Регулирование частоты в энергосистеме

Предъявляемые требования

Для обеспечения нормальной работы, АЧР должны соответствовать следующим требованиям:

  • успешно ликвидировать аварийные ситуации различного характера – срабатывая, вне зависимости от масштабов повреждения;
  • выполнять отключение, в соответствии с установленными настройками по времени и величине отклонения характеристик;
  • обесточивать минимальное количество потребителей;
  • предусматривать возможность ступенчатого отключения;
  • исключать самопроизвольное срабатывание, без наличия соответствующих оснований.

Перечисленные условия призваны обеспечить штатную работу оборудование и надлежащую его защиту.

Постановка задачи

Частота является одним из основных показателей качества электроэнергии. Допустимые отклонения частоты от номинальной (50 Гц) в нормальных режимах, регламентируются ГОСТ 13109 — 67 * «Нормы качества электрической энергии у ее приемников, присоединяемых к электрическим сетям общего назначения», «Правилами устройства электроустановок», «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей» и не должны превышать ±0,1 Гц. Допускается кратковременная работа энергосистем с отклонением частоты в пределах ±0,2 Гц. Аварийные отклонения частоты ограничиваются как по условиям работы основного и вспомогательного оборудования электростанций, так и в соответствии с требованиями ряда потребителей. В настоящей главе анализируются работа потребителей и электростанций энергосистемы при снижении частоты. Цель этого анализа — сформулировать требования к АЧР.
Допустимая длительность работы электрических станций, прежде всего ТЭС и АЭС, при снижении частоты в значительной степени определяется работой установок их собственных нужд. Выдача мощности электростанции при снижении частоты определяется как производительностью механизмов собственных нужд электростанции, так и реакцией на снижение частоты турбин и их систем регулирования

Для анализа режимов с дефицитом активной мощности важно знать статические характеристики турбин по частоте, т. е

зависимости мощности турбин от частоты в энергосистеме.
Глубокое или длительное снижение частоты представляет опасность для лопаточного аппарата турбин из-за возможности развития резонансных явлений и повреждения лопаток. В связи с этим допустимые глубина и длительность снижения частоты для турбин ТЭС и АЭС нормируются. В современных энергосистемах основная часть энергии вырабатывается блочными ТЭС высокого давления, с каждым годом увеличивается мощность АЭС, поэтому особую важность приобретают вопросы работы ТЭС и АЭС в аварийных ситуациях с понижением частоты. Эти вопросы целесообразно проанализировать как для случаев отсутствия на блоках вращающихся резервов мощности, так и при их наличии, поскольку мобилизация вращающихся резервов мощности, являясь действенным средством ликвидации аварийной ситуации, существенно зависит от вида регулирования котлов, реакторов и турбин.
Для того чтобы выявить требования к АЧР с точки зрения потребителей, необходимо проанализировать прежде всего статические характеристики нагрузки энергосистемы по частоте, т. е. зависимости мощности, потребляемой нагрузкой, от частоты в энергосистеме. Снижение частоты в энергосистеме приводит, как правило, к одновременному снижению напряжения в узлах нагрузки, что, с одной стороны, может существенно влиять на статические характеристики нагрузки по частоте и, с другой стороны, в наиболее неблагоприятных случаях может приводить к массовым отключениям потребителей.
Для анализа реакции энергосистемы на возникновение дефицита мощности особый интерес представляет статическая характеристика энергосистемы (энергообъединения) по частоте в целом, т. е. зависимость суммарной нагрузки энергосистемы от частоты. При этом следует различать статическую характеристику энергосистемы после действия автоматических регуляторов частоты вращения (АРЧВ) турбин и аналогичную характеристику после последующей реакции на возникшее возмущение тепловой и реакторной части электростанций (котлов, реакторов и их систем регулирования). Статические характеристики по частоте определяют установившиеся отклонения частоты в энергосистеме после возникновения небаланса мощности. Для выбора принципов построения и уставок АЧР, анализа протекания переходных процессов в энергосистеме Необходимо знание динамических характеристик энергосистемы по частоте.

6.3.2

. При изменении режимных условий
(составляющих баланса мощности, схемы электрической сети и
обеспеченности электростанций энергоресурсами) диспетчер должен
скорректировать диспетчерский график нижестоящего уровня
оперативно-диспетчерского управления.

Коррекция диспетчерского графика должна быть
зафиксирована диспетчером в оперативно-диспетчерской документации с
указанием причины коррекции.

О всех вынужденных (фактических и ожидаемых)
отклонениях от заданного диспетчерского графика
оперативно-диспетчерский персонал обязан немедленно доложить диспетчеру
вышестоящего уровня диспетчерского управления для принятия решения о
коррекции диспетчерского графика.

Электростанции обязаны по распоряжению
диспетчера энергосистемы немедленно повышать нагрузку до полной рабочей
мощности или снижать ее до технического минимума со скоростью,
определяемой соответствующими инструкциями.

При необходимости диспетчер энергосистемы,
объединенных и единой энергосистем должен дать распоряжение о включении
агрегатов из резерва или выводе их в резерв.

Ограничение рабочей мощности электростанций
или отклонение минимально допустимых нагрузок агрегатов от установленных
норм должно быть оформлено оперативной заявкой.

Диспетчер энергосистемы имеет право изменить
кратковременно (не более чем на 3 ч) график тепловой сети. Понижение
температуры сетевой воды допускается не более, чем на 10°С по сравнению с
ее значением в утвержденном графике. При наличии среди потребителей
промышленных предприятий с технологической нагрузкой или тепличных
хозяйств значение понижения температуры должно быть согласовано с ними.
Не допускается понижать температуру ниже минимальной, принятой для
сетевой воды.

Популярные статьи  Как проверить различные типы диодов тестером — полная инструкция

О вынужденных отклонениях от графика
оперативно-диспетчерский персонал электростанции и теплоисточника должен
немедленно сообщать дежурному диспетчеру энергосистемы и диспетчеру
тепловой сети.

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает общие требования к регулированию частоты и перетоков активной мощности (далее — регулирование частоты и перетоков) в энергообъединении.

Стандарт предназначен для организаций, осуществляющих оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике в национальных энергосистемах государств — участников Содружества Независимых Государств, государств Балтии, а также других государств, национальные энергосистемы которых работают параллельно(синхронно)с энергосистемами государств — участников Содружества Независимых Государств.

Частотомер

Частотные изменения позволяет регистрировать частотомер. Такие приборы конструируются с использованием нескольких способов измерения:

  1. Дискретный счет. Применяется в цифровых приборах. Основан на вычислении количества сигналов за временную единицу;
  2. Перезаряд конденсаторов. Усредненный показатель силы тока, при которой перезаряжается конденсатор, соразмерен частоте. Ток фиксируется амперметром, а шкала устройства представлена в герцах;
  3. Сравнение частот. Прибором для использования этого способа часто является осциллограф, где происходит сравнение частотного значения с эталонным образцом;
  4. Вибрационные частотомеры. Содержат тонкие пластины из металла, закрепленные с одной стороны, которые начинают колебаться под воздействием электромагнитного поля, создаваемого в приборе. Пластина, частота колебаний которой резонирует с частотой колебаний электромагнитного поля, покажет искомое значение. Приборы применяются для замеров частотного показателя в питающей сети.

Участие электростанций различного типа в покрытии суммарной нагрузки энергосистем

Суммарные графики нагрузки энергосистем неравномерны. Коэффициент заполнения графиков довольно низок – kзап= 0,5…0,7 – и имеет тенденцию к дальнейшему снижению ввиду появления в энергосистемах новых типов потребителей и изменения структуры энергопотребления.

Распределение нагрузки между отдельными электростанциями с целью покрытия суммарного графика нагрузки энергосистемы производят, исходя из особенностей технологического режима электростанций различного типа, с тем, чтобы получить в целом по системе положительный хозяйственный эффект. При этом в базовую часть графика нагрузки в непаводковый период помещают АЭС, ТЭЦ, частично КЭС, ГЭС без водохранилищ, а также частично ГЭС с водохранилищами. В полупиковую часть графика помещают КЭС, а в пиковую часть – ГЭС. Во время паводка мощность ГЭС в базовой части графика нагрузки увеличивается, с тем, чтобы после заполнения водохранилищ не сбрасывать бесполезно избыток воды через водосливные плотины. При этом большая доля мощности КЭС и частично мощности ТЭЦ вытесняется в полупиковую часть графика нагрузки.

Зная графики нагрузки электростанций, можно планировать ремонт оборудования. Агрегаты ГЭС, как правило, ремонтируют зимой, а ТЭС и АЭС – весной и летом. Изменения нагрузки и установленной мощности электростанции в системе в течение года взаимосвязаны.

В энергосистеме должны быть предусмотрены резервы: эксплуатационный (ремонтный, режимный, аварийный), составляющий примерно 10…12 % установленной мощности энергосистемы, и хозяйственный, составляющий около 3 %. Считается, что для нормального функционирования энергосистемы ее общий резерв должен составлять 13…15 % установленной мощности. На практике разность между установленной мощностью электростанций и их фактической нагрузкой в каждый данный момент не есть резервная мощность энергосистемы в обычном понимании.

С учетом устойчивости и надежности работы энергосистемы мощность наиболее крупного агрегата, как показывает опыт эксплуатации, нормально не должна превышать 1,5…3 % установленной мощности энергосистемы. Следовательно, крупные агрегаты мощностью 500, 800 и 1200 МВт могут устанавливаться только в относительно мощных энергосистемах.

6.3.5

. Вторичное регулирование (в целом по
единой энергосистеме и в отдельных регионах) должно осуществляться с
целью поддержания и восстановления плановых режимов по частоте и
перетокам активной мощности.

Вторичное регулирование должно
осуществляться оперативно либо автоматически (с использованием систем
автоматического регулирования частоты и перетоков мощности — АРЧМ)
выделенными для этих целей электростанциями, на которых должен
поддерживаться необходимый вторичный резерв активной мощности.

В целях непротиводействия первичному
регулированию вторичное регулирование должно осуществляться с коррекцией
по частоте (частотной коррекцией).

И все-таки она существует!

Вопросительный знак в заголовке статьи превратился в восклицательный. «Яндекс» реабилитирован. Осталось только привести формулы зависимости напряжения от частоты для разных видов реактивных сопротивлений.

Емкостное: XC = 1/(w · C). Здесь w — угловая частота, C — емкость конденсатора.

Индуктивное: XL = w · L, где w — то же, что и в предыдущей формуле, L — индуктивность.

Как видно, частота влияет на величину сопротивления, изменяя его, следовательно, изменяет и падение напряжения. Если в сети имеется активное сопротивление R, емкостное XC и индуктивное XL, то сумма падений напряжений на каждом элементе будет равна разности потенциалов источника: U = Ur + Uxc+ Uxl.

Частота электрического тока выступает одним из параметров качества электроэнергии и основной характеристикой режима энергосистемы. Количественно частота в энергосети равна количеству периодов в секунду. Изменение частоты в сети влияет на функционирование и, соответственно, производительность работы потребителей. Также свое влияние оказывает отклонение частоты на работу всей энергосистемы.

Схемы АЧР

Согласно установленным нормам, АЧР могут предусматривать выполнение различных защитных функций. Схемы предполагают применение релейных и полупроводниковых элементов.

С одним реле частоты

На приведённой ниже схеме изображён элемент с одним частотным реле:

Регулирование частоты в энергосистеме

Подача команды от измерительного модуля производится через промежуточное реле РП на частотное РЧ1.

Популярные статьи  Максимальная токовая защита: принцип действия, виды, примеры схем

При падении частотных параметров замыкаются РП1 и РП2, от последнего сигнал передаётся на отключение подачи энергии.

Также читайте: Знаки и плакаты электробезопасности используемые в электроустановках

Если частота восстанавливается до стандартной величины, происходит возврат схемы к исходному состоянию. Через РП5 команда подаётся на РП5.1, с отключением катушек РВ1 и РП4.

Если функционирование системы по указанной схеме окажется невозможным, шунтируется РВ1.

С ЧАПВ

Автоматическая частотная разгрузка предполагает следующую схему:

Регулирование частоты в энергосистеме

Порядок срабатывания релейной защиты аналогичен предыдущему примеру. Через Р4 команда передаётся на реле времени РВ1, с возбуждением обмоток на промежуточном РП1.

Через РП1.1 и РП2.1 система отключается. Сигнализация об этом обеспечивается посредством РУ1.

При нормализации ситуации через РП1.3 и РП3.2 подаётся ток на обмотку РВ2, с включением реле промежуточной группы РП4. Далее, с помощью РП4.2 и РП 4.3 запускаются потребители, с сигнализацией указательного реле РУ2.

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Частотное АПВ (ЧАПВ).

Частота в ЭС зависит от баланса Рпотр=Ргенер Если нагрузка больше то она потребляет часть кинетической энергии генератора – генератор замедляется – регулятор скорости управляет подачей энергоносителя – баланс восстанавливается Однако это работает до тех пор пока в системе есть резерв

Коэффициент резервирования эффекта нагрузки, опрделяемый составом нагрузки (от1до 3,5)

При снижении частоты собственные нужды ЭС снижают свою производительность – еще большая нехватка ЭЭ – еще большее снижение частоты – лавина частоты

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) – один из методов противоаварийной автоматики, направленный на повышение надежности работы электроэнергетической системы. Воздействующей величиной устройства АЧР является напряжение, частоту которого контролирует измерительный орган – реле частоты. Реле срабатывает при снижении частоты до заданного значения. Селективность устройств АЧР достигается выбором параметра срабатывания (частоты срабатывания) измерительного органа и выдержкой времени. При срабатывании УАЧР отключает определенную часть потребителей, способствуя восстановлению частоты в системе электроснабжения.

Требования, предъявляемые к устройствам АЧР:

Обеспечивать нормальную работу энергосистемы независимо от дефицита активной мощности, характера причин, вызывающих снижение частоты; не допускать даже кратковременного снижения частоты ниже f = 45 Гц; продолжительность работы с частотой f < 47 Гц е должна превышать 20 с, а с частотой f < 48,5 Гц – 60 с;

Обеспечивать отключение потребителей в соответствии с возникшим дефицитом мощности, не допуская возникновения лавины частоты и напряжения; при этом последовательность отключений должна бать такая, чтобы в первую очередь отключались менее ответственные потребители; восстанавливать частоту до уровня, при котором энергосистема может длительно работать; дальнейший подъем частоты до номинальной возлагается на дежурный персонал энергосистемы;

Если восстановление нормального режима после действия УАЧР возлагается на устройства автоматики, то УАЧР должно обеспечить подъем частоты до уровня, необходимого для их срабатывания;

Действовать согласованно с устройствами АПВ и АВР;

Не действовать при кратковременных снижениях частоты.

Категории АЧР:

1). АЧРI. Предназначена для сдерживания снижения частоты в первое время развития аварии, не допуская даже кратковременного опускания ее ниже 45 Гц. Устройство АЧРI, быстродействующее с единой для всех очередей выдержкой времени, не превышающей tАЧРI = 0,3 с, и с разными уставками срабатывания по частоте от fс.р1 = 49…49,2 Гц до fс.рn = 46,5 Гц. Частота срабатывания последующей очереди меньше частоты срабатывания предыдущей очереди на ступень селективности по частоте ∆fc (минимально допустимая ступень селективности 0,1 Гц).75-80% потребителей по АЧР I

2). АЧРII также состоит из очередей, однако с одинаковой уставкой по частоте fАЧРII = 49 Гц; отличается от АЧРI выдержками времени. Минимальная уставка по времени принимается равной tс.р1 = 5…10 с, а максимальная tс.рn = 60…90 с. Ступень селективности ∆tc = 3 с.

Если за указанное время действием АЧРI частоту восстановить не удается и она устанавливается (зависает) на недопустимо низком уровне (48 Гц и ниже), то начинают срабатывать очереди АЧРII и с соответствующими выдержками времени отключают дополнительную нагрузку (АЧРI ≈ 70 % потребителей, АЧРII ≈ 30 % потребителей).

Частотное АПВ (ЧАПВ).

После восстановления частоты повторное включение потребителей должно производиться автоматически. Для этой цели используются имеющиеся на присоединениях устройства АПВ, дополненные реле повышения частоты. Они называются устройства частотного АПВ. Действие ЧАПВ разрешается при восстановлении частоты, что фиксируется замыканием контактов реле частоты. Уставка реле принимается fс.р = 49,5…50 Гц. Минимальная выдержка времени на включение устанавливается tАПВ = 10…20 с, а ступень селективности ∆tc = 5 c.

Схемы устройств АЧР и ЧАПВ:

Имеются различные схемы устройств АЧР и ЧАПВ. Простейшие из них позволяют выполнить одну очередь АЧРI или одну очередь АЧРII с последующим ЧАПВ. В сложных схемах осуществляется автоматическое переключение уставок реле частоты и тем самым с помощью одного реле выполняется несколько очередей АЧР, создается совмещенная очередь, когда отключение одних и тех же присоединений производят и АЧРI и АЧРII с последующим ЧАПВ.

Рис.1. Схемы устройств АЧР и ЧАПВ на Рис.2. Простейшая схема одной

выпрямленном оперативном токе очереди АЧРII с переключением

реле частоты на уставку ЧАПВ

Вторичное регулирование частоты (АВРЧМ)

Вторичное регулирование частоты — процесс восстановления планового баланса мощности путём использования вторичной регулирующей мощности для компенсации возникшего небаланса, ликвидации перегрузки транзитных связей, восстановления частоты и использованных при первичном регулировании резервов первичной регулирующей мощности. Вторичное регулирование осуществляется автоматически под воздействием центрального регулятора.

Популярные статьи  Почему может не срабатывать автомат при перегрузке?

Вторичное регулирование начинается после действия первичного и предназначено для восстановления номинальной частоты и плановых перетоков мощности между энергосистемами в энергообъединении.

В основном во вторичном регулировании участвуют гидроэлектростанции (ГЭС) в связи с их маневренностью. Все крупные ГЭС России подключены к системе АВРЧМ для участия во вторичном регулировании и получают в режиме реального времени (характерный цикл информационного обмена — 1 сек) задание вторичной мощности, которое через групповой регулятор активной мощности (ГРАМ) поступает непосредственно на исполнение системами управления гидроагрегатами.

В период паводка для наиболее экономичного срабатывания паводковой воды в гидротурбинах к АВРЧМ привлекаются и электростанции других типов (ТЭС, ПГУ). Участие ТЭС, ПГУ в АВРЧМ осуществляется в рамках работы рынка системных услуг.

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные. правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы» (АО «СО ЕЭС»)

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 июня 2021 г. Ne 100-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК Код страны

по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национальное органа по стандартизации
Армения AM Минэкономики Республики Армения
Беларусь BY Госстандарт Республики Беларусь
Казахстан KZ Госстандарт Республики Казахстан
Киргизия KG Кыргыэствндарт
Россия RU Росстандарт

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 3 августа 2021 г. № 801 -ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34184—2017 введен в действие в качестве национального стандарта с 1 марта 2021 г.

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменении и поправок — в ежемесячном информационном указателе кНациональные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет ()

Стандартинформ. 2017

В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен. тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

ГОСТ 34184—2017

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные. правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы» (АО «СО ЕЭС»)

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 июня 2017 г. Ne 100-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК <ИСО 3166) ММ-97

Код страны

по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национальное органа по стандартизации

Армения

AM

Минэкономики Республики Армения

Беларусь

BY

Госстандарт Республики Беларусь

Казахстан

KZ

Госстандарт Республики Казахстан

Киргизия

KG

Кыргыэствндарт

Россия

RU

Росстандарт

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 3 августа 2017 г. № 801 -ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34184—2017 введен в действие в качестве национального стандарта с 1 марта 2018 г.

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменении и поправок — в ежемесячном информационном указателе кНациональные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет ()

Стандартинформ. 2017

В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен. тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

ГОСТ 34184—2017

Рейтинг
( Пока оценок нет )
Денис Серебряков/ автор статьи
Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: