Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА ПЕРВАЯ. Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ) 9
1.1.Назначение автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ) 9
1.2.Влияние длительной работы с пониженной частотой и повышенной обменной мощностью в ЭС 12
1.3.Устойчивость межсистемных электропередач и автоматическое регулирование перетоков мощности 13
1.3.1.Общая характеристика слабых межсистемных электропередач 13
1.3.2. Устойчивость слабых межсистемных электропередач 14
1.3.3 .Нерегулярные колебания мощности межсистемных электропередач 16
1.3.4. Устойчивость объединенных систем с несколькими слабыми связями 18
1.4. Основные требования к системам автоматизации регулирования частоты и обменной мощности (АРЧМ) 20
1.5. Динамика снижения частоты в объединенной энергосистеме при дефиците генерации 23
1.6. Обзор развития российских автоматических регуляторов частоты и обменной мощности 27
1.7. Обзор развития зарубежных автоматических регуляторов частоты и обменной мощности 33
1.8. Постановка вопроса 36
1.9. Выводы по первой главе 38
ГЛАВА ВТОРАЯ. Разработка математической модели объединенной энергосистемы 39
2.1. Методы моделирования 39
2.2. Структурная схема САР 40
2.3. Структурная и принципиальная схемы регулятора частоты вращения 41
2.4. Моделирование элементов регулятора частоты вращения 46
2.4.1. Уравнение центробежного маятника 47
2.4.2. Уравнение золотника 47
2.4.3. Уравнение сервомотора 48
2.4.4. Уравнение обратной связи .49
2.5. Математическое моделирование турбины 51
2.6.Моделирование генератора 53
2.6.1.Общее уравнение генератора 53
2.6.2.Передаточная функция генератора, работающего в режиме холостого хода 57
2.6.3 .Передаточная функция генератора, работающего на выделенную нагрузку 58
2.6.4. Работа генератора в энергосистеме 59
2.7. Математическое моделирование энергосистемы 63
2.8. Моделирование энергообъединения 65
2.9. Вторичное регулирование в энергообъединении 67
2.10. Выводы по второй главе 69
ГЛАВА ТРЕТЬЯ. Методы регулирования частоты и обменной мощности в объединенных энергосистемах 70
3.1 Особенность регулирования частоты в объединенных энергосистемах 70
3.2. Астатическая и статическая характеристика 72
З.З.Распределение нагрузки между агрегатами 77
3.4. Первичное и вторичное регулирование 79
3.5. Раздельное регулирование частоты и обменной мощности 82
3.6..Регулирование частоты с блокировкой по обменной мощности 83
3.7.. Регулирование частоты со етатизмом по обменной мощности 85
3.8.Регулирование частоты и обменной мощности в ЕЭС России 88
3.9.Выводы по третьей главе 90
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ. Проведение исследования переходных процессов на модели энергосистемы на эвм при действии АРЧМ 91
4.1. Постановка задачи исследования 91
4.2. Система математического моделирования MATLAB 92
4.3. Методика проведения исследований на ЭВМ 96
4.4. Регулирование частоты и обменной мощности 100
4.4.1. Энергообъединение из тепловых электростанций 100
4.4.2.Смешанные энергообъединения 104
4.5. Влияние статизма на процесс регулирования 108
4.6. Статизм первичного регулятора и энергосистемы в целом 114
4.7. Современные проблемы регулирования частоты и мощности в объединенных энергетических системах 116
4.8. Демпфирование колебаний обменной мощности 119
4.8.1. Импульсное отключение нагрузки 119
4.8.2. Аварийная разгрузка турбоагрегата 125
4.9. Выводы по четвертой главе 129
Заключение 131
Список литературы 135
- Основные требования к системам автоматизации регулирования частоты и обменной мощности (АРЧМ)
- Структурная и принципиальная схемы регулятора частоты вращения
- Регулирование частоты со етатизмом по обменной мощности
- Современные проблемы регулирования частоты и мощности в объединенных энергетических системах
Введение к работе
Развитие энергетики всех стран мира идет по пути объединения на параллельную работу все большего числа электростанций, энергосистем и энергообъединений. В России в результате длительного процесса, связанного с сооружением магистральных линий электропередачи и освоением техники параллельной работы мощных энергообъединений была создана Единая энергосистема страны (ЕЭС), включающая в себя 10 энергообъединений из 11 существующих в стране. Распространение ЕЭС в широтном направлении достигает шести часовых поясов, и так называемый «широтный эффект» объединения, снижение пика нагрузки всей энергосистемы за счет разновременности пиков в отдельных её частях сейчас достигает примерно 10 млн. кВт.
Другим существенным преимуществом создания Единой энергосистемы является повышение надежности энергоснабжения потребителей за счет взаиморезервирования её частей и повышение экономичности за счет максимального использования наиболее экономичных источников электроэнергии. Однако ЕЭС, как и другим крупнейшим энергообъединениям мира, присущ определенный недостаток, заключающийся в возможности быстрого распространения нарушений нормального режима, происшедших в той или иной части системы, и перерастания их в так называемые системные аварии с обесточением потребителей на больших территориях.
Опыт показал, что наилучшим средством предотвращения таких аварий является совершенствование управления энергосистемой, которое подразделяется сейчас обычно на два класса: оперативно-диспетчерское и автоматическое. К оперативно-диспетчерскому управлению относится управление, осуществляемое силами специально выделенного (дежурного) персонала, непрерывно контролирующего режим работы энергосистемы в целях обеспечения его экономичности и необходимого качества электроэнергии по частоте и напряжению, а также предотвращения возможных аварий и ликвидации их последствий.
Система оперативно-диспетчерского управления, как правило, является иерархической и содержит несколько уровней. В ЕЭС принята трехуровневая система диспетчерского управления, высшим уровнем которой является Центральное диспетчерское управление Единой энергосистемы (ЦДУ ЕЭС), затем следуют объединенные диспетчерские управления (ОДУ), каждое из которых ответственно за свою часть Единой энергосистемы, называемую объединенной энергосистемой или энергообъединением, и диспетчерские службы районных . энергоуправлений (РЭУ), управляющие работой районных энергосистем (РЭС). Помимо этого, в оперативно-диспетчерском управлении участвует соответствующий персонал предприятий электрической сети (ПЭС) и районов электрической сети (РЭС), а также дежурный персонал электростанций, действующий под руководством диспетчеров ЦЦУ, ОДУ и РЭУ.
Перед персоналом диспетчерских управлений всех уровней стоят ответственные и сложные задачи. В нормальном режиме работы энергосистем они сводятся к планированию их работы вплоть до составления суточных графиков нагрузки, руководству реализацией этих графиков в условиях непрерывно меняющегося электропотребления, руководству переключениями в электрических сетях для выполнения ремонтных работ, ведению статистического учета и отчетности и т.п. Важнейшей задачей диспетчерского управления является непрерывный контроль за состоянием энергосистемы, особенно необходимый в так называемых напряженных режимах, когда условия работы отдельных её элементов приближаются к предельным.
Основной частью всех этих задач являются сбор, обработка и отображение информации о состоянии диспетчируемой системы, которые требуют для своего осуществления специального оборудования. Работа по созданию такого оборудования велась с самого момента возникновения органов диспетчерскою управления, т, е. с середины 20-х годов, и включала в себя создание специальной сети связи, к которой впоследствии были добавлены средства телемеханики и так называемые диспетчерские щиты различных конструкций. При создании всех этих средств, объединенных под общим названием «средства диспетчерско-технологического управления» (СДТУ), постоянно проявлялось стремление «оживить» диспетчерский щит, отобразив на изображенной на нем схеме энергосистемы ее текущее состояние. Для телесигнализации (ТС) сделать это удалось, и диспетчерские щиты с встроенными в них элементами сигнализации положения коммутационного оборудования уже давно составляют неотъемлемую часть диспетчерских пунктов высших ступеней иерархии. Однако совместить с изображением какого-либо элемента энергосистемы сведения о режиме работы этого элемента в данный текущий момент оказалось очень трудно. Решение этой задачи стало возможным в полной мере только после внедрения в технику диспетчерского управления компьютеров.
В настоящее время большинство диспетчерских пунктов на трех указанных выше уровнях оперативно-диспетчерского управления ЕЭС уже оснащено подобного рода оборудованием, которое вместе со средствами связи и телемеханики входит в так называемые автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ). В состав АСДУ, как правило, входят так называемые оперативно-информационные комплексы (ОИК) с ЭВМ и дисплеями, установленными на рабочих местах диспетчеров и других сотрудников органов диспетчерского управления. Это существенно облегчило работу диспетчеров и повысило её эффективность, однако коснулось главным образом только нормальных (в том числе напряженных) и послеаварийных режимов работы энергосистем. Аварии же в энергосистемах, как известно, и большинстве своем настолько быстротечны, что оперативно-диспетчерское управление с участием человека-оператора часто оказывается не в состоянии справиться с возникающими при этом задачами и должно дополняться управлением другого вида-автоматическим.
В данной работе разрабатывается компьютерная модель энергосистемы, которую можно было бы впоследствии использовать для расчетов переходных процессов при малых возмущениях. Процесс моделирования энергосистемы с применением компьютера и последующие расчеты режимов являются гораздо менее трудоемкой задачей по сравнению с расчетом тех же режимов вручную. Современный уровень развития вычислительной техники позволяет моделировать достаточно сложные энергосистемы и рассчитывать весьма сложные процессы.
В диссертации для моделирования энергосистемы использована программа Matlab с модулем Simulink, которая позволяет визуально, в виде структурных схем, моделировать системы любой сложности и отображать результаты исследований и измерений в виде графиков, таблиц и проч. Правила пользования программой Matlab, а так же информация по составлению приведена в п. 4.2.
На модели проведена серия расчётов переходного процесса изменения частоты при наличии и отсутствии вторичного регулирования, при изменении статизма регуляторов. Исследования проведены для энергообъединения, состоящего из двух тепловых энергосистем, а затем и для смешанного объединения, каждая система которого состоит из ТЭС и ГЭС. Выяснено влияние места приложения нагрузки (возмущения) на характер переходного процесса f(t) и Робм (t).
Предложены нестандартные способы воздействия на объединенную энергосистему для демпфирования колебаний обменной мощности: использование электрогидравлической приставки (ЭГП) к первичному регулятору для быстрого уменьшения генерации и импульсное отключения нагрузки (ИОН).
Основные требования к системам автоматизации регулирования частоты и обменной мощности (АРЧМ)
Регулирование частоты и обменной мощности является одной из главных функций системы оперативно-диспетчерского управления.
В связи с объединением энергосистем России в Единую энергетическую систему автоматизация регулирования межсистемных перетоков обменной мощности становится одной из наиболее актуальных задач автоматизации энергосистем.
В процессе объединения энергосистем и создания ЕЭС задача объединения энергосистем во многих случаях не ставилась как самостоятельная, а решалась в связи с развитием сетей для обеспечения передачи мощности от удаленных мощных гидроэлектростанций в дефицитные энергосистемы или для электроснабжения новых районов. Основой управления режимами по частоте и обменной мощности является выполнение заданных (оптимальных) суточных графиков мощности электростанций, энергосистем, объединений и ЕЭС в целом, а также графиков межсистемных перетоков мощности, предварительно рассчитанных в соответствии с прогнозируемыми графиками нагрузки потребителей и данными о рабочей мощности электростанций. Так как фактические графики нагрузки потребителей отличаются от прогнозируемых, а различные непредвиденные при планировании факторы приводят к вынужденному изменению мощности электростанций, то в отдельных энергорайонах, энергосистемах, объединениях и ЕЭС России постоянно возникают отклонения балансов мощности от запланированных. Такие отклонения неизбежны, в частности, между часовыми точками суточного графика, в особенности в период резкого подъема и спада нагрузок, так как прогнозирование нагрузки и планирование суточных графиков мощности осуществляются по часовым точкам [1, 2, 5, 6].
Совершенствование методов и средств автоматизированного оперативного управления обеспечивает повышение точности краткосрочного планирования режимов и расширяет возможности внутрисуточной корректировки планов. Однако с развитием ЕЭС России и усложнением её схемы и режимов трудности оперативного управления режимами по частоте и активной мощности резко возрастают, и автоматизация этой функции управления приобретает важнейшее значение. Объединение энергосистем оказало решающее влияние на основной показатель качества электроэнергии — стабильность частоты. Уже при создании мощных территориальных энергообьединений была достигнута высокая стабильность частоты, при которой задача регулирования мгновенного значения частоты потеряла самостоятельное значение. К системе автоматического (вторичного) регулирования частоты предъявляются только требования поддержания среднего значения частоты (при периоде осреднения около 10 мин) и подавления относительно медленных её колебаний с кажущимся периодом порядка нескольких минут. Желательно однако, чтобы система вторичного регулирования обладала при этом нелинейностью действия, осуществляя более резкое воздействие при значительных отклонениях частоты.
Регулирование перетоков по относительно мощным межсистемным связям, работающим с большим запасом по пропускной способности может осуществляться только в соответствии с требованиями экономического распределения мощностей; при этом нет необходимости в подавлении колебаний обменной мощности и работа со «свободными перетоками» обеспечивает благоприятный эффект частичной взаимной компенсации нерегулярных колебаний нагрузки параллельно работающих энергосистем или ОЭС. Однако автоматическое регулирование перетоков мощности между ОЭС и в этом случае может оказаться целесообразным, будучи обусловлено структурой системы АРЧМ в столь сложном энергообъединении, каким является ЕЭС России. Регулирование обменной мощности между ОЭС со етатизмом по частоте обеспечивает возможность согласованного функционирования систем АРЧМ параллельно работающих ОЭС. Автоматическое регулирование перетоков мощности по связям, работающим с большими запасами по пропускной способности, а также по сильно загруженным связям, оснащенным помимо устройств регулирования также устройствами автоматического ограничения перетоков мощности допустимыми пределами, может осуществляться с относительно небольшими скоростями—с подавлением колебаний обменной мощности с периодами 5—10 мин и более. Функции регулирования частоты и обменной мощности могут быть поэтому совмещены во времени и выполняться совместно. При относительно мощных, но сильно загруженных связях или при слабых связях определяющими требованиями к системе автоматического регулирования становятся требования обеспечения надежной параллельной работы. Необходимость покрытия нагрузок ОЭС и энергосистем, дефицитных по активной мощности, и стремление возможно полнее использовать преимущества параллельной работы заставляют предельно использовать пропускную способность большинства связей между ОЭС и части внутренних связей. Поэтому автоматическое ограничение допустимыми пределами перетоков мощности по межсистемным и наиболее напряженно работающим внутренним связям является одним из основных условий ведения экономичных и надежных режимов работы ЕЭС России и ОЭС. Автоматизации этой функции управления уделялось особое внимание уже на первых этапах формирования мощных энергообъединений. К системам автоматического ограничения можно не предъявлять требования подавления быстрых колебаний межсистемных перетоков мощности с кажущимися периодами от нескольких секунд до нескольких десятков секунд. Амплитуда быстрых колебаний незначительна, и они не препятствуют использованию даже слабых связей, а подавление этих колебаний практически не осуществимо, так как связано с нереализуемыми требованиями к динамическим характеристикам регулирующих электростанций.
Достаточно эффективное ограничение перетоков может быть обеспечено при подавлении нерегулярных колебаний перетока мощности с периодами 1,5—2 мин и более. Скорости регулирования мощности, необходимые для ограничения перетоков мощности по условиям надежности, оказываются при этом значительно больше скоростей, требующихся для поддержания средних значений частоты и обменной мощности, и наиболее жесткие требования к быстродействию системы АРЧМ связаны с обеспечением функций ограничения [17,30, 31, 33, 36].
Исследования режимов и устойчивости межсистемных связей и опыт эксплуатации систем АРЧМ показывают, что автоматизация ограничения перетоков мощности позволяет снизить недоиспользование пропускной способности, вызванное нерегулярными колебаниями, в 2—3 раза. За счет подавления «минутных» колебаний перетоков пропускная способность основных связей ЕЭС России повышается на 2—3 млн. кВт. Практически эффект оказывается еще более значительным, так как ручное регулирование режима межсистемных связей в сложном энергообъединении крайне затрудняет поддержание среднего значения перетока по заданному графику и заставляет дополнительно снижать плановые значения обменной мощности. Ограничение перетоков мощности целесообразно осуществлять по возможности путем сбалансированного воздействия на изменение мощности электростанций (групп электростанций), расположенных по обе стороны контролируемой связи; при этом условии ограничение выполняется без существенного нарушения общего баланса мощности и изменения частоты. Для ОЭС, через сети которых проходят транзитные потоки мощности, воздействие лишь в пределах одной ОЭС может не дать необходимого эффекта; в этом случае ограничение осуществляется воздействием на электростанции нескольких ОЭС и задача решается на высшем уровне иерархии автоматического управления [36, 39, 44, 55].
Структурная и принципиальная схемы регулятора частоты вращения
Автоматическое регулирование частоты и мощности уже давно получило широкое распространение в зарубежных энергосистемах и особенно в США. Первоначально (в начале 30-х годов) задачи автоматического регулирования заключались в точном поддержании нормальной частоты и обеспечении точного хода синхронных часов. В дальнейшем, по мере объединения отдельных энергосистем, все большее внимание уделяется поддержанию заданных перетоков (обменных мощностей) на межсистемных линиях электропередачи. Этому, несомненно, в сильнейшей степени способствует частнокапиталистический характер энергетической промышленности в США и ряде других стран, при котором параллельная работа энергосистем, принадлежащих разным компаниям, обусловливается определенным графиком обмена мощностей. Наряду с этим технической причиной внимания, уделяемого регулированию обменных мощностей, является недостаточная, как правило, пропускная способность межсистемных связей. В виде примера можно отметить, что канадская система Гидроэнергетического управления Онтарио мощностью примерно 3500 МВт связана с Северо-Восточным объединением США, мощность которого превышает 20 тыс. МВт , линией с пропускной способностью всего 100 МВт . При таких условиях автоматическое регулирование обменной мощности является средством повышения надежности работы межсистемной связи при высокой степени её использования [1, 6, 9,10,13,45, 54].
Методы регулирования, обеспечивающие наряду с поддержанием нормальной частоты также заданный режим обменных мощностей (в основном — метод статических характеристик «частота — обменная мощность»), на сегодня являются наиболее распространенными. Они получили исключительное распространение в США и Швейцарии, раньше применялись во Франции, намечаются к применению в ФРГ и Бельгии. В Англии, где национализированная энергопромышленность представляет собой единую энергосистему, также используется осуществляемое вручную регулирование по методу характеристик «частота — обменная мощность», для чего система разделена на соответствующие районы. Этот метод применяется также при объединенной работе энергосистем Западной Европы с целью поддержания заданных обменных мощностей между государствами.
Указанные методы автоматического регулирования обеспечивают участие в регулировании частоты большого числа станций одновременно, что для крупных объединенных систем является совершенно необходимым. Существуют, как известно, и другие методы, обеспечивающие устойчивое распределение нагрузки между станциями при их одновременном участии в регулировании частоты. Сюда относится метод централизованного регулирования при помощи одного регулятора, телемеханически воздействующего на нагрузку ряда станций. Этот метод, по-видимому, раньше, чем в других странах, применялся во Франции. В настоящее время он все в большей степени распространяется в США, где применяется обычно в пределах энергосистем отдельных компаний, входящих в объединение, регулируемое в целом по методу характеристик «частота — обменная мощность». В ряде случаев намечается применение его для группы энергосистем, электрически достаточно тесно связанных между собой и образующих один «оперативный район», относительно слабо связанный с другими частями объединения.
При централизованном регулировании в США осуществляется распределение нагрузки между станциями, приближающееся к экономическому, исходя из минимальной стоимости выработки электроэнергии.
В последнее время во Франции разрабатывается и применяется регулирование по методу статических характеристик «интегральный угол — мощность» (или «фаза — мощность»), также обеспечивающее одновременное участие в регулировании многих станций.
Наряду с опытом США и Франции определенный интерес представляет опыт Швеции регулирования частоты большими гидростанциями непосредственно при помощи усовершенствованных регуляторов турбин, хотя этот способ сам по себе и не позволяет привлекать к регулированию одновременно несколько станций.
Нельзя не отметить, что, несмотря на относительно длительный период развития методов и техники автоматического регулирования частоты и мощности, устоявшихся решений пока нет: методы и особенно устройства, применяемые для этой цели, весьма разнообразны. Это является, с одной стороны, следствием значительного разнообразия условий работы энергосистем, а с другой — свидетельствует о продолжающемся процессе развития данной области автоматики.
Указанный пример наряду с таким фактом, как отсутствие автоматического регулирования в энергосистеме Англии, свидетельствует о том, что проблему регулирования частоты и мощности, даже в самой ее основе, все еще нельзя считать окончательно решенной [23, 24,25, 27,28,29].
Проблема автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ) в энергосистемах продолжает привлекать к себе большое внимание как в России, так и за рубежом. Показателем этого является весьма большое количество статей, посвящаемых этой теме в технических журналах США, Франции, Швейцарии, ФРГ, Бельгии и других стран, а также докладов на Международной конференции по большим электрическим системам (CIGRE) [25,28,45, 65, 66, 67].
Создание объединенных энергосистем и в перспективе единой энергетической системы страны тесно связано с решением вопросов регулирования межсистемных перетоков мощности и его автоматизации. Направление дальнейших работ обуславливается необходимостью оснащения объединенных энергосистем и ЕЭС надежными и удовлетворяющими требованиям эксплуатации автоматическими устройствами регулирования межсистемных перетоков мощности. Решение этой важной и неотложной задачи требует проведения работ по усовершенствованию систем и средств автоматического регулирования межсистемных перетоков. При выборе устройств регулирования могут применяться временные схемы, но должна учитываться возможность последующего включения этих устройств в общую комплексную систему автоматического регулирования частоты и мощности.
Регулирование частоты со етатизмом по обменной мощности
Астатическое регулирование может быть получено двумя способами. Можно настроить сам регулятор частоты вращения астатически. Для этого необходимо сделать равным нулю коэффициент жёсткой обратной связи. Это достигается за счёт изменения длины рычагов обратной связи. Наличие интегрирующего элемента в структурной схеме регулятора (сервомотор), не охваченного жёсткой связью, обеспечивает астатическую настройку регулятора. Возможен способ второй. Регулятор частоты вращения агрегата настраивается на статическую характеристику. Астатическое регулирование получается за счёт смещения статической характеристики параллельно самой себе (см. рис.3 Л, 3.2). С точки зрения статики регулирования, между этими способами нет принципиальной разницы. Так, если в процессе регулирования агрегат должен принять на себя дополнительную нагрузку АР, то безразлично, каким образом режим агрегата переходит из точки 1 в точку 2: либо этот переход протекает по астатической характеристике, либо по статической с дополнительным смещением самой характеристики. Важен лишь факт, что в том и другом случае гидроагрегат принимает на себя дополнительную нагрузку АР, а частота остаётся неизменной [17,18,19,30,57].
Смещение характеристики осуществляется воздействием на механизм изменения числа оборотов (МИЧО). Этот механизм включает в себя реверсивный электрический двигатель, при вращении которого воздействие через червячную передачу и систему рычагов передаётся на пружину маятника. Изменение натяжения пружины маятника приводит к изменению уставки регулятора, то есть к смещению его характеристики параллельно самой себе.
Управление гидроагрегатом может быть ручным или автоматическим. В первом случае оператор вручную подаёт импульсы на двигатель МИЧО. Если гидроагрегат работает изолированно, то это приводит к изменению частоты вращения гидроагрегата. При параллельной работе на энергосистему, частота которой остаётся практически неизменной, импульсы на двигатель МИЧО смещают характеристику регулятора параллельно самой себе, за счёт чего обеспечивается регулирование мощности гидроагрегата. При автоматическом управлении импульсы на двигатель МИЧО подаются от специального регулятора. Такой регулятор и само регулирование называется вторичным.
Регулятор частоты вращения является первичным регулятором. Несомненно, деление регуляторов на первичные и вторичные условно. При подключении вторичного регулятора к регулятору частоты вращения они должны составлять единое целое для управления агрегатом как при изолированной, так и параллельной работе. Чаще всего применяются вторичные регуляторы, реагирующие на частоту и мощность. Для этого в регуляторах имеются измерительные элементы частоты и мощности, усилительные и исполнительные элементы.
Двигатель МИЧО является интегрирующим элементом структурной схемы. Наличие интегрирующего элемента делает систему вторичного регулирования астатической. Однозначность распределения нагрузки между параллельно работающими агрегатами с астатическими характеристиками достигается за счёт введения в закон регулирования заданного значения мощности.
Одним из достоинств вторичного регулирования является то, что вторичный регулятор может реагировать на многие параметры и управлять агрегатом в их функции (частота, обменная мощность, мощность станции и так далее). В то же время, подключение вторичного регулятора к регулятору частоты вращения усложняет схему регулирования и требует практических мер для обеспечения устойчивости регулирования.
Принципиально регулятор частоты вращения также может управлять гидроагрегатом в функции многих параметров. Для этого необходимо подключить к маятнику дополнительные измерительные элементы, реагирующие на другие параметры. В этом случае астатическое регулирование достигается за счёт сервомотора регулятора частоты вращения. Для этого жесткая обратная связь отключается. И здесь однозначность распределения нагрузок получается за счёт введения в закон регулирования заданного значения мощности.
Подключение дополнительных измерительных элементов используют на тех станциях, которые привлекаются к регулированию частоты - мощности и на которых установлены обычные регуляторы частоты вращения.
Учитывая необходимость управления гидроагрегатом в функции нескольких параметров, сейчас, в современных системах регулирования вместо маятника используется электрический измерительный элемент. В электрическом элементе легко суммировать сигналы по частоте, мощности и другим параметрам. Такой регулятор называется электрогидравлическим [17,22, 53, 54, 73, 89].
Сущность этого метода рассмотрим на примере двух энергосистем, соединенных одной межсистемной линией (рис.3.4). Несмотря на простоту схемы, в таком объединении необходимо регулировать и частоту, и обменную мощность. Эту задачу решают таким образом: регулирование частоты возлагают на одну энергосистему (система А), а регулирование обменной мощности — на другую (система В). Для этой цели в каждой из энергосистем выделяют регулирующие (ведущие) станции [16,17].
Преимуществом такого метода регулирования является его простота. Основной недостаток метода проявляется в динамике регулирования и заключается во встречности регулирования. Дело здесь в следующем. Пусть дополнительная нагрузка возникает в энергосистеме В. Частота энергообъединения при этом будет снижаться, вследствие чего придут в действие регуляторы частоты. Эти регуляторы обеспечат увеличение мощности ведущей станции системы А. Дополнительная генерация из системы А пойдет в энергосистему В, где произошло увеличение нагрузки. Результатом этого будет изменение обменной мощности и, как следствие этого, придут в действие регуляторы мощности в энергосистеме В, которые будут стремиться сохранить обменную мощность на прежнем уровне. В отношении обменной мощности действия регуляторов систем А и В будут встречными, что может привести к длительным качаниям и по обменной мощности, и по частоте. Длительность качаний зависит от настройки первичных и вторичных регуляторов, а также от параметров энергосистем. Особенно неблагоприятно складываются условия, когда энергосистемы равновелики по мощности. Наилучшие результаты получаются, когда мощности энергосистем значительно разнятся между собой. В этом случае наибольшей по мощности энергосистеме поручают регулирование частоты, а меньшая энергосистема регулирует обменную мощность [16,17,18].
Современные проблемы регулирования частоты и мощности в объединенных энергетических системах
В рамках поставленной цели диссертационной работы разработана математическая модель объединенной энергосистемы и на её основе проведено исследование переходных процессов при регулировании частоты и обменной мощности. Сформулированы рекомендации по улучшению характеристик системы автоматического регулирования частоты и обменной мощности сверхмощных энергообъединений.
В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи. 1. Произведен обзор проблемы поддержания частоты на заданном уровне и демпфирование колебаний обменной мощности. Выявлено влияние отклонений частоты и величины обменной мощности на работу как объединенной энергосистемы (ОЭС), так и потребителей электроэнергии. При высоких значениях обменной мощности происходит потеря устойчивости между параллельно работающими энергообъединениями. Особо остро проблема проявляется в объединенных энергосистемах. Межсистемные линии передачи являются "слабыми" связями, пропускная способность которых лежит в пределах 5-10% от установленной мощности энергосистемы. В таком случае колебания нагрузки в энергосистеме в диапазоне ±1,0% могут привести к большим отклонениям обменной мощности и привести к нарушению устойчивости на межсистемной ЛЭП. Вот почему при создании объединенных энергосистем (ОЭС) допустимое отклонение частоты уменьшают до ± 0,1 Гц. Процесс интеграции энергетических систем продолжается вплоть до настоящего времени, Созданы межгосударственные энергообъединения нескольких стран Европы, ставится вопрос о параллельной работе на переменном токе Единой Энергосистемы России (ЕЭС) с объединенной системой стран Западной Европы. В этой связи ставится задача регулирования частоты в России в пределах 50 ± 0,05 Гц. Новая постановка проблемы выдвигает необходимость проведения дальнейших исследований в этой области и, в первую очередь, исследований динамики регулирования частоты и обменной мощности в сверхмощных энергообъединениях. 2. Для анализа переходных процессов разработана математическая модель турбо- и гидроагрегатов и энергосистемы. Данная модель реализована в программе Simulink среды программирования Matlab, что позволяет исследовать переходные процессы при возмущениях в любой точке структурной схемы, то есть исследовать динамику изменения частоты и обменной мощности при изменении нагрузки для различных законов регулирования. Кроме изменения нагрузки системы рассматривается возмущение - изменение уставок первичного и вторичного регуляторов, их коэффициентов усиления и т.д. На ЭВМ создана модель вторичного регулирования. Это позволяет проводить исследования регулирования частоты и обменной мощности по любому закону управления этими величинами. Окончательно выбор закона управления осуществляется с учетом технических возможностей измерения обменной мощности. 3. Сделан вывод, что в объединенной энергосистеме необходимо регулировать не только частоту, но и обменную мощность по межсистемной линии передачи. При этом закон регулирования частоты должен осуществляться со етатизмом по обменной мощности: где Kf и Кр — коэффициенты усиления по частоте и обменной мощности. Регулирование заканчивается, когда А/ = О и АРобм - О. Достоинством метода является то, что вторичное регулирование можно настроить так, что в действие приходят только регуляторы системы, где возникло изменение нагрузки. К недостатку метода следует отнести необходимость каналов связи для измерения обменной мощности. Частным случаем регулирования частоты и обменной мощности является метод раздельного регулирования, когда в объединенной энергосистеме выделяет станция, которая регулирует частоту А/" = 0. Все другие станции энергообъединения регулируют обменные мощности АРобм = 0. Динамика регулирования по этому способу получается хуже, чем при регулировании со етатизмом по обменной мощности. Но в силу простоты метода он также рекомендован к использованию. 4. В расчетной практике недостаточное внимание уделяется проблеме динамики регулирования частоты и обменной мощности. В связи с этим на математической модели объединенной энергосистемы, состоящей из двух энергосистем, соединенных одной межсистемной ЛЭП, выполнены следующие эксперименты: а) регулирование частоты и обменной мощности в ОЭС без вторичного регулирования; б) регулирование частоты и обменной мощности в ОЭС при наличии вторичного регулирования; в) анализ влияния статизма первичного регулятора на характер и длительность переходного процесса f(t) и РОбм(0; г) анализ влияния коэффициентов усиления вторичного регулятора на процессы f(t)HPo6M(t); д) анализ влияния места приложения нагрузки (возмущения) в смешанных энергосистемах на характер переходного процесса f(t) и P06M(t) . рассматривается возмущение в энергосистеме, состоящей из ТЭС и ГЭС. При этом исследования проведены для энергообъединения, состоящего из двух тепловых энергосистем, а затем и для смешанного объединения, каждая система которого состоит из ТЭС и ГЭС. По результатам перечисленных экспериментов сделаны следующие выводы. 5. Переходный процесс f(t) и РОбм(0 носит колебательный характер. За счет этого возможны значительные броски обменной мощности относительно ее установившегося значения. Эти броски могут составлять почти двойное значение. Доказано, что ни первичный регулятор, ни тем более вторичный, не успевают сколько-нибудь заметно повлиять на начальный характер переходного процесса РобмО). Отсюда следует, что для ограничения бросков обменной мощности в начальной стадии переходного процесса необходимо применять нестандартные способы воздействия на энергосистему: а) воздействие на первичный регулятор частоты вращения через электрогидравлическую приставку (ЭГП); б) импульсное отключение нагрузки (ИОН). 6. Проведены исследования переходного процесса при воздействии противоаварийной автоматики на турбину через ЭГП или отключение нагрузки. Показана эффективность подобной автоматики, что позволяет рекомендовать ЭГП и ИОН к практическому применению. Как показал анализ переходных процессов, первостепенное значение имеет быстродействие автоматики через ЭГП и ИОН. 7. Повторное включение нагрузки после ИОН должно носить постепенный характер. В последнем случае колебания обменной мощности получаются ниже, а сам переходный процесс заканчивается быстрее, чем при мгновенном включении.
