Виды автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) и стадии процесса регулирования

АРЧМ подразделя­ется на три вида: I– первичное; II– вторичное; III–третичное. Каждый вид пре­обладает на соответствующей стадии процесса регулирования и осуществля­ется своими системами автоматического регу­лирования – САР.

Стадии процесса регулирования показаны на временной диаграмме (графике) изменения частоты при расчетном возмущающем воздействии в ОЭС – отключении одного блока 1000 МВт (рис. 5.1).

Рис. 5.1. Стадия процесса регулирования

СтадияI – обычно продолжается 2–5 мин. Регулирование осуществ­ляют первичные регуляторы турбин. В конце стадии «квазистационарное» отклонение частоты ∆ f _I не должно превышать Гц; динамическое отклоне­ние частоты ∆ f _макс не должно приводить к срабатыванию первой оче­реди АРЧ–I.

При отключении блока 1000 МВт в ЕЭС РФ скорость изменения час­тоты при t = 0:

установившееся отклонение частоты при отсутствии первичного регулирова­ния:

где – коэффициент регулирующего эффекта нагрузки: – посто­ян­ная инерции ЕЭС РФ.

Первичное регулирование подразделяется на общее (ОПР) и нормиро­ванное (НПР): ОПР – должно осуществляться всеми электростан­циями, у которых первичный резерв мощности не планируется, а реализуется имею­щийся; НПР – осуществляется выделенными электростанциями, на которых поддер­живаются согласованные первичные резервы мощности энергосис­темы на загрузку и разгрузку (при отключении блока, ЛЭП, узла потребле­ния).

Первичный резерв должен быть выдан за время не более 0,5 мин при зона нечувствительности первичных регуляторов для НПР должна быть не хуже .

Первичное регулирование выполняют устройства АРЧВ (п.5.6.1).

Стадия II – вторичное регулирование в районе регулирования (регио­нальное) и в энергообъединении (общее) должно обеспечивать:

· время восстановления номинальной частоты и резервной мощности первичного регулирования при расчетных аварий­ных небалансах < 15 мин;

· выявление и ликвидацию перегрузки транзитных связей (слабых ли­ний и сечений) за время не более 5 мин;

· поддержание заданных плановых значений суммарных внешних перето­ков мощности энергосистемы (точность измерения каждого из пере­токов не хуже 1,5%, постоянная времени регулирования 50–200 с).

Вторичное регулирование должно быть автономным по возмущению, т.е. реагировать только на внутренние возмущения (небалансы активной мощно­сти) своей энергосистемы или района регулирования, но не препятст­вовать действию своих первичных регуляторов при взаимопомощи другим энергосис­темам или энергообъединениям.

Резерв вторичной мощности на загрузку и разгрузку должен быть доста­точен для компенсации наиболее вероятной аварийной потери генера­ции или потребления в своем районе регулирования.

При выборе ЭС вторичного регулирования необходимо учитывать их раз­мещение относительно слабых связей и сечений транзитной сети.

САР вторичного регулирования изменяют уставки АРЧВ и АРМ.

Стадия III – третичное регулирование обеспечивает относительно мед­ленное регулирование мощности ЭЭС или ОЭС при постоянной (номиналь­ной) частоте с целью:

· восстановления вторичного резерва по мере его исчерпания;

· оперативной коррекции режима – оптимизации распределения непла­новых нагрузок между источниками.

Для третичного регулирования используют:

· пуск – останов гидроагрегатов ГЭС и ГАЭС;

· перевод агрегатов ГАЭС в насосный или генераторный режим;

· эпизодическое изменение мощности энергоблоков КЭС и АЭС;

· отключение – включение потребителей – регуляторов.

Объем третичного резерва мощности рекомендуют принимать около по­ловины вторичного резерва. При недостатке – ограничение потребителей.

Кроме регулирования система АРЧМ должна также выполнять:

– коррекцию ошибки синхронного времени;

– мониторинг первичного и вторичного регулирования.

Ошибка синхронного времени – это отклонение электрического вре­мени от астрономического :

.

Интегральным отклонением частоты называют

Коррекция ошибки должна выполняться путем смещения заданной ус­тавки по частоте f _уст во всех вторичных регуляторах энергосистем объедине­ния на заданную величину (плюс или минус 0,01 Гц) и заданную длитель­ность (до суток).

Нормально допустимый диапазон ошибки синхронного времени ра­вен ± 20 с, максимально допустимый с.

В энергообъединении Западной Европы UCTE контролер синхронного времени находится в г. Лауфенбурге (Швейцария).

Мониторинг необходим для получения фактических данных о работе и характеристиках первичного и вторичного регулирования, о статических час­тотных характеристиках (СЧХ) энергообъединения и отдельных его час­тей, крутизне СЧХ:

или относительном статизме первичного регулирования

.