях. Величина расчетного небаланса может быть изменена в соответствии с согласованными решениями между ОАО "СО ЕЭС" и организациями, осуществляющими функции оперативно-диспетчерского управления в зарубежных энергосистемах, входящих в синхронную зону, в состав которой входит 1-я синхронная зона ЕЭС России.

6.1.4. Требования п.6.1.2 настоящего Стандарта должны достигаться совместным действием первичного регулирования во всех энергосистемах, входящих в синхронную зону, в состав которой входит 1-я синхронная зона ЕЭС России.

docs.cntd.ru

Критерии оценки участия электростанций в ОПРЧ

Статическая частотная характеристика энергоблока, электростанции при симметричном расположении зоны нечувствительности относительно уставки

Порядок оценки участия электростанций в ОПРЧ

Для генерирующего оборудования, имеющего тип готовое к участию в ОПРЧ, показатель участия ГО в ОПРЧ устанавливается по следующему правилу:

«1», если в течение месяца:

а) не возникало условий участия генерирующего оборудования в ОПРЧ либо ГО было отключено;

б) не было зафиксировано неучастие (неудовлетворительное участие) ГО в ОПРЧ при возникновении условий участия;

в) невозможностью участия ГО в ОПРЧ из-запроведения ремонтных работ по заявке;

«0» в остальных случаях.

Технические условия обеспечения мониторинга участия в ОПРЧ

Для целей оперативного контроля на каждой электростанции должен быть организован текущий непрерывный мониторинг участия каждого энергоблока в ОПРЧ .

Измеряется и фиксируется в базе данных ОИК:

Измерение текущей активной мощности каждой единицы генерирующего оборудования (Р, МВт) с использованием датчиков активной мощности с классом точности 0,5S, подключаемыми к измерительным цепям трансформаторов тока с классом точности 0,5 при соблюдении следующих условий:

−датчики активной мощности должны рассчитывать полную (по трем фазам) действующую активную мощность с интервалом усреднения 1 сек.;

−измерительные цепи датчиков активной мощности должны иметь возможность перевода на резервные трансформаторы напряжения;

−измерения активной мощности с датчиков должны передаваться с дискретностью не более 0,1 % от полного диапазона измерения датчика.

Измерение текущей частоты вращения турбин f, Гц с точностью не хуже 0,05 Гц.

Технические условия обеспечения мониторинга участия в ОПРЧ

Определение:

Текущего отклонения частоты Δf, Гц от номинального значения Δf = f – fном, Гц;

Отклонения текущей мощности Р от исходного (планового) значения Ро (то есть текущей первичной мощности Рп)

Рп= Р – Ро, МВт.

Текущая первичная мощность сравнивается с шаблоном. Величина первичной мощности должна иметь требуемый знак и величину не менее необходимой по шаблону.

Глубина архива данных мониторинга в ОИК должна составлять не менее одного месяца.

Данные мониторинга для случаев отклонения частоты 0,20 Гц и болеедолжны храниться в виде архивов не менее 1 года.

Требования к генерирующему оборудованию участников оптового рынка в части предоставления

диапазона регулирования реактивной мощности

Диапазон регулирования реактивной мощности группы точек поставки генерации (далее ГТПГ) определяется суммой диапазонов регулирования реактивной мощности находящегося в работе генерирующего оборудования, входящего в ГТПГ.

Генерирующее оборудование участника ОРЭ должно находиться в постоянной готовности предоставления полного диапазона регулирования реактивной мощности в соответствии с представленными данными.

Порядок контроля и критерии оценки участия электростанций в предоставлении диапазона регулирования реактивной мощности

Для каждой ГТПГ участников ОРЭ в отчетном месяце m СО определяет:

общее количество отданных в отчетном месяцекоманд на изменение режима работы по реактивной мощности;

количество полностью/частичнонеисполненных в отчетном месяцекоманд на изменение режима работы по реактивной мощности.

Неисполнение команды на изменение режима работы генерирующего оборудования по реактивной мощности может быть зарегистрировано, если по истечении времени, заданного диспетчером при регистрации команды:

отклонение напряжения от заданного значения превышает ±2 кВв условиях использования менее 90% имеющегося резерва по реактивной мощности;

фактическое изменение реактивной мощности составило менее 90% от заданного значения.

Требования к участию ГЭС во вторичном регулировании частоты и мощности

Участники ОРЭ, имеющие в собственности генерирующее оборудование ГЭС и ГАЭС, обязаны предоставить указанное оборудование для участия во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности (далее вторичное регулирование), аГЭС с установленной мощностью 100 МВт и более, кроме того, должны иметь возможность участия в автоматическом вторичном регулировании (АВРЧМ).

Требования к участию ГЭС во вторичном регулировании частоты и мощности

Требование участия в АВРЧМ не распространяется на контррегулирующие ГЭС, к которым относятся низконапорные ГЭСустановленной мощностью более 200 МВт, имеющие водохранилище с полезным объемом краткосрочного регулирования, необходимым для перераспределения переменных расходов воды вышележащей ГЭС в равномерный расход воды в свой нижний бьеф в целях обеспечения участия вышележащейрегулирующей высоконапорной ГЭС установленной мощностью более 1000 МВт в покрытии суточной и/или недельной неравномерности графика нагрузки, с учетом выполнения требований неэнергетических водопользователей и условий неподтопления населенных пунктов.

Требования к участию ГЭС в АВРЧМ

Требования к участию в автоматическом вторичном регулировании распространяются на ГЭС, оснащенные системами ГРАМ с частотным корректором, привлекаемые к автоматическому либо оперативному вторичному регулированию.

Участвующая во вторичном регулировании ГЭС не освобождается от участия в ОПРЧ.

Требования к участию ГЭС в АВРЧМ

Быстродействие реализации команд вторичного регулирования должно быть максимально допустимым для данного энергетического оборудования ГЭС либо определено диспетчерской командой.

Задержка в начале отработки задания от систем АРЧМне должна превышать 5 секунд (для ГЭС, временно имеющих ограничения по скорости открытия направляющих аппаратов допускается задержка в начале отработки задания до 10 секунд).

Динамическая погрешность в отработке заданной вторичной мощностине должна превышать 1% суммарной номинальной мощности подключенных к ГРАМ гидроагрегатов.

Отработка задания должна осуществляться в темпе, задаваемом системой АРЧМ.

studfiles.net

Регулирование частоты и мощности в энергосистемах — Мегаобучалка

В настоящее время все производство, практически все распределение и большая часть потребления электроэнергии в энергосистемах выполняются на переменном токе. Поэтому параметры переменного тока — частота, величина и форма кривой напряжения — приобрели значение унифицированных параметров, в соответствии с которыми конструируются все источники, средства передачи и приемники электрической энергии. В особенности это относится к частоте. Практически сохранилось лишь два стандартных значения частоты — 50 Гц в странах Европы, в том числе в России, и 60 Гц в США и Канаде.

В процессе работы энергосистемы все параметры переменного тока могут изменяться. Чем ближе они поддерживаются к номинальным, т.е. расчетным для оборудования, значениям, тем ближе режим к оптимальному. Таким образом, частота приобретает значение показателя, характеризующего качество продукции энергетической промышленности, качества электроэнергии.

Частота является не только показателем качества электроэнергии, но и важнейшим параметром режима энергосистемы. Непрерывность производства электроэнергии, отсутствие возможности запасать энергию и непрерывное изменение потребления требуют столь же непрерывного контроля за соответствием производства и потребления. Параметром, характеризующим это соответствие, и является частота.

Частота в энергосистеме определяется общим балансом генерируемой и потребляемой активной мощности. Если баланс соблюдается, то частота неизменна. При нарушении баланса мощности, т.е. при появлении небаланса мощности, возникает переходный процесс изменения частоты. По скорости и направлению изменения частоты можно судить о величине и знаке возникшего в энергосистеме небаланса активной мощности. Если частота в энергосистеме уменьшается, то для восстановления нормальной частоты надо увеличить активную мощность, вырабатываемую на электростанциях.

Задача регулирования частоты подразделяется на три взаимосвязанные части:

· первичное регулирование частоты, обеспечивающее стабильность частоты, т.е. удержание отклонений частоты в допустимых рамках при нарушении общего баланса мощности в любой части энергосистемы;

· вторичное регулирование, обеспечивающее восстановление нормального уровня частоты и плановых режимов обмена мощностью между частями энергосистемы или регионами;

· третичное регулирование, под которым можно понимать оперативную корректировку балансов мощности регионов с целью оказания взаимопомощи регионам и предотвращения опасных перегрузок транзитных линий электропередачи.

Рассмотрим более подробно первичное регулирование частоты. Оно осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин. Каждая турбина снабжена регулятором, который при изменении частоты вращения турбоагрегата, изменяя положение регулирующих органов турбины (регулирующих клапанов у тепловой турбины или направляющего аппарата у гидротурбины), меняет впуск энергоносителя (пара или воды).

При повышении частоты вращения регулятор прикрывает регулирующие органы турбины и уменьшает впуск энергоносителя, а при снижении частоты открывает регулирующие органы и увеличивает впуск энергоносителя. Статические характеристики двух параллельно работающих агрегатов, снабженных АРЧВ, показаны на рис. 3.3.

Из рис. 3.3 видно, что при снижении частоты с f' до f" в соответствии со статическими характеристиками регулируемых агрегатов вырабатываемая ими активная мощность увеличивается на ∆P1 и ∆Р2 соответственно, что способствует поддержанию уровня частоты в энергосистеме. Приращение мощности ∆Р пропорционально номинальной мощности агрегата и зависит от наклона характеристики. А наклон характеризуется величиной статизма. При более пологой характеристике 2 меньше статизм и больше изменение мощности ∆Р. У агрегата с более крутой характеристикой 1 статизм больше. Таким образом, суммарное приращение мощности распределяется между агрегатами пропорционально номинальной мощности и обратно пропорционально статизму регулирования. Если необходимо, чтобы агрегат принимал большее участие в первичном регулировании частоты, надо, чтобы у этого агрегата были большая мощность и меньший статизм.

Существенное влияние на процесс регулирования оказывает зона нечувствительности автоматического регулятора частоты вращения, которая необходима для отстройки от малых случайных колебаний нагрузки в энергосистеме. При наличии зоны нечувствительности регулятора появляется диапазон неопределенности в распределении нагрузки между агрегатами. На рис. 3.4 две параллельные линии, отстоящие друг от друга по вертикали на величину зоны нечувствительности ∆fнеч, ограничивают область возможных состояний регулятора и агрегата. Состояние характеризуется частотой f и нагрузкой Р (так называемая рабочая точка). В установившемся режиме при данной частоте, например f1, рабочие точки всех агрегатов расположены на линии f = f1, но могут занимать случайные положения между указанными выше граничными линиями (между точками а и б на рис. 3.4).

Диапазон неопределенных значений нагрузок при параллельной работе агрегатов с регуляторами, имеющими зону нечувствительности, прямо пропорционален зоне нечувствительности регулятора ∆fнеч и обратно пропорционален статизму характеристики регулирования. Чтобы повысить качество регулирования частоты, необходимо по возможности добиваться меньшего статизма. Однако при меньшем статизме существенно увеличивается неопределенность нагрузки агрегата. Поэтому на регуляторах, обладающих большей нечувствительностью, приходится устанавливать больший коэффициент статизма. Величина статизма на гидротурбинах обычно поддается оперативному изменению. Зона нечувствительности отечественных регуляторов гидротурбин не превосходит 0,03 Гц. Зона нечувствительности у отечественных паровых турбин составляет по техническим условиям до 0,15 Гц. Величина статизма оперативному изменению не поддается и составляет обычно 0,04—0,05 (4—5 %). Точность распределения нагрузки, обеспечиваемая регуляторами паровых турбин, невелика: 6—7 %. Но идти на дальнейшее увеличение статизма нельзя, так как это угрожает опасным для целости турбины увеличением максимального отклонения частоты вращения при сбросе нагрузки.

Статические характеристики регуляторов отдельных турбин определяют статическую характеристику энергосистемы в целом. На рис. 3.5 показаны характеристика эквивалентного генератора Рг(f) и зависимость мощности суммарной нагрузки энергосистемы Рн от частоты.

Мощность, потребляемая различными типами электроприемников, по-разному зависит от частоты. Например, мощность, потребляемая лампами накаливания и другими термическими установками, от частоты практически не зависит. Но мощность, потребляемая двигателями металлообрабатывающих станков, насосами и вентиляторами, сильно зависит от частоты. В целом зависимость от частоты мощности комплексной нагрузки энергосистемы, состоящей из электроприемников всех типов, имеет примерно такой вид, как на рис. 3.5.

То, что мощность, потребляемая нагрузкой, уменьшается при снижении частоты, облегчает задачу первичного регулирования (Р" — Р' < ∆Р на рис. 3.5). При увеличении мощности нагрузки и переходе с кривой Р'н на кривую Р"н частота уменьшается, и под действием автоматических регуляторов частоты вращения турбин генерируемая мощность увеличивается с Р' до Р". В течение нескольких секунд осуществляется переход из точки 1 в точку 2 (рис. 3.5). При этом восстанавливается баланс мощности, но при пониженной частоте.

Чем круче идет характеристика генерации Рг(f), тем эффективнее первичное регулирование и меньше отклонение частоты ∆f, т.е. стабильнее частота в энергосистеме. Из рис. 3.5 видно, что в энергосистеме есть резерв генерируемой мощности, поэтому есть возможность увеличивать эту мощность при увеличении мощности нагрузки. Но если не у всех агрегатов есть резерв генерирующей мощности, то крутизна эквивалентной характеристики генерации Рг(f) уменьшается и отклонение частоты ∆f увеличивается, т.е. эффективность первичного регулирования падает.

Следует отметить, что при любой степени эффективности первичное регулирование частоты хотя и ограничивает отклонения частоты, но не способно восстановить нормальный уровень частоты после появления небаланса мощности.

Задачу восстановления нормального уровня частоты решает вторичное регулирование. В отличие от первичного регулирования вторичное регулирование осуществляется в течение нескольких минут. В результате действия вторичного регулирования и восстановления нормальной частоты ликвидируются изменения режима, вызванные первичным регулированием частоты. Электростанции и потребители возвращаются в исходный режим работы. Компенсацию всего первоначально возникшего небаланса мощности принимают на себя электростанции вторичного регулирования частоты до тех пор, пока не будет нормализован режим в месте его первоначального нарушения.

Электростанции вторичного регулирования частоты должны быть достаточно мощными и поддерживать необходимый диапазон регулирования, обладать хорошими маневренными качествами. Энергоблоки ТЭС рассчитаны на базисный режим работы. Однако в настоящее время они все шире привлекаются к регулированию суточного графика нагрузки, причем диапазон регулирования их ограничен. Предельно допустимая разгрузка блоков зависит от вида сжигаемого топлива и составляет 20—40 % при работе на угле и 40—60 % при работе на газе и мазуте. Разгрузка энергоблоков неизбежно приводит к снижению их экономичности. Уже при нагрузках 50 % номинальной их экономичность ухудшается на 5—6 % при работе на газомазутном топливе и на 7—8 % при работе на угле. Гидроагрегаты имеют существенно больший диапазон регулирования (за исключением периода паводка), меньшую зону нечувствительности АРЧВ. Поэтому обычно именно гидроэлектростанции участвуют во вторичном регулировании частоты.

Вторичное регулирование осуществляется за счет перемещения характеристики АРЧВ агрегата параллельно самой себе при помощи механизма управления турбиной. Соответственно перемещается и характеристика эквивалентного генератора, как показано на рис. 3.6.

В крупных энергосистемах появляется необходимость поддержания соответствия производства и потребления электроэнергии не только в энергосистеме в целом, но и в отдельных ее частях (регионах). Эта необходимость может быть связана с хозяйственной самостоятельностью частей энергосистемы или с недостаточной пропускной способностью линий электропередачи, ограничивающей обмен мощностью между частями энергосистемы. Поддержание соответствия между потреблением и производством внутри регионов требует регулирования не только частоты, но и перетоков мощности.

С ростом энергосистем и их объединением колебания частоты уменьшаются, необходимость же в регулировании перетоков обычно возрастает, так как увеличивается вероятность появления слабых связей, имеющих недостаточную пропускную способность. Поэтому регулирование перетоков мощности становится во многих случаях задачей не менее важной, чем регулирование частоты. Поскольку вручную решать эту задачу весьма сложно, создаются системы автоматического регулирования частоты и мощности.

В объединенных энергосистемах применяются два основных принципа вторичного регулирования частоты и мощности:

· централизованное регулирование частоты в сочетании с региональным регулированием мощности электростанций;

· децентрализованное комплексное регулирование частоты и перетоков мощности.

В основе централизованного принципа лежит регулирование одной энергосистемой частоты, т.е. баланса мощности во всем энергообъединении независимо от места возникновения небаланса мощности, и регулирование своих перетоков мощности другими энергосистемами независимо от частоты. Этот принцип обладает достаточной эффективностью, если у регулирующей энергосистемы имеются достаточный резерв мощности и диапазон регулирования и если межсистемные линии электропередачи не ограничивают своей пропускной способностью возможность компенсации небаланса мощности, возникающего в любой энергосистеме.

Основным недостатком данного принципа являются неравноправные взаимоотношения энергосистем объединения, одна из которых несет затраты на содержание регулировочных мощностей для всех энергосистем.

Принцип децентрализованного вторичного регулирования наиболее распространен в мировой практике регулирования режима в межгосударственных объединениях энергосистем различных стран (UCTE, NORDEL и др.).

Основным преимуществом данного принципа является справедливое и равноправное участие партнеров по параллельной работе в поддержании нормального уровня частоты и согласованных перетоков мощности. При этом обеспечивается устранение в данной энергосистеме небаланса мощности независимо от того, является ли он единственной причиной отклонения частоты или существует одновременно с наличием небалансов в других энергосистемах.

К недостаткам принципа относится необходимость оперативного вмешательства для восстановления частоты при неустранении энергосистемой-«виновницей» своего небаланса. В этом случае осуществляется третичное регулирование режима.

В заключение рассмотрим кратко современное состояние регулирования частоты и мощности в Единой энергетической системе России. Анализируется и исследуется возможность создания энергообъединения «Восток — Запад» на основе использования уже существующих линий электропередачи переменного тока 400—750 кВ между Украиной и странами Центральной Европы. В связи с этим проведены исследования качества регулирования частоты в Западной и Восточной зонах будущего энергообъединения. Исследования показали более низкую стабильность частоты в Восточной зоне (среднесуточные отклонения частоты на Западе 10—20 мГц, а на Востоке — большие значения). Особенно большие отклонения на Востоке происходят весной и во второй половине ночи, что говорит об отсутствии гибкости средств регулирования, особенно энергоблоков ТЭС, о трудностях разгрузки энергоблоков и о недостаточности средств краткосрочного регулирования, что объясняется в основном следующими причинами:

· величина и характеристики вращающегося резерва не являются жестко регламентированными;

· крупные тепловые и тем более атомные электростанции в регулировании частоты практически не участвуют из-за их низкой маневренности и неготовности к этому оборудования и технологической автоматики;

· вследствие неудовлетворительной структуры генерирующих мощностей (недостаточная мощность ГЭС, одна ГАЭС на всю Россию, отсутствие на ТЭС энергоблоков с хорошей маневренностью и т. п.) нет возможности поддерживать баланс мощности при нормальной частоте в отдельные ночные часы и в период паводка из-за недостаточного регулировочного диапазона ТЭС. Энергоблоки мощностью 300 и 800 МВт в первичном и вторичном регулировании частоты недоиспользуются. Одной из причин этого является отсутствие материальной заинтересованности электростанций в активном участии в регулировании частоты в энергосистеме.

В настоящее время прорабатываются мероприятия, которые позволят повысить качество регулирования частоты в ЕЭС России, что важно не только в связи с перспективой создания энергообъединения «Восток — Запад», но и для самой ЕЭС России.

megaobuchalka.ru

Вторичное регулирование - частота - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Вторичное регулирование - частота

Cтраница 1

Вторичное регулирование частоты стремятся совместить с экономическим распределением нагрузок между агрегатами. Для решения этой задачи необходимы эффективные меры по уменьшению нечувствительности САР паровых турбин. Достижение таких значений представляет достаточно сложную задачу. Один из путей ее решения - применение регуляторов мощности, которые для этой цели могут выполняться медленно действующими. [1]

Различают первичное и вторичное регулирование частоты и мощности, а также третичное регулирование мощности ЭЭС и соответственно резерв первичного регулирования ( первичный резерв), резерв вторичного регулирования ( вторичный резерв) и третичный резерв. [2]

Эта задача решается системой вторичного регулирования частоты. Сетевой регулятор частоты, воздействуя на механизмы управления ( МУ) турбин специально выделенных регулирующих станций, смещает их характеристики таким образом, чтобы восстановить частоту в системе. По мере восстановления частоты агрегаты станций, не привлекаемых ко вторичному регулированию, но участвовавших в первичном регулировании, возвращаются к исходному ( до возмущения) режиму. В итоге все колебания нагрузки в энергосистеме полностью покрываются станциями, привлекаемыми ко вторичному регулированию частоты. Большой инерцией МУ определяется медленное действие системы вторичного регулирования в отличие от быстродействующего первичного регулирования частоты. [3]

В этом случае становится возможным первичное и вторичное регулирование частоты. При отключении большей мощности регулировочный диапазон расширяется, однако при этом увеличивается народнохозяйственный ущерб от недоотпуска энергии. Чтобы по возможности уменьшить этот ущерб, в отечественных электрических системах по мере снижения частоты потребители отключаются автоматически в несколько очередей. Автоматическая аварийная разгрузка по частоте ( ААРЧ) выполняется с помощью устройств, реагирующих на отклонение частоты от стандартной и дающих импульс на отключение тех или иных линий электрической сети. [4]

Процесс восстановления частоты сети путем воздействия на МУТ турбоагрегата называется вторичным регулированием частоты. Следует обратить внимание на то, что при изменении частоты сети с помощью МУТ частота вращения турбоагрегата изменяется очень мало ( тем меньше, чем больше мощность энергосистемы), а мощность турбины - значительно. Поэтому машинисту кажется, что он изменяет мощность турбины, а не частоту ее вращения. На самом же деле мощность управляемой машинистом турбины в любой момент времени определяется текущими значениями нагрузки в энергосистеме и положением статических - характеристик всех работающих в системе турбоагрегатов. [5]

Сигналы, передаваемые из энергосистемы в САР блока, требуют различного быстродействия. Вторичное регулирование частоты, сигналы перераспределения нагрузок между агрегатами и др. могут передаваться через сравнительно медленно действующий механизм управления турбины. Эффективность воздействия сигналов определяется показателем приемистости - отношением заданной работы к фактической за определенный промежуток времени. Приемистость зависит от динамических свойств всех элементов блока. Процесс регулирования протекает различно при повышении и понижении нагрузки. Обычно клапаны турбины движутся в сторону их закрытия существенно быстрее, чем в направлении открытия. [6]

Реальные энергосистемы могут включать несколько десятков электростанций и несколько сотен турбоагрегатов. Для вторичного регулирования частоты в энергосистеме выделяется одна или несколько ведущих электростанций, постоянно изменяющих свою нагрузку с помощью устанавливаемого на станции автоматического прецизионного регулятора частоты, который при изменении частоты сети обеспечивает нагружение или разгруже-ние турбин, установленных на ней. При значительных изменениях нагрузки в энергосистеме, когда ведущие станции не могут поддержать частоту в требуемых пределах, по указанию диспетчера энергосистемы по заранее установленному графику изменяется нагрузка и на других турбоагрегатах путем смещения их статических характеристик; во многих случаях целесообразным оказывается вывод турбин в резерв при снижении нагрузки энергосистемы и ввод в работу турбин, находящихся в резерве при ее повышении. [7]

ЭС) осуществляется первичное - автоматическими регуляторами частоты вращения энергоагрегатов ( АРЧВ) - и вторичное - автоматической системой регулирования частоты и мощности ( АРЧМ) - регулирование частоты переменного тока как основного показателя ( параметра) качества электроэнергии. Необходимость вторичного регулирования частоты и мощности электростанций в электроэнергетических системах обусловливается их параллельной работой и единым значением частоты в ЭЭС, ОЭЭС и ЕЭЭС как основной и следующими техническими особенностями производства распределения и потребления электроэнергии ( см. гл. [8]

Эффективность вторичного регулирования частоты определяется выбранным способом регулирования, коэффициентами усиления и количеством и видом станций, привлеченных к вторичному регулированию. [9]

ЭС) осуществляется первичное - автоматическими регуляторами частоты вращения энергоагрегатов ( АРЧВ) - и вторичное - автоматической системой регулирования частоты: и мощности ( АРЧМ) - регулирование частоты переменного тока как основного показателя ( параметра) качества электроэнергии. Необходимость вторичного регулирования частоты и мощности электростанций в электроэнергетических системах обусловливается их параллельной работой и единым значением частоты в ЭЭС, ОЭЭС и ЕЭЭС как основной и следующими техническими особенностями производства распределения и потребления электроэнергии ( см. гл. [10]

При большей мощности системы возникает задача распределения мощности на ведущей станции между ее агрегатами. Независимо от того, как осуществляется вторичное регулирование частоты - автоматически или вручную, это распределение должно выполняться в соответствии с расходными характеристиками агрегатов для получения наиболее экономичного расходования топлива. [11]

Технические средства автоматического регулирования подразделяются на основные и дополнительные. Основные осуществляют первичное регулирование частоты вращения и вторичное регулирование частоты и активной мощности ( АРЧМ) в ЭЭС ( гл. [12]

Это маневренные станции, регулирующие частоту и обменные потоки мощности с другими энергосистемами. Они должны иметь достаточный диапазон регулирования и надежное оборудование с хорошо работающей системой вторичного регулирования частоты. [13]

Мощные энергоагрегаты тепловых ЭС, как указывалось в § 6.4, оснащаются АРМ, действующими при параллельной работе энергоагрегатов с сетью. На рис. 6.13 представлена структурная схема теплового энергоагрегата, оснащенного АРЧВ и АРМ, реализующих первичное и вторичное регулирование частоты и мощности агрегата. Автоматический регулятор мощности пропорционально-интегрального действия обеспечивает астатическое регулирование мощности энергоагрегата. [15]

Страницы: 1 2