Принципы регулирования частоты
Исторически в ЕЭС России сложилась структура регулирования частоты и мощности, включающая первичное, вторичное и третичное регулирование. При этом основой обеспечения качества отпускаемой электроэнергии и надежности функционирования систем энергоснабжения являются:
разработка сбалансированных диспетчерских графиков производства, передачи и потребления электроэнергии с учетом прогноза потребления и предложений по производству электроэнергии;
последующее выполнение диспетчерских графиков (вторичное регулирование режима), при необходимости с оперативной их корректировкой (третичное регулирование);
стабилизация колебаний текущего баланса мощности в целях быстродействующего ограничения временных отклонений частоты при нормальных и аварийных режимах работы энергообъединения и отделившихся от него регионов (первичное регулирование частоты).
Рассмотрим подробнее эти процессы.
Первичное регулирование частоты. Участие энергетического блока в регулировании частоты определяется его статической характеристикой регулирования скорости (см. рис. 3.3), представляющей собой график зависимости равновесных значений частоты вращения ротора турбины п или соответствующей ей частоты в энергосистеме f от мощности турбины N. Наклон этой характеристики определяется коэффициентом неравномерности
На рис. 3.3 пересечение статической характеристики турбины 1 с характеристикой сети 3 (линией П0, соответствующей стандартной частоте в сети f0) определяет рабочую точку блока С, которой соответствует мощность Ni, вырабатываемая блоком. При отклонении частоты в энергосистеме изменяется положение рабочей точки на характеристике 1. Соответственно изменяется мощность блока.
Ручное или дистанционное воздействие на механизм управления турбиной (МУТ) смещает статическую характеристику регулирования скорости параллельно самой себе. При ее смещении в положение 2 и неизменной частоте в сети f рабочей точкой турбины становится точка D, при этом мощность возрастает до значения N2.
При включенном ограничителе мощности блок не может увеличить мощность сверх заданного значения N4; статическая характеристика блока в этом случае при понижении частоты изображена линией АВ, чему соответствует бесконечно большое значение коэффициента неравномерности.
Рассмотрим энергосистему, в которой параллельно работают z энергетических агрегатов I, II, ..., z со статическими характеристиками регулирования (рис. 3.4) [25].
В исходном установившемся режиме с частотой f0 пересечением статических характеристик агрегатов с характеристикой сети определяются рабочие точки агрегатов ai, а2, ..., az, которым соответствуют значения мощностей N1, N2, ..., Nz. 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, получаемую от сети ранее включенными потребителями.
Вступающие при этом в работу системы автоматического регулирования возбуждения (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 bi, 62,... (см. рис. 3.4). При этом отклонение частоты Af ограничивается некоторым довольно узким интервалом, определяемым статическими характеристиками регулирования агрегатов. Таким путем отдельные агрегаты осуществляют общее первичное регулирование частоты в энергосистеме.
Очевидно, что для того, чтобы отклонение частоты было возможно меньшим, в первичном регулировании должно участвовать максимально возможное число блоков. Но чтобы блок участвовал в первичном регулировании, необходимо выдержать, по крайней мере, два условия:
1) блок должен допускать увеличение нагрузки, т.е. он не должен работать на максимальной мощности. Обычно для первичного регулирования предусматривается запас ± 5 %, соответственно мощность блока перед возмущением должна быть не выше 95 %
2) зона нечувствительности регулятора частоты вращения должна быть меньше возникшего отклонения числа оборотов. Сегодня для систем авторегулирования турбин, в том числе турбин АЭС, допускается зона нечувствительности по частоте вращения ± 150 мГц.
Поясним встретившийся выше термин «общее первичное регулирование». Стандарт СО-ЦДУ ЕЭС № 001-2005 [5] выделяет два вида первичного регулирования: общее и нормированное.
Общее первичное регулирование - первичное регулирование, осуществляемое всеми энергоблоками в пределах имеющихся в данный момент времени резервов первичного регулирования с характеристиками систем первичного регулирования энергоблоков, заданными действующими нормативами, и имеющее целью сохранение энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций при аварийных отклонениях частоты.
Нормированное первичное регулирование - первичное регулирование, осуществляемое выделенными энергоблоками, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования и обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными характеристиками (параметрами) первичного регулирования.
Стандарт устанавливает нормы для участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты. Станции, участвующие в нормированном первичном регулировании частоты, должны обеспечивать поддержание указанного нормального уровня частоты, причем зона нечувствительности регулятора частоты вращения должна быть не больше 0,01 Гц.
Чтобы обеспечить эту норму, на ТЭС внедряется новое оборудование для регулирования частоты и мощности. Модернизация предполагает замену механогидравлических регуляторов частоты вращения ротора на электронные с целью снижения общей нечувствительности системы регулирования и обеспечения возможности участия энергоблока в первичном регулировании частоты и мощности в энергосистеме с качеством, соответствующим требованиям.
Сегодня системы авторегулирования (САР) турбин АЭС имеют зону нечувствительности 0,15 Гц, т.е. при меньших отклонениях частоты они могут и не среагировать на него. Технические требования к участию АЭС в первичном регулировании частоты в энергосистеме [9], согласованные СО-ЦДУ ЕЭС и ОАО «Концерн Энергоатом» в 2004 г., устанавливают, что все АЭС участвуют в общем регулировании частоты (с учетом реальных характеристик САР), а также рассматриваются меры по привлечению АЭС к нормированному первичному регулированию. При этом зона нечувствительности САР должна быть 0,01-0,03 Гц. Участие в первичном регулировании будет приводить к отклонению мощности блока от заданной, но оно не будет превышать ± 2 % Лном.
Вторичное регулирование частоты. Первичное регулирование частоты, обладающее определенным статизмом (неравномерностью), принципиально не может обеспечить постоянного значения частоты в энергосистеме при отклонениях нагрузки. Восстановление ее заданного значения обеспечивает вторичное регулирование частоты. Сетевой регулятор частоты, воздействуя на автоматические регуляторы агрегатов, специально выделенных регулирующих электростанций (агрегат I на рис. 3.4), смещает их характеристики в положение c\d\, таким образом, чтобы вернуть частоту в системе к номинальному значению f0. По мере восстановления частоты агрегаты станций, не привлекаемых ко вторичному регулированию, но участвовавших в первичном (агрегаты II - z), возвращаются к исходному (до возмущения) режиму, определяемому рабочими точками а2,..., az.
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. Для третичного регулирования используются пуск - останов гидроагрегатов, эпизодическое изменение мощности энергоблоков ТЭС и АЭС, перевод агрегатов ГАЭС в насосный или генераторный режим и т.п. Характер изменения частоты и взаимосвязь основных этапов регулирования ее представлены на рис. 3.5.
Восстановление нормальной частоты вторичным регулированием и ослабление действия первичного регулирования (5ТГ) Восстановление истраченного вторичного резерва третичным регулированием
Рис. 3.5. Взаимосвязь основных этапов регулирования частоты в системе [63] (римскими цифрами обозначены этапы первичного, вторичного и третичного регулирования)
Выше был упомянут сетевой регулятор частоты, воздействующий на автоматические регуляторы блоков или агрегатов выделенных регулирующих электростанций. Такие централизованные устройства используются в системах для более точного поддержания частоты и суммарной мощности системы, чем это может обеспечить управление, осуществляемое оперативным персоналом. Вторичные автоматические регуляторы частоты (АЧР) являются астатическими, т.е. поддерживающими частоту независимо от нагрузки системы. Они измеряют с достаточной точностью отклонения частоты и вырабатывают управляющие команды, поступающие в САР турбин (на ТЭС - и котлов) выделенных регулирующих станций. По этим командам смещаются характеристики регуляторов частоты вращения турбин и перераспределяется нагрузка между станциями, отдельными блоками или агрегатами (см. рис. 3.4 и 3.5). Нагрузка перераспределяется в соответствии с заранее рассчитанными режимами так, чтобы обеспечить наиболее экономически выгодный режим работы системы в целом с учетом как характеристик оборудования, так и потерь в мощности в сетях. Так регулируется сейчас мощность ГЭС и КЭС. Применимость централизованного управления к АЭС иллюстрируется в разделе 4.2 на примере АЭС Ловиза, работающей в регулирующем режиме.
В большинстве применяемых схем вторичного регулирования частоты сигнал от сетевого регулятора вводят в САР турбины через электродвигатель механизма управления, обладающий большой инерцией. Этим определяется медленное действие вторичного регулирования частоты в отличие от быстродействующего первичного регулирования.
Заметную роль в регулировании частоты играют межсистемные связи (МСС). С увеличением или уменьшением частоты вращения генераторов той энергосистемы, где произошло возмущение, изменяется взаимный фазовый угол 5 между эквивалентными роторами связанных между собой энергосистем (см. раздел 3.4). 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.
