Автоматические регуляторы частоты вращения агрегатов

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. 

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.