Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Автоматические регуляторы частоты вращения агрегатов

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. Согласно ГОСТ 13109—97 на качество электрической энергии частота в энергосистемах России в нормальном режиме должна поддерживаться с точностью ± 0,2 Гц (95 % времени суток). Допускается кратковременная (не более 72 мин в сутки) работа энергосистем с отклонением частоты в пределах ±0,4 Гц.

Столь жесткие требования объясняются тем, что частота переменного тока непосредственно связана с частотой вращения агрегатов, преобразующих механическую энергию в электрическую, т.е. генераторов, и агрегатов, преобразующих электрическую энергию в механическую, т.е. двигателей. Изменение же частоты вращения, даже небольшое, существенно влияет на режим работы вращающихся механизмов. Снижение частоты приводит к падению производительности насосов и других механизмов.

Примером механизма, предъявляющего весьма жесткие требования к точности поддержания частоты вращения, является паровая турбина. Турбостроительные заводы требуют, чтобы частота не оставалась длительно ниже 49,5 Гц и выше 50,5 Гц, иначе возможно повреждение лопаток турбин. Таким образом, наиболее серьезные требования к точности регулирования частоты предъявляются самими электростанциями.

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. 14.4.

Из рис. 14.4 видно, что при снижении частоты с ¦' до ¦" в соответствии со статическими характеристиками регулируемых агрегатов вырабатываемая ими активная мощность увеличивается на DP₁ и DР₂ соответственно, что способствует поддержанию уровня частоты в энергосистеме. Приращение мощности DР 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 DР. 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 характеристики.

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. 14.5 две параллельные линии, отстоящие друг от друга по вертикали на величину зоны нечувствительности Dƒ_неч, ограничивают область возможных состояний регулятора и агрегата. Состояние характеризуется частотой ƒ и нагрузкой Р (так называемая рабочая точка). В установившемся режиме при данной частоте, например ƒ₁, рабочие точки всех агрегатов расположены на линии ƒ = ƒ₁, но могут занимать случайные положения между указанными выше граничными линиями (между точками а и б на рис. 14.5).

Диапазон неопределенных значений нагрузок при параллельной работе агрегатов с регуляторами, имеющими зону нечувствительности, прямо пропорционален зоне нечувствительности регулятора D_неч 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. 14.6 показаны характеристика эквивалентного генератора Р_г(ƒ) и зависимость мощности суммарной нагрузки энергосистемы Р_н 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. 14.6.

То, что мощность, потребляемая нагрузкой, уменьшается при снижении частоты, облегчает задачу первичного регулирования (Р" — Р' < DР на рис. 14.6). 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. 14.6). При этом восстанавливается баланс мощности, но при пониженной частоте.

Чем круче идет характеристика генерации Р_г(ƒ), тем эффективнее первичное регулирование и меньше отклонение частоты Dƒ, т.е. стабильнее частота в энергосистеме. Из рис. 14.6 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 Р_г(ƒ) уменьшается и отклонение частоты Dƒ 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. 14.7.

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.

Это объясняется тем, что используется привод генератора с автоматическим регулятором частоты вращения. В медленных зарядных процессах регулятор стабилизирует частоту вращения, а в быстрых процессах двигатель с достаточно большим моментом инерции ротора демпфирует колебания момента нагрузки, являясь электромеханическим фильтром.

При наличии резерва активной мощности частота в системе поддерживается на требуемом уровне автоматически с помощью автоматических регуляторов частоты вращения синхронных генераторов путем воздействия на регулирующие клапаны турбин.

В системах электроснабжения применяются и другие устройства автоматики энергосистем, например автоматические устройства синхронизации генераторов, синхронных компенсаторов и электродвигателей, автоматические регуляторы частоты вращения и активной мощности синхронных генераторов.

Для регулирования частоты вращения и развиваемой мощности, а также для выполнения ряда других функций все паровые и гидравлические турбины снабжаются автоматическими регуляторами частоты вращения. Регуляторы частоты вращения турбин функционируют по различным принципам и имеют разнообразные выполнения и конструктивные решения для разного типа турбин. Классификация регуляторов весьма разнообразна, однако можно выделить три основные группы: гидромеханические, гидродинамические и электрогидравлические регуляторы.

Для решения остальных уравнений вышеприведенной системы, описывающих поведение синхронной машины, а также уравнений, описывающих процессы в АРВ и автоматическом регуляторе частоты вращения ( АРЧВ), используется метод численного интегрирования, основанный на интеграле Дюамеля третьего рода с линейной аппроксимацией возмущающих функций.

Уравнитель частот содержит элемент, выявляющий знак угловой частоты скольжения ( для собственно синхронизатора выявление этого знака не требуется) и действующий на изменение уставки автоматического регулятора частоты вращения турбины короткими импульсами один раз за период скольжения. В новые регуляторы гидротурбин введен элемент подгонки частоты вращения агрегата к частоте системы и в этом случае отдельный УЧ не требуется.

Высокой чувствительностью должны обладать, например, устройства автоматической частотной разгрузки, автоматические регуляторы возбуждения и автоматические регуляторы частоты вращения синхронных генераторов. Что касается устойчивости быстроты срабатывания при внутренних КЗ, то она имеет смысл при оценке функционирования в основном защит с абсолютной селективностью. Достоинством этих защит является быстродействие. Однако они могут работать с замедлением, например, из-за влияния переходных процессов при КЗ в защищаемой зоне. Защита должна удовлетворять требованию устойчивости функционирования также при внешних КЗ и нормальных режимах. В этих случаях за счет отстроенности от входных воздействующих величин должна обеспечиваться устойчивость несрабатывания защиты.

Подобным образом изменяется и уравнительный ток, который представляет опасность для синхронизируемого генератора. Поэтому функциями автоматического синхронизатора являются регулирование напряжения и частоты вращения синхронизируемого генератора путем воздействия на АРВ и автоматический регулятор частоты вращения турбины, а также определение мо-мента подачи команды на включение выключателя.

Выходной сигнал УД поступает в блок частотной коррекции БЧК, на сумматор которого одновременно подается сигнал с частотного корректора ЧК. Это необходимо в связи с тем, что при установке на электростанции регулятора мощности ( на-фимер, типа ГРАМ) автоматические регуляторы частоты вращения турбоагрегатов перестают по существу корректировать нагрузку турбоагрегатов с изменением шстоты, о чем более подробно сказано ниже.

К ним относятся автоматические регуляторы частоты АРЧ, автоматические регуляторы перетока АРП, комплексные автоматические регуляторы перетока и частоты АРПЧ, автоматические ограничители перетока АОП. Все указанные устройства относятся к вторичным регуляторам, реагирующим на параметры режима энергосистемы, в отличие от первичных регуляторов - автоматических регуляторов частоты вращения турбоагрегатов, контролирующих и регулирующих непосредственно частоту вращения роторов турбоагрегатов. АРЧМ ведутся рядом организаций.

Для сохранения баланса мощностей и поддержания постоянства частоты в любой момент времени необходимо непрерывное изменение мощности агрегатов и электростанций. Для изменения мощности агрегата электростанции, состоящего из синхронного генератора и паровой или гидравлической турбины, необходимо изменять количество энергоносителя ( пара или воды), вводимого в турбину, что и осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения ( АРЧВ) турбин.

Для сохранения частоты вращения на прежнем уровне следует изменить количество пара, вводимого в турбину, что приведет к переходу на характеристику Л / т 2 и возвращению частоты вращения к значению соа. Следовательно, для поддержания величины со при изменениях нагрузки следует автоматически воздействовать на регулирующие органы турбины для соответствующего изменения количества энергоносителя. Эту роль выполняют автоматические регуляторы частоты вращения ( АРЧВ), являющиеся неотъемлемой частью паровых и гидравлических турбин.

"Агрегат"

при питании двигателей через блок-трансформаторы напряжение U ограничивается минимальным значением момента, требуемого для разгона агрегата.

Коэффициент нагрузки, набрасываемой на агрегат,

Они должны способствовать быстрому разгону агрегата.

В этом случае весь агрегат (турбина, генератор, возбудитель) развернется быстрее, так как на него кроме момента турбины будет действовать еще ускоряющий асинхронный момент генератора.

Схема автоматики агрегата при таком пуске упрощается.

Электромеханический пуск пока применялся только на небольших необслуживаемых гидростанциях, так как быстрый пуск паротурбинных агрегатов не может быть допущен по режиму работы турбины.

Решая вопрос о допустимости, продолжительности какого-либо аварийного режима и необходимости ограничений входящих в него процессов, следует принять во внимание и потери энергии, появляющиеся во время переходного режима, и экономию топлива, которая может быть получена благодаря управлению режимом (например, сокращением числа пусков агрегатов).

При этом важно знать зависимость момента (или мощности) от скорости и ускорения агрегата.

В отдельных случаях момент, соответствующий потерям в турбине и генераторе, оказываясь больше момента, развиваемого турбиной, играет существенное значение в движении агрегата.

При замене нескольких агрегатов, генераторы которых работают асинхронно, одним эквивалентным большое значение имеют параметры систем регулирования Ts, а.

Здесь показаны** экспериментально полученные статическая / и динамическая 2 характеристики -Турбин (агрегатов) Волжской ГЭС имени Ленина, т.

Однако если выпавшая из синхронизма машина возбуждена, то кроме взаимно уравновешивающих друг друга асинхронного момента и момента турбины на валу агрегата при асинхронном ходе будет действовать также синхронный пульсирующий вращающий момент (рис.

В это время агрегат не отдает мощность в сеть.

При этом в функции аварийного регулирования турбины входят: — кратковременная быстрая разгрузка в момент сброса мощности генератора из-за короткого замыкания на ЛЭП, позволяющая предотвратить выпадение агрегата из синхронизма; — ограничение мощности агрегатов в послеаварийном режиме на уровне, не превышающем предела статической устойчивости электропередачи; — обеспечение перехода к новому стационарному режиму без толчков и дополнительных колебаний.

Регулирование мощности паровой турбины позволяет демпфировать колебания ротора агрегата в переходных процессах, что может иметь в будущем важное практическое значение при использовании в энергосистемах турбогенераторов со сверхпроводящими обмотками возбуждения.

етавляет собой систему группового управления агрегатами ГЭС, которая воспринимает плановое задание по мощности (график нагрузки), внеплановые и оперативные коррективы нагрузки, сигналы от системных устройств и регуляторов, колебания частоты в энергосистеме и в соответствии с принятым алгоритмом изменяет задания первичным электрогидравлическим регулятором гидроагрегатов.

После восстановления нагрузки и стабилизации частоты устанавливается экономическое распределение мощности между станциями и агрегатами системы.

АРЧВ — автоматический регулятор РПН — частоты вращения (агрегата — — АРС) РУ —

При больших возмущениях исследование поведения системы (ее динамической устойчивости) требует решения систем нелинейных дифференциальных уравнений, число которых на каждый генерирующий агрегат может составлять от 2 до 40.

Их причиной может быть изменение схемы соединения системы, появляющееся, например, при отключении агрегатов или линий электропередачи, несущих значительные нагрузки; при нормальном включении или отключении линий с большой зарядной мощностью; при включении генераторов методом самосинхронизации и т.

Агрегаты электрических систем, т.

Мощность и стоимость систем возбуждения, включая автоматические регуляторы возбуждения, невелика: мощность составляет не более 0,2—0,8%, а стоимость — 5—12% от общей мощности и соответственно стоимости агрегата.

Поэтому в ответственных случаях системы возбуждения крупных агрегатов конструируются индивидуально и могут сравнительно легко видоизменяться в связи с требованиями, вытекающими из анализа переходных процессов, условий эксплуатации и т.

Представление тока в системе координат Л, В, С из условий экономичности работы систем, что требует специального распределения нагрузок между станциями и агрегатами.

Затем генераторы начинают замедляться в соответствии со значениями полученных насосов мощности и инерционностью агрегатов, причем машины, получившие [больший относительный набрось, замедляются более интенсивно, что приводит увеличению взаимных углов и перераспределению дополнительной нагрузки еду станциями.

Величину, обратную kk, называют статизмом агрегата: l/kk = о\.

При этом необходимо учитывать реальные возможности агрегата: состояние его оборудования, допустимую скорость нагруженная, которая определяется температурными напряжениями турбины, давлением пара и т.

** В настоящее время применение регуляторов «до себя» резко ограничивается из-за недостатков, оказываемых на работу агрегата в системе.

Построенные характеристики относятся к одиночному агрегату, имеющему регулятор скорости, действие которого отражено в данном анализе переходом рабочей точки с одной характеристики Р = ср(/) на другую.

Автоматические регуляторы частоты вращения агрегатов 📙 Реферат → 🆔 15947