Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Электроэнергетическая система Йемена, её состав и характеристики
10
1.1. Постановка задачи 10
1.2. Электрические станции и их характеристики 10
1.3. Потребители и их характеристики 12
1.4. Характеристики подстанций и ЛЭП 16
1.5. Особенности работы электрооборудования 18
1.6. Релейная зашита и автоматика энергосистемы Йемена 19
1.7. Перспективы развития электроэнергетики Йемена 22
1.8. Выводы 24
Глава 2. Анализ состояния и повышение надежности главных схем электрических станций за счет их реконструкции 26
2.1. Постановка задачи 26
2.2. Анализ и разработка обоснованных решений по реконструкции главных схем и схем выдачи мощности электрических станций 27
2.3. Определение надёжности и величины ущерба электрической схемы станции Hiswa 29
2.3.1. Расчет ущерба схемы выдачи мощности 31
2.3.2. Расчет частотного ущерба 31
2.3.3. Расчёт ущерба схемы РУ 32
2.3.4. Определение частот отказов выключателей в схеме РУ ВН, а также расчет для них вероятности нахождения в ремонтном состоянии 33
2.3.5. Расчет системного и частотного ущерба 38
2.3.6. Расчет потребительского ущерба 39
2.4. Определение надёжности и величины ущерба электрической схемы для станции AL-Manswra 40
2.4.1. Расчет ущерба схемы выдачи мощности 41
2.4.2. Расчет частотного ущерба 42
2.4.3. Расчет ущерба схемы РУ 42
2.4.4. Определение частот отказов выключателей в схеме РУ ВН, а также расчет вероятности их нахождения в ремонтном состоянии. 43
2.4.5. Расчет системного и частотного ущерба 45
2.4.6. Расчёт потребительского ущерба 46
2.5. Определение надёжности и величины ущерба электрической схемы для станции Ras-Katneeb 47
2.5.1. Расчет ущерба схемы выдачи мощности 49
2.5.2. Расчет частотного ущерба 49
2.5.3. Расчёт ущерба схемы РУ 50
2.5.4. Определение частот отказов выключателей в схеме РУ ВН, а также расчет для них вероятности нахождения в ремонтном состоянии 50
2.5.5. Расчет системного и частотного ущерба 52
2.5.6. Расчет потребительского ущерба 52
.2.6 Разработка схемных мероприятий по повышению надежности станции Hiswa, Al-Manswra и Ras-Katneeb 53
2.7. Разработка мероприятий по повышению надежности станции Hiswa 54
2.7.1. Расчёт ущерба схемы РУ 55
2.7.2. Расчет системного и частотного ущерба 57
2.8. Разработка мероприятий по повышению надежности станции Ras-Katneeb 58
2.8.1. Расчёт ущерба схемы РУ 58
2.8.2. Расчет системного и частотного ущерба 60
2.9. Выводы 60
Глава 3. Исследование режимов работы электроэнергетической системы республики и разработка мероприятий по повышению надёжности её работы 63
3.1. Постановка задачи 63
3.2. Представление основных элементов ЭЭС при расчетах установившихся режимов на ПК 64
3.2.1. Линии электропередачи 64
3.2.2. Силовые трансформаторы 65
3.2.3. Синхронные генераторы 73
3.2.4. Представление нагрузок при расчетах УР 75
3.2.5. Представление компенсирующих устройств 77
3.2.6. Выбор балансирующего узла 79
3.3. Выбор метода, его анализ, основные положения и условия применения 81
3.4. Исходные данные и принятия допущения при исследовании режимов ЭСЙ 83
3.5. Анализ режимов и уровней напряжения в энергосистеме 87
3.6. Разработка мероприятий по повышению надёжности и исследование нормальных режимов ЭС 89
3.7. Анализ аварийных режимов электроэнергетической системы 92
3.8. Выводы 99
Глава 4. Разработка и исследование автоматической частотной разгрузки для предотвращения значительных отклонений частоты в энергосистеме 101
4.1. Постановка задачи 101
4.2. Анализ работы собственных нужд тепловых электростанций при понижении частоты 102
4.3. Исследования и разработка АЧР. Выбор объемов, уставок и мест размещения 103
4.3.1. Требования, предъявляемые к АЧР 103
4.3.2. Анализ принципов работы применяемой в Росси автоматической частотной разгрузки 104
4.4. Выбор уставок и необходимых объёмов АЧР-1 и АЧР-2 для основных районов ЭСЙ 107
4.5. Выбор уставок и необходимых объёмов АЧР по скорости снижения частоты для основных районов ЭСЙ 116
4.6. Выводы 121
Глава 5. Исследование режимов работы дизельных электростанций 123
5.1. Постановка задачи 123
5.2. Устройство и характеристики дизельных электростанций 123
5.2.1. Дизель как первичный двигатель автономной электростанции 123
5.2.2. Устройство двигателя Дизеля 125
5.2.3. Характеристики первичного двигателя-дизеля 126
5.3. Работа дизельной станции в режиме переменной нагрузки 137
5.4. Работа дизеля в режиме перегрузки генератора 139
5.5. Реакция дизель-генератора на изменение уставки регулятора ичастоты в сети при неизменной уставке регулятора 141
5.5.1. Реакция дизель-генератора на изменение уставки регулятора 141
5.5.2. Реакция дизель-генератора на изменение частоты в сети... 142
5.6. Стабилизация активной мощности дизель-генератора, работающего параллельно с сетью 143
5.6.1. Работа дизель-генератора параллельно с сетью 143
5.6.2. Система автоматического регулирования прямого действия 145
5.6.3. Комбинированная система автоматического регулирования частоты вращения дизель-генератора 149
5.6.4. Двухконтурная система автоматического регулирования частоты вращения дизеля 154
5.6.5. Системы автоматического регулирования напряжения синхронного генератора и частоты вращения первичного двигателя дизеля 157
5.7. Математическое описание процесса регулирования частоты вращения дизеля 159
5.8. Исследование работы дизельных станций в различных режимах.. 163
5.8.1. Работа дизельной станции при включении и отключении нагрузки, при перегрузке и при отклонении частоты вращения... 163
5.8.2. Работа дизельной станции при различных системах регулирования 164
5.9. Выводы 168
Заключение 170
Литература
- Электрические станции и их характеристики
- Анализ и разработка обоснованных решений по реконструкции главных схем и схем выдачи мощности электрических станций
- Представление основных элементов ЭЭС при расчетах установившихся режимов на ПК
- Анализ работы собственных нужд тепловых электростанций при понижении частоты
Введение к работе
Республика Йемен находится на Аравийском полуострове и граничит с государствами Саудовская Аравия и Оман. Население страны составляет примерно 20 млн. человек, 70 % из них занимаются сельским хозяйством.
Основной промышленный потенциал страны исторически сосредоточен в прибрежной зоне. Естественному районированию страны отвечают сложившиеся зоны централизованного электроснабжения, которые представлены двумя регионами:
северный и центральный, где проживает 13,5 млн. чел. Это составляет
75 % населения страны;
южный, население которого составляет 4 млн. чел.
В 1990 г. только 48% населения страны пользовалось электроэнергией от централизованной сети. При этом потребление электроэнергии на душу населения составляло всего 300 кВт-ч в год. Для сравнения среднее значение в странах Юго-Западной Азии составляет 1000 кВт-ч.
Около 3 млн. чел. проживает на возвышенных плато и в горных районах, где используются автономные источники электроэнергии и относительно небольшие по протяжённости участки распределительной сети. Восточная часть страны носит ровный характер и освоена в меньшей степени, чем западная.
В Йемене на одного работающего в электроэнергетике приходилось 200 занятых в других отраслях промышленности и в сфере обслуживания. В других странах Юго-Западной Азии указанный показатель в 3 раза меньше. В свою очередь отставание энергетики замедляет развитие всей республики.
22 мая 1990г. произошло объединение двух республик в одну, что форсировало объединение и их энергосистем.
Сегодня единая энергосистема Йемена представляет собой развивающийся по государственному плану комплекс электростанций и сетей, объединённых общим режимом и единым централизованным оперативным
управлением. Переход к этой форме организации электроэнергетического хозяйства создаёт предпосылки и возможности наиболее рационального использования энергетических ресурсов и повышения экономичности и надёжности электроснабжения народного хозяйства и населения страны.
По мере расширения масштабов энергосистемы Йемена задачи управления её режимами становятся всё более ответственными и сложными. Особое значение этих задач определяется ролью электроэнергетики в обеспечении нормальной деятельности всех отраслей народного хозяйства, в улучшении функционирования социальных структур и условий жизни населения. Возрастающие трудности управления обусловлены большой протяжённостью электрических сетей ЭЭС, крайне неравномерным и находящимся во взаимном противоречии распределением энергоресурсов и производительных сил по территории страны, большой сложностью структуры генерирующих мощностей и схем системы образующих сетей. Все это требует применения современных экономико-математических методов и средств вычислительной техники при перспективном и оперативном управлении. В области теории и практики управления режимами йеменскими энергетиками проведена значительная работа. Достижения в этой области являются результатом целенаправленной совместной деятельности научно-исследовательских, проектных и эксплуатационных организаций. Результаты проведённых исследований и полученный опыт эксплуатации не только позволяют успешно решать текущие задачи управления, но и создают основу для решения более сложных задач, связанных с завершением формирования ЭЭС Йемена. Так за последние 5 лет коэффициент электрификации потребителей вырос до 70 %, а строительство новых ВЛ позволило обеспечить рост пропускной способности сети на 40 % и увеличить зону централизованного электроснабжения. Тем не менее, из-за отсутствия инвестиций в электроэнергетику ее работа характеризуется рядом неблагоприятных показателей, таких как напряженные балансы активной мощности из-за недостатка генерирующих мощностей, что вызывает необходимость в ограничениях потребителей; использование сравнитель-
но низких номинальных напряжений для передачи электроэнергии на значительные расстояния (свыше 100-150 км при напряжении 132 кВ); низкие уровни напряжения в крупных узлах нагрузки, вследствие значительных дефицитов реактивной мощности; неравномерность развития северной и южной частей энергосистемы; наличие слабых связей между северной и южной частями энергосистемы; недостаточная надежность главных распределительных устройств электростанций и подстанций; использование энергетического оборудования различных производителей и т.д. Все это определяет необходимость обеспечения более надежной работы энергосистемы и ее элементов за счет более современных и комплексных технических решений по схемам распределительных устройств станций, по схеме энергосистемы, управления ее нормальными и аварийными режимами и противоаварийной автоматики. Это и является целью данной работы.
Электрические станции и их характеристики
Задача данной главы заключается в определении структуры электроэнергетической системы Йемена, состава ее электростанций» в выявлении ее специфических особенностей, вызванных объединением двух республик в одну Йеменскую и, соответственно, их энергосистем. Определение перспективы ее развития и режимных особенностей, вызванных наличием значительной части автономно работающих дизельных электростанций и их объединения на параллельную работу с энергосистемой.
Основу существующей объединенной системы составляют 3 крупные тепловые станции (ТЭС), распложенные в городах Al-Hodeidah (две станции) и одна в Адене, Остальные станции работают на дизельном топливе.
До объединения республики энергосистема южного Йемена имела только одну крупную станцию типа ТЭС 5x25 МВт советского производства. Остальные станции - дизельные небольшой мощности. В северной энергосистеме Йемена существовали две ТЭС итальянского производства 5x33 и 4x40 МВт.
Остальные генерирующие мощности составляли дизельные станции. Пики нагрузки в разных частях Йемена не совпадали по времени в течение года, и приходилось иметь значительный вращающийся резерв в обеих частях ЭС.
22 мая 1990г. произошло объединение двух республик в одну - Йеменскую республику, что форсировало объединение и их энергосистем. Объединение Йемена сопровождалось ростом производства. Открывались новые фабрики, строились новые гостиницы и т.д. Это вызвало потребность в строительстве новых станций. Объединение Йемена вызвало также строи тельство новых линий электропередач (ЛЭП), которые соединили две энергосистемы для обеспечения перетока мощности между ними. Однако это не решило проблему электроснабжения столицы республики - Sana. И были построены две дизельные станции суммарной мощностью 130 МВт.
В 1992 г. в Йемене была начата реализация глобальной программы по электрификации сельскохозяйственных районов страны. Разработанный по заданию национальной энергетической компании Office National de L Electric ale (г. Касабланка) проект предусматривает до 2025 г. электрификацию 40 тыс. населённых пунктов по всей территории страны. В программе предусмотрено электроснабжение многих населённых пунктов, не имеющих источников и развитие существующей системы электроснабжения.
Из представленных графиков видно, что электропотребление в ЭСЙ к 2010 году увеличится в 1,5 - 2 раза, а к 2025 году - в 3-6 раз.
Это обеспечит рост потребления населением электроэнергии, даст возможность решить ряд социальных проблем и электрифицировать сельскохозяйственное производство.
Работы по обследованию сельских населённых пунктов и обобщение полученных данных на ЭВМ позволило установить: число населённых пунктов и размещение энергообъектов по территории страны; определить возможные источники финансирования развития модели электроснабжения; выявить основные направления электрификации (точки присоединения к существующей электрической сети, объемы использования нетрадиционных источников и др.); наметить сроки проведения работ для каждого населённого пункта; оценить затраты на выполнение работ по электроснабжению. При определении очерёдности осуществления электрификации учитывались следующие факторы: плотность населения, компактность населённого пункта, расстояние между ближайшими сельскими поселениями; наличие существующей электрической сети и необходимые мероприятия, направленные на повышение её пропускной способности; экономические показатели электрификации для отдельных населенных пунктов.
Проведенный анализ и суммарные летний и зимний суточные графики нагрузки (рис. 1.3 и рис. 1.4) показывают, что потребление электроэнергии в ЭСЙ зимой и летом примерно одинаковое. Это является специфической особенностью ЭСЙ и объясняется тем, что в северной части Йемена преобладающей нагрузкой являются обогреватели, а в южной части основную нагрузку составляют кондиционеры и вентиляторы, используемые летом. Так как максимумы нагрузки на севере и юге не совпадают по времени, то это указывает на существенный эффект от объединения отдельных частей энергосистемы на параллельную работу.
Потребление электроэнергии на душу населения составляло в 1990 г. всего 400 кВт-ч/год. Для сравнения - среднее значение этих величин в других странах Юго-Западной Азии составляло порядка 1000 кВт-ч/год.
Анализ и разработка обоснованных решений по реконструкции главных схем и схем выдачи мощности электрических станций
Надежность и эксплуатационные свойства энергосистемы в значительной мере определяются электрическими схемами станций. При этом под надежностью, согласно ГОСТ 13377-75 понимается свойство объекта (системы из ряда объектов или электроустановки в целом) выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в определенных пределах [12]. Под надежностью электрической станции следует понимать ее способность выдавать мощность в сеть в соответствии с запланированным графиком, снабжать электроэнергией потребителей, сохраняя качество электроэнергии в пределах, установленных нормативами. В нормальных режимах это определяется ролью станции в энергосистеме, условиями ее присоединения, графиками нагрузки и обменных мощностей по транзитным линиям, требованиями регулирования напряжения и др[20]. В аварийных режимах определяется уровнями токов короткого замыкания, условиями устойчивости параллельной работы станции с энергосистемой, эффективностью действия противоаварийной автоматики и, наконец, наибольшим значением генераторной мощности, потеря которой допустима с учетом имеющегося резерва в энергосистеме.
В связи с объединением северной и южной частей республики изменилась структура энергосистемы, графики нагрузки и обменных мощностей, условия регулирования напряжения, выделяемые районы с дефицитом мощности, величины аварийных отклонений частоты и т.д. Все это требует анализа изменившегося состояния надежности главных схем и схем выдачи мощности наиболее крупных и важных станций. Поэтому задачей данной главы является: расчет надёжности схем выдачи мощности и распределительных устройств трех основных электростанций Йемена: Hiswa, Al-Manswra, и Ras-Katneeb; расчет и сопоставительный анализ среднегодовых ущербов от их ненадежности; разработка более совершенных вариантов схем распределительных устройств, расчет их надежности и определение среднегодовых ущербов; экономическое обоснование реконструкции существующих схем распределительных устройств.
Определим частоту аварийных отключений и суммарную (за год) длительность вынужденного простоя генераторов, трансформаторов, линий, частоту и продолжительность различных аварийных ситуаций, используя методику расчета надежности.
Для расчета этих показателей проанализируем отказы элементов в схеме при разных ее состояниях. Так как нет необходимости вычислять показатели надежности всех присоединений и рассматривать все возможные аварийные ситуации в схеме, то рассмотрим лишь аварийные ситуации, при которых нарушаются основные функции станции.
При оценке надёжности электрических схем электростанций рассчитаем системный ущерб, ущерб от нарушения электроснабжения потребителей и ущерб от снижения частоты в системе. Следовательно, для каждого варианта схемы надо рассмотреть те отказы, которые приводят к потере генерирующей мощности или питания потребителей, и рассчитать частоту аварийных отключений генераторов и линий, а также среднюю длительность их простоя.
Известны различные методы для оценки надёжности технических объектов: логико-вероятностные, логико-аналитические, таблично-логические и др [22,23]. Все они базируются на теории вероятностей, причём каждый метод рассматривает отказ как случайное событие или случайный процесс. В данной работе для расчёта надёжности схем электрических соединений РУ используется таблично логический метод. Данный метод предполагает поочередное целенаправленное (только для расчетных аварийных ситуаций) рассмотрение отказов элементов электроустановки с выявлением их последствий в нормальном и ремонтном состояниях. Расчет ведётся в табличной форме, причем по вертикали фиксируются учитываемые элементы, а по горизонтали - расчетные режимы.
Рассмотрим основные положения применяемого метода. Элементами установки являются: генераторы, трансформаторы, линии, выключатели, сборные шины.
За расчетные элементы, для которых определяются показатели надежности, принимаются: генераторы или трансформаторы энергоблоков и связей, а также линии, если их аварийное отключение вызывает ограничение выдачи электроэнергии в систему или местному потребителю.
Исходными данными служат частота отказов, среднее время восстановления, частота и длительность плановых ремонтов элементов электроустановки ].
С помощью таблицы расчетных связей фиксируются последствия отказов варьируемых элементов, а затем определяется частота и средняя длительность расчетных аварийных ситуаций за год.
Расчёт надёжности схемы электрических соединений ведётся в два этапа: сначала рассчитывается надёжность схемы выдачи мощности, а затем схемы РУ. Для схемы выдачи мощности варьируемыми элементами являются трансформаторы (автотрансформаторы) блоков и связей между РУ и выключатели. Поэтому рассматриваются отказы этих элементов и их расчетные последствия
Представление основных элементов ЭЭС при расчетах установившихся режимов на ПК
Составить схему замещения, выполнить серию расчетов нормальных и послеаварийных режимов, выполнить их анализ на программном комплексе «Энергия» разработанном на кафедре «Электрические системы» ИГЭУ, применительно к энергосистеме Йемена выявить основные режимные проблемы и определить возможные пути их решения.
Для расчета нормальных и послеаварийных режимов работы энергосистемы необходимо определить режимные параметры (уровни напряжения в узлах и их фазы, активные, реактивные мощности и токи в ветвях, потери мощности в элементах сети, значения частоты переменного тока и т.п.)[3,40]. Эти расчеты позволяют выявить и оценить допустимые и оптимальные режимы работы энергосистемы, решить различные проектные и эксплуатационные задачи, рассчитать статическую, динамическую и результирующую устойчивость ЭЭС, определить потери энергии в сетях и разработать мероприятия по их снижению, позволят выбрать способы и технические средства управления режимами и т.д.
При расчетах установившихся режимов необходимо обеспечить: точность и достоверность полученных результатов; возможность расчета больших по размерности и сложных по составу элементов ЭЭС; сходимость итерационных процессов в ходе расчетов на ЭВМ; получение единственного решения; хорошие сервисные возможности за счет применения оптимальных форм представления исходных данных и результатов расчета, с использованием графического отображения указанной информации, сортиров ки результатов расчета, автоматического выявления ошибок в исходных данных, выявления и оценки режимных параметров, выходящих за допустимые пределы и т.д.
Для расчёта и анализа установившихся режимов (УР) существуют различные программные комплексы (ПК)[95]. При исследовании ЭСЙ в данной главе использовался ПК «Энергия», разработанный на кафедре электрических систем ИГЭУ.[97]
Представление основных элементов ЭЭС при расчетах установившихся режимов на ПК
В расчетах УР ЭЭС каждый элемент системы (генераторы, линии электропередачи, трансформаторы и т.п.) представляются определенными расчетными моделями.
Способ представления элемента электрической сети определяется его физической сущностью, режимом работы, настройкой его систем регулирования, конструктивными особенностями, схемой включения, назначением, требуемой точностью расчета и т.п. [98]
С помощью расчетных схем (моделей) элементов составляется схема замещения всей ЭЭС, отображающая ее топологию и параметры. Важной характеристикой схемы замещения является ее объем, который характеризуется числом узлов и ветвей схемы. Ниже рассмотрены схемы замещения основных элементов ЭЭС Йемена, применяемые при расчетах УР на ПК.
Воздушные и кабельные линии электропередачи (ВЛ и КЛ) являются элементами с распределенными по длине параметрами. При длине В Л до 300 км обычно распределенностью параметров пренебрегают и представляют ВЛ при расчетах УР П-образными схемами замещения (рис. 3.1).
Емкостная проводимость линии определяется по выражению В = Ьо1, (3.1) где bo - емкостная проводимость на 1км длины линии (мкСм/км); / - длина линии, км.
В соответствии с алгоритмом программы при расчете УР емкостная проводимость 0,5 Уд прикладывается по концам линии в соответствии с правилами построения П-образной симметричной схемы замещения линии. [98]
Кабельные линии переменного тока обычно имеют небольшую длину, что позволяет при расчетах на ПК представлять их обычной П - образной схемой замещения. Кабельные сети имеют большую емкостную проводимость, чем воздушные при том же номинальном напряжении, сечении и длине. Поэтому при расчете УР сетей, имеющих протяженные КЛ, необходимо учитывать их зарядные мощности (в форме проводимостей) часто даже при номинальных напряжениях 6-Ю кВ.
Расчетная схема замещения трансформатора, используемая в расчетах УР на ПК, определяется с учетом его номинальной мощности, числа обмоток, особенностей выполнения регулирования напряжения, конструкции и т.п. Двухобмоточные трансформаторы представляются схемой замещения, показанной на рис. 3.2, а, б. Активные и реактивные сопротивления трансформаторов могут быть определены расчетным путем [4,7] или по данным [3].
Анализ работы собственных нужд тепловых электростанций при понижении частоты
Выполненные в разделе 3.6 расчеты показали, что в ряде режимов могут выделяться районы со значительными дефицитами активной мощности и высокой скоростью снижения частоты в системе.
Возможные причины снижения частоты: отключение источников генерации; аварийное разделение энергосистемы на части; отключение ЛЭП питающих энергорайон.
Снижения частоты могут привести к снижению производительности механизмов собственных нужд на тепловых (ТЭС) электростанциях и к нарушению их нормальной работы, вследствие чего уменьшается их мощность (2,5-3 % на 1 Гц снижения частоты); к отключению агрегатов электростанций технологическими защитами; к нарушению технологических процессов; к ущербу потребителей и т.д.
В результате снижений частоты первоначальный дефицит мощности может увеличится и произойти ещё более глубокое снижение частоты, причем темп процесса снижения частоты может резко возрасти и привести к так называемой "лавине частоты", полной остановке электростанций и отключению значительной части потребителей. Из-за снижения частоты может увеличиться потребление реактивной мощности в узлах нагрузки и возникнуть "лавина напряжения". Длительные глубокие снижения частоты могут приводить к резонансным явлениям в лопатках турбин, к накоплению усталостных напряжений и к вероятности их разрушения [7,31].
Предотвратить снижения частоты до опасных уровней можно только с помощью автоматики, поскольку процессы «лавины частоты» и «лавины напряжения» могут развиваться за время от нескольких десятков до нескольких секунд в зависимости от глубины снижения. Такой автоматикой является АЧР.
Основное назначение АЧР — отключить часть менее ответственных потребителей, чтобы сохранить в работе электрические станции, и по возможности обеспечить питание наиболее ответственных потребителей.
Задача исследований в данной главе заключается в анализе возможных отклонений частоты при реальных дефицитах активной мощности и их последствий. В исследовании принципов построения АЧР, в выборе наиболее целесообразной системы, ее уставок, объемов и их размещение. Выполнение анализа работы и оценки эффективности действия АЧР в реальных режимах энергосистемы Йемена.
Анализ работы собственных нужд тепловых электростанций при понижении частоты
Основу существующей электроэнергетической системы Йемена (ЭСЙ) составляют три ТЭС: Ras-Katneeb, Al-Makha и Hiswa. Вместе они вырабатывают более половины всей генерируемой мощности. Поэтому необходимо рассмотреть влияние снижения частоты на работу данных станций.
В первую очередь снижение частоты сказывается на работе собственных нужд электростанций, и главным образом на производительности питательных электронасосов (ПЭН)[38].
Снижение частоты приводит к непрерывному снижению уровня воды в барабане котла из-за уменьшения производительности ПЭН. Через определенный промежуток времени защита от понижения уровня воды в барабане котла отключит энергоблок, поэтому их длительная работа при пониженной частоте недопустима.
Энергоблок при отсутствии РДС может определенное время устойчиво работать в диапазоне 50-45 Гц без каких-либо нарушений технологического процесса. Вместе с тем длительная работа блока при глубоком снижении частоты может привести к срабатыванию защиты от понижения давления перед встроенной задвижкой на котле и к отключению блока. При наличии РДС, он реагирует на падение давления перед турбиной и прикрывает ее регулирующие клапаны, что приводит к дополнительному снижению расхода пара и воды и к снижению мощности турбоагрегата. Таким образом, при наличии РДС снижение частоты в системе приводит к уменьшению мощности блока при неизменном давлении пара перед турбиной. При этом даже при наличии вращающегося резерва мощности действие регулятора частоты вращения нейтрализуется действием РДС. Для энергоблока с прямоточным котлом при наличии РДС критическая частота составляет 37,9-40,4 Гц.
Допустимые отклонения частоты по условиям работы турбин ТЭС: Турбины ТЭС, изготовленные до 1971-72 гг., допускают работу неограниченное время в диапазоне частот: 49,5 - 50,5 Гц, а изготовленные после 1971-72 гг. - в диапазоне: 49,0-50,0 Гц.
В аварийных режимах в соответствии с ГОСТ для турбин ТЭС допускается кратковременная работа при следующих значениях частоты (табл. 4.1).
В настоящее время задача АЧР формулируется достаточно широко - не только предотвратить снижение частоты ниже допустимых уровней, но и обеспечить подъем частоты до уровня, дающего возможность автоматически быстро восстановить нормальную работу энергосистемы[41].
