Автоматическое регулирование режима энергосистемы по частоте
4. Автоматическое регулирование режима энергосистемы по частоте
4.1. Баланс мощности и частота
Любое нарушение соответствия между выработкой электроэнергии и её потреблением немедленно отражается на качестве электроэнергии. Критерием такого соответствия является наличие баланса мощности между генераторами энергосистемы и её потребителями при номинальной частоте электрического тока:
(35)
где: 
- суммарная мощность генераторов электростанций (суммарная нагрузка
генераторов, генерация) при номинальной частое;
- суммарная мощность потребителей электроэнергии, включающая в себя
кроме собственно мощностей потребителей также и потери в сетях,
расход на собственные нужды энергосистемы и т.п. (суммарная нагрузка
потребителей, энергопотребление) при номинальной частоте.
Равенство суммарной мощности генераторов и потребителей является необходимым условием существования установившегося режима в энергосистеме. Если система работает с любой, в том числе и неноминальной частотой f, и частота эта неизменна, значит, в системе условие баланса выполняется при этой частоте:
Рекомендуемые материалы
(36)
где: 
и 
- то же, что и в (35), но при частоте f, отличной от номинальной.
Как будет показано ниже, и нагрузка генераторов, и нагрузка потребителей изменяются при изменении частоты. Характер этой зависимости таков, что при небольших нарушениях баланса (35), вызванных изменением нагрузки генераторов или потребителей, соответствие между выработкой и потреблением электроэнергии (36) восстанавливается автоматически[1] при новой частоте. Это свойство саморегулирования энергосистемы обеспечивает устойчивость её работы. При сильных нарушениях баланса возможно нарушение саморегулирования, что может привести к возникновению аварийной ситуации в энергосистеме.
Частота в энергосистеме является показателем состояния баланса мощности; задача поддержания баланса сводится к поддержанию номинальной частоты.
Регулирование режима энергосистемы по частоте сводится к постоянному поддержанию баланса мощности путем ручного или автоматического (а чаще и того, и другого одновременно) изменения нагрузки генераторов электростанций таким образом, чтобы частота все время оставалась близкой к номинальной. Стандартом на качество электроэнергии предусмотрено поддержание частоты в энергосистеме в пределах 50±0,1 Гц.
Причиной отклонения частоты от номинального значения является нарушение общего баланса мощности энергосистемы . Величину этого нарушения назовем первичным небалансом мощности DР:
(37)
Нормально DР = 0, и формула (37) превращается в (35). Небаланс положителен при избытке мощности генераторов (
) и отрицателен при дефиците мощности генераторов (
).
При возникновении небаланса (DР ¹ 0) частота изменяется таким образом, чтобы при новом её значении восстановилось равенство между суммарными нагрузками генераторов и потребителей. Новые значения мощности генераторов и потребителей можно выразить следующим образом:
(38)
(39)
Из (36) с учетом (37)–(39) следует взаимосвязь между небалансом мощности при номинальной частоте DР и изменениями мощности генераторов DРГ,f и потребителей DРП,f в результате последовавшего за возникновением небаланса изменения частоты:
DР = – (DРГ,f – DРП,f) (40)
Реакцию генераторов и потребителей энергосистемы на изменение частоты, появляющуюся вслед за возникновением первичного небаланса DР, будем называть вторичным небалансом энергосистемы по частоте DРf:
DРf = (DРГ,f – DРП,f) (41)
Как следует из (40) и (41), вторичный небаланс энергосистемы равен по величине первичному небалансу и противоположен ему по знаку; его появление компенсирует первичный небаланс и восстанавливает при новой частоте нарушенное равновесие:
DР + DРf = 0.
4.2. Частотные характеристики энергосистемы
Частотная статическая характеристика потребителей
Определяет изменение суммарной мощности потребителей энергосистемы в зависимости от изменения частоты f при постоянстве других факторов, влияющих на мощность (напряжения и т.п.).
Потребители большой энергосистемы могут быть условно подразделены на группы, в пределах которых потребители более или менее одинаково реагируют на изменение частоты. Наиболее характерные группы потребителей приведены в Электротехническом справочнике т.2, кн. 1.
В общем случае частотная характеристика потребителей энергосистемы может быть представлена выражением:
(42)
где каждым из слагаемых учитывается суммарная мощность отдельных групп потребителей.
Рис. 37.
Частотная статическая характеристика обобщенных потребителей энергосистемы (1) и её изменение при подключении дополнительных потребителей (2).
Как следует из (37), частотная статическая характеристика потребителей существенно нелинейна, однако в узком интервале частот (45-50 Гц) эта нелинейность сравнительно невелика и согласно ПУЭ при приближенных расчетах может не учитываться.
На рис. 36. приведена спрямленная частотная статическая характеристика потребителей энергосистемы. Как видно из рисунка, снижение частоты сопровождается снижением мощности потребителей энергосистемы, и наоборот, что способствует установлению равновесия (36) при новой частоте после нарушения баланса (35). Это явление, получившее название регулирующего эффекта нагрузки, количественно оценивается коэффициентом регулирующего эффекта нагрузки:
, (43)
где: Df = f – fНОМ – отклонение частоты, Гц.
Коэффициент регулирующего эффекта нагрузки положителен и показывает, на сколько процентов увеличивается (снижается) суммарная мощность потребителей энергосистемы при повышении (снижении) частоты на 1% (т.е. на 0,5 Гц).
При ранее принятом допущении в интервале частот 45–50 Гц КН можно считать постоянным. Значение его зависит от структуры потребителей энергосистемы, т.е. от процентного содержания различных по частотным свойствам групп потребителей, и в разных энергосистемах различно; в среднем по опытным данным КН = 1 ¸ 3.
Величина, показывающая, как изменяется мощность потребителей при изменении частоты на 1 Гц, называется крутизной частотной статической характеристики потребителей sП, МВт/Гц. Эта величина связана с коэффициентом регулирующего эффекта нагрузки соотношением:
(44)
Прирост мощности потребителей при изменении частоты может быть записан в виде:
(45)
Как и коэффициент регулирующего эффекта, крутизна совмещенной частотной статической характеристики потребителей положительна и в интервале частот 45 – 50 Гц может приниматься постоянной.
Мощность потребителей после изменения частоты может быть представлена выражением:
(46)
При подключении или отключении отдельных потребителей частотная характеристика смещается вдоль вертикальной оси на значение мощности этих потребителей. Если последняя невелика в сравнении с суммарной мощностью потребителей, изменением характеристики при этом можно пренебречь и считать, что характеристика перемещается параллельно самой себе. На рис. 37. показано перемещение характеристики 1 при подключении дополнительных потребителей с мощностью DРП. Новая характеристика 2 представляет собой зависимость мощности нового состава потребителей от частоты:
Частотная статическая характеристика генерирующей части энергосистемы
Турбоагрегаты электростанций, как тепловых, так и гидравлических, при неизменных параметрах пара (воды) и постоянном впуске энергоносителя в турбину при небольших отклонениях частоты (до ± 10%) имеют практически постоянную мощность. Если бы турбоагрегаты в энергосистеме работали в таких условиях, частотные характеристики энергосистемы полностью определялись бы характеристиками потребителей. Однако это не так. Все турбоагрегаты как гидравлических, так и тепловых (в том числе и атомных) электростанций оснащаются автоматическими регуляторами угловой частоты (скорости) вращения ротора турбоагрегата АРС.
Рассмотрим общую функциональную схему АРС, приведенную на рис. 38.
Рис. 38.
Вращающий момент турбоагрегата ТА определяется расходом через турбину Т энергоносителя (пара), зависящим, в свою очередь, от положения регулирующего органа РО (регулирующие клапаны парового ТА), от его фактического открытия ZФ. Угловая частота вращения w ротора ТА неизменна при соответствии вращающего момента турбины электрической мощности генератора и изменяется при нарушении такового соответствия до тех пор, пока соответствие не будет вновь восстановлено. Изменение положения РО на холостом ходу ведет к изменению частоты вращения ТА, а при работе ТА под нагрузкой – к изменению мощности ТА.
Открытие РО задается задатчиком открытия ЗО, называемым механизмом изменения скорости вращения МИСВ.
Величина заданного открытия ZЗ, корректируется сигналом DZf, пропорциональным отклонению частоты вращения от номинальной. Складываясь с сигналом – заданием на сумматоре S, сигнал коррекции DZf увеличивает заданное открытие при частоте вращения ниже номинальной и уменьшает при повышенной частоте вращения.
Величина дополнительного открытия по отклонению частоты DZf зависит от величины отклонения частоты от установленного на задатчике ЗС статизма. Статизмом АРС и ТА в целом называют величину, характеризующую взаимосвязь изменения частоты и дополнительного открытия РО за счет сигнала коррекции по частоте DZf, выраженного в соответствующем приращении мощности DРг,f турбоагрегата:
, (47)
где: Рг,ном - номинальная мощность турбоагрегата;
wном - номинальная угловая частота вращения турбоагрегата;
Dw - изменение угловой частоты вращения.
Заменяя угловую частоту вращения w на частоту напряжения генератора f, выражение (47) можно записать в виде:
. (48)
Это выражение упрощается с учетом fном = 50 Гц:
. (49)
Сигнал заданного открытия ZЗ, скорректированный по частоте, сравнивается на сумматоре с сигналом фактического открытия ZФ, поступающим по каналу обратной связи ОС с РО. При их равенстве на выходе сумматора сигнал отсутствует и РО не изменяет своего открытия. При изменении любого из трех поступающих на сумматор сигналов появляется сигнал регулирования, поступающий с сумматора на усилительно-преобразовательный элемент УПЭ и далее – на силовой элемент СЭ, изменяющий открытие РО таким образом, чтобы было удовлетворено равенство:
ZЗ + DZf = ZФ.
На рис. 39. приведена частотная статическая характеристика турбоагрегата, работающего в энергосистеме, при различных положениях задатчика открытия (МИСВ). В интервале мощностей от холостого хода (РГ = 0) до номинальной мощности генератора (РГ,НОМ) характеристика представляет собой наклонную прямую линию. Горизонтальный участок характеристики РГ,НОМ = const формируется имеющимся в АРС ограничителем открытия РО, не позволяющим перегружать турбоагрегат.
Рис. 39.
Каждому положению задатчика открытия соответствует своя характеристика на рис. 39.; изменения задания ведет к параллельному перемещению характеристики вдоль оси частоты (ограничение открытия при этом остается на неизменном уровне). Характеристика 1 соответствует холостому ходу генератора (РГ = 0); при этом открытие РО таково, что обеспечивается покрытие потерь холостого хода ТА при номинальной частоте вращения (fНОМ). Допустим, что изменение нагрузки данного турбоагрегата практически не влияет на частоту в большой энергосистеме. Тогда, перемещая посредством МИСВ характеристику из положения 1 в положение 2, можно загрузить ТА до мощности Р’Г (при неизменной fНОМ). Перемещая далее характеристику из положения 2 в положение 3, можно загрузить ТА до мощности Р’’Г, т.е. еще на DРГ и т.д. Таким образом, посредством МИСВ можно изменять нагрузку турбоагрегата в полном диапазоне от холостого хода до номинальной.
Однако на ту же величину DРГ загрузится генератор при неизменном положении МИСВ, соответствующем характеристике 2, если частота в системе, а вместе с ней и частота вращения синхронно работающего турбоагрегата, понизится на величину Df. Очевидно, для этого требуется установить определенное соответствие между сигналами DZf и ZЗ на входе сумматора АРС, что достигается согласно (47) уставкой по статизму.
Взаимосвязь между Df и соответствующем DРГ устанавливается крутизной частотной статической характеристики ТА sГ, МВт/Гц:
, (50)
где: DРГ,f = DРГ (по рис. 39.).
Крутизна характеристики связана со статизмом соотношением, вытекающим из (48) и (49):
; (51)
. (52)
Как видно из характеристик на рис. 39., знак приращения мощности турбоагрегата по частоте обратен знаку отклонения частоты, следовательно , статизм турбоагрегата, крутизна и коэффициент крутизны частотной характеристики турбоагрегата отрицательны.
Согласно ПТЭ статизм турбоагрегата должен находится в пределах минус (4,5±0,5)%. Это значит, что крутизна характеристики турбоагрегата мощностью 300 Мвт должна быть sГ = – (120 ¸150) МВт/Гц.
Из рассмотрения рис. 39. можно заключить, что при номинальной нагрузке ТА крутизна его частотной характеристики различна в направлении загрузки или разгрузки: в направлении дальнейшей загрузки она мала или даже равна нулю, в то время как в направлении разгрузки она соответствует норме. В реальных же условиях она может быть различной и при других нагрузках. Причины этого в следующем:
· регуляторы АРС имеют зону нечувствительности по частоте, являющуюся, в частности, следствием наличия люфтов в электромеханической части регулятора и регулирующего органа. Для турбоагрегатов мощностью более 50 МВт ПТЭ допускается зона нечувствительности до ±15 Гц, следовательно, при малых отклонениях частоты крутизна может быть мала и даже равна нулю при любой исходной нагрузке ТА;
· регуляторы АРС настраиваются при номинальных параметрах энергоносителя (давление и температура пара). При изменении открытия регулирующего органа изменяется расход энергоносителя через проточную часть турбины. Если при этом происходит отклонение от нормы параметров энергоносителя, изменение мощности оказывается, как правило меньшим, чем это требуется при настройке АРС, падает и крутизна частотной статической характеристики ТА. Реальная крутизна частотной характеристики турбоагрегата ниже крутизны характеристики АРС;
· на тепловых электростанциях частот возникают ограничения минимальных нагрузок, связанные с неустойчивостью работы парогенераторов в этих условиях. Тогда технологическая автоматика парогенератора не может при повышении частоты и снижении под действием АРС расхода пара через турбину обеспечить соответствующие снижение производительности парогенератора, повышаются параметры пара, и реальное снижение мощности турбоагрегата получается существенно меньшим, чем должно быть по настройке АРС; снижается и реальная sГ при Df >0.
Таким образом, реальная частотная статическая характеристика ТА существенно отличается от показанной на рис. 39, однако рассмотренные основные принципы остаются в силе.
Введем понятие крутизны частотной характеристики генерирующей части энергосистемы:
, (53)
где: DРГ,f,С –суммарное изменение мощности всех генераторов системы , МВт, при изменении частоты на Df, Гц.
Прирост мощности турбоагрегатов энергосистемы при изменении частоты может быть выражен следующим равенством:
DРГ,f,С = sГ,СDf. (54)
Суммарная мощность генераторов после изменения частоты согласно: составит:
(55)
Выражение (55) есть уравнение частотной статической характеристики генерирующей части энергосистемы, показанной на рис. 40. Верхний загиб характеристики обусловлен исчерпанием регулировочных возможностей отдельных турбоагрегатов по мере их загрузки при понижении частоты, вследствие чего в регулировании принимает участие все меньшее количество турбоагрегатов. Нижний загиб обусловлен технологическими ограничениями на отдельных турбоагрегатах, возникающими по мере их разгрузки при повышении частоты, в результате чего также уменьшается количество турбоагрегатов, изменяющих нагрузку при дальнейшем росте частоты. Средний, наиболее крутой участок соответствует наибольшему количеству участвующих в регулировании турбоагрегатов. При частотах, близких к загибам характеристики, крутизна последней неодинакова при повышении и понижении частоты.
Рис. 40.
Совмещенная частотная статическая характеристика энергосистемы
Как уже отмечалось, вторичный небаланс (41), являющейся реакцией энергосистемы на отклонение частоты, есть результат сложения вторичных небалансов потребителей (45) и генерирующей части энергосистемы (54). Следовательно, крутизна совмещенной частотной характеристики энергосистемы определяется крутизной частотных характеристик (44) и (53) генерирующей и потребляющей частей энергосистемы:
(56)
Принимая во внимание знаки, отметим, что крутизна характеристики системы отрицательна, и значение её равно арифметической сумме крутизны характеристик потребителей и генераторов.
Рассмотрим упрощенно процесс установления новой частоты в энергосистеме после возникновения первичного небаланса. Предположим, что причиной первичного небаланса является неожиданный рост мощности потребителей на величину DР, при этом в исходном режиме обеспечивался баланс мощности при номинальной частоте. На рис. 41. а) и б), показаны частотные статические характеристики генерирующей части системы (1) и потребителей до (2) и после (3) возникновения небаланса. Исходный режим характеризовался точкой а, соответствующей балансу мощности при номинальной частоте.
В начале переходного процесса, последовавшего за возникновением первичного небаланса, частота в энергосистеме ещё оставалось неизменной (энергосистема инерционна), поэтому мощность потребителей увеличивалась на всю величину первичного небаланса, и режим потребителей характеризовался точкой б. Этой же точкой определялась и электрическая мощность генераторов, равная мощности потребителей. Мощность же турбин определяется впуском в них энергоносителя, и в первый момент времени остается неизменной, определяемой точкой а. Возникшее в турбоагрегате преобладание электрической мощности генератора над мощностью турбины ведет к торможению ротора турбоагрегата, т.е. к снижению частоты его вращения. Поскольку это происходит одновременно на всех турбоагрегатах энергосистемы, частота в последней понижается.
По мере снижения частоты вращения турбоагрегатов вступают в действие их АРС и в соответствии со своими частотными характеристиками увеличивают впуск энергоносителя в турбины. Мощность турбин растет со снижением частоты по характеристике 1 в направлении точки в. Одновременно снижается мощность потребителей по характеристике 3 также в направлении точки в. Снижение частоты ведет к сближению мощности турбин и мощности генераторов, торможение турбоагрегатов уменьшается, скорость снижения частоты также уменьшается, и в точке в наступает новое положение равновесия (36).
Рис. 41.
За время переходного процесса мощность турбин возросла на DРГ,f,С, мощность потребителей снизилась на DРП,f, а суммарное изменение мощности турбин и потребителей, т.е. вторичный небаланс мощности, определяемый (41), в соответствии с (DР + DРf = 0) скомпенсировал первичный небаланс.
Отклонение частоты, последовавшее за возникновением первичного небаланса, согласно (56) связано с первичным небалансом соотношением:
. (57)
На рис. 41. показаны два случая, отличающиеся исходным режимом. В случае по рис. 41. а) в исходном режиме в энергосистеме имелся достаточный резерв регулировочной мощности (т.е. генерирующей мощности, способной автоматически изменять свою нагрузку при изменении частоты), в случае по рис. 41. б) такой резерв был мал. Это видно по различной крутизне частотной характеристики генерирующей части энергосистемы 1 в точке исходного режима. Поэтому при возникновении неожиданного дефицита мощности турбоагрегаты энергосистемы в первом случае смогли в значительной мере изменить свою мощность, чем во втором, и отклонение частоты в первом случае получилось существенно меньшим. При низкой крутизне частотной характеристики генерирующей части энергосистемы процесс установления новой частоты идет в значительной мере за счет регулирующего эффекта нагрузки, генераторы участвуют в нем слабо, и, следовательно, отклонения частоты при том же первичном небалансе получается большим.
Рассмотренные процессы саморегулирования энергосистемы под воздействием частотных свойств турбоагрегатов, снащенных АРС, и потребителей называют первичным регулированием частоты.
4.3. Устройства автоматического регулирования частоты
Общие сведенья
Как уже отмечалось, задача автоматического регулирования частоты (АРЧ) сводится к задаче постоянного поддержания баланса мощности в энергосистеме, т.е. к задаче регулирования активной мощности. Различают астатическое и статическое регулирование частоты.
При астатическом регулировании частоты поддерживается баланс мощности при заданной частоте. Это значит, что при появлении отклонения частоты вступивший в работу регулятор частоты изменяет мощности регулирующих электростанций в требуемом направлении все то время, пока существует отклонение частоты. Процесс регулирования прекращается лишь при восстановлении заданной частоты, т.е. при полном восстановлении баланса мощности в энергосистеме. Очевидно, что изменение мощности регулирующих электростанций при этом оказывается равным по величине первичному небалансу.
Критерий астатического регулирования (т.е. условие не действия регулятора частоты):
Df = 0 (58)
Отклонение мощности регулирующих электростанций определяется первичным небалансом мощности, и непосредственно от отклонения частоты не зависит:
DРРЕГ,ЭС = – DР (59)
При статическом регулировании частоты изменение мощности регулирующих электростанций ставится в прямую зависимость от отклонения частоты:
DРРЕГ,ЭС = КП,ЧDf (60)
где: DРРЕГ,ЭС = РРЕГ,ЭС,f – РРЕГ,ЭС,0;
РРЕГ,ЭС,0 - исходная мощность регулирующих электростанций;
f0 - исходная частота;
Df = f – f0;
КП,Ч - коэффициент передачи регулятора частоты регулирующих электростанций, МВт/Гц;
КП,Ч < 0.
Из выражения (60) видно, что мощность регулирующих электростанций отлична от исходной (DРРЕГ,ЭС ¹ 0) лишь до тех пор, пока сохраняется некоторое отклонение частоты от заданного значения (Df ¹ 0).
При появлении первичного небаланса DР в энергосистеме, оснащенной системой статического регулирования частоты, возникает отклонение частоты в соответствии с (57). Крутизна совмещенной частотной характеристики энергосистемы в этом случае может быть представлена в виде:
, (61)
где: 
- крутизна совмещенной частотной характеристики энергосистемы без учета регулирующих электростанций, выделенных для статического регулирования частоты.
Этим слагаемым учитывается первичное регулирование частоты, осуществляемое всеми остальными электростанциями и потребителями. Слагаемое КП,Ч учитывает регулирующие электростанции. Первичный небаланс компенсируется за счет отклонения частоты:
(62)
Доля участия регулирующих электростанций в регулировании (т.е. в покрытии первичного небаланса) пропорциональна коэффициенту передачи регулятора частоты:
. (63)
При статическом регулировании не происходит полного восстановления частоты. Остаточное (по окончании процесса регулирования) отклонение частоты при этом необходимо для сохранения изменившейся мощности как регулирующих, так и всех прочих электростанций и потребителей, так как именно это изменение мощностей компенсирует согласно (62) первичные небаланс и вновь восстанавливает соответствие выработки и потребления электроэнергии. Увеличивая коэффициент передачи регулятора, можно это остаточное отклонение частоты снижать, однако при этом возрастает доля участия регулирующих электростанций в покрытии первичного небаланса, что требует повышения их регулировочной способности. Очевидно, что при увеличении коэффициента передачи статический регулятор частоты приближается в конечном счете к астатическому, так как при этом остаточное отклонение частоты (62) при одном и том же первичном небалансе бесконечно уменьшается, а доля участия регулирующих электростанций в покрытии первичного небаланса стремится к единице, что характерно для астатического регулирования.
Рассмотренное ранее первичное регулирование частоты является статическим, однако без выделения для регулирования специальных регулирующих электростанций.
На выделяемых для регулирования электростанциях при статическом регулировании устанавливается меньший в сравнении с прочими электростанциями статизм их АРС (либо специально установленного на них АРЧ), а именно такой, чтобы получить требуемый коэффициент передачи регулирования частоты:
(64)
Требуемый коэффициент передачи регулирующих электростанций может быть определен по (62), если задаться значением первичного небаланса в энергосистеме и допустимым при этом отклонением частоты. Значение первичного небаланса может быть получено из анализа реальных режимов и графиков нагрузки энергосистемы, а допустимое отклонение частоты определяется ГОСТ на качество электроэнергии. Выражение (63) дает возможность определить требующийся на регулирующих электростанциях регулировочный диапазон DРРЕГ,ЭС при заданном DР и КП,Ч. Крутизна совмещенной частотной характеристики остальной части энергосистемы при этом предполагается известной.
Автоматическое регулирование частоты в энергосистеме, как астатическое, так и статическое, может быть обеспечено использованием АРС турбоагрегатов. В этом случае на выделенных для целей регулирования электростанциях АРС турбоагрегатов настраивается либо астатически, либо с нужным статизмом (64). При астатической настройке для оптимального распределения нагрузки между генераторами регулирующих электростанций и между регулирующими электростанциями требуется принятие дополнительных мер.
В настоящее время широко распространено автоматическое регулирование частоты с использованием так называемых вторичных регуляторов частоты. Подключаемые к ним электростанции оснащаются системами автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ). Системы АРЧМ электростанций обеспечивают автоматическое поддержание заданной мощности со статизмом по частоте, что необходимо для их участия наряду с прочими электростанциями в первичном регулировании частоты. Кроме того, эти системы позволяют автоматически изменять мощность электростанции на заданное значение и в нужном направлении по командам от вторичных регуляторов. Последние могут быть установлены на самих электростанциях либо в ином месте (например, на диспетчерском пункте энергосистемы) и называются системными устройствами АРЧМ в отличие от ранее упомянутых станционных устройств.
Система АРЧМ тепловой электростанции
Изменение мощности турбоагрегата требует соответствующего изменения производительности котла, для чего требуется скоординированное управление подачей топлива, воды, воздуха, поддержание оптимального режима в топке и открытия регулирующих клапанов турбины, а также многое другое.
Ввиду тепловой инерционности котла результаты регулирования реализуются с задержкой, что требует применения сложных законов регулирования. Возникают также дополнительные осложнения, связанные с инерционностью и задержками при регулировании подачи топлива и др.
Изменение мощности турбоагрегата связано с изменением расхода пара, следовательно, его давления и температуры, что приводит к возникновению дополнительных напряжений в металле турбины и котла. В современных высокоиспользованных конструкциях, не имеющих излишних запасов прочности, эти напряжения могут привести к преждевременному износу оборудования, для предотвращения чего необходимо ограничение темпа изменения мощности.
Устойчивая работа котла со всем комплексом его технологической автоматики без участия человека в регулировании режима возможна лишь в сравнительно узком интервале нагрузок, вследствие чего требуется организация сложной системы технологических ограничений и блокировок, не позволяющих котлу и турбоагрегату войти в зону опасных режимов в процессе автоматического изменения нагрузки.
Система управления современной крупной тепловой электростанции строится таким образом, что весь объем необходимой для управления энергоблоками информации концентрируется на так называемых блочных щитах управления и отсутствует на центральном щите. В результате автоматическое управление тепловой электростанцией как единым комплексом встречает серьезные трудности.
В настоящее время на системы АРЧМ тепловой электростанции возлагаются следующие функции:
· обеспечение устойчивого несения турбоагрегатом (энергоблоком на блочной ТЭС) заданной графиком нагрузки;
· автоматическое изменение нагрузки в соответствии с ПТЭ при изменениях частоты в целях обеспечения первичного регулирования частоты в энергосистеме;
Если Вам понравилась эта лекция, то понравится и эта - Нормативное регулирование бухгалтерского учета операций, связанных с процедурами банкротства.
· автоматическое изменение мощности в заданном направлении на заданное значение и в заданном темпе в целях автоматического регулирования режима энергосистемы;
· автоматическое экстренное изменение нагрузки по командам технологических защит турбоагрегата, котла и противоаварийной автоматики энергосистемы;
· возможность внесения коррекции в распределение нагрузки между турбоагрегатами (энергоблоками) в целях оптимизации режима по командам от АСУ ТП электростанции или энергосистемы;
· сохранение устойчивого несения нагрузки, возможно более близкой к заданной, при возникновении внутренних возмущений на котле (в энергоблоке), например, при резком снижении теплотворной способности топлива;
· предохранение турбоагрегата (энергоблока) от недопустимо быстрого изменения нагрузки в чрезмерно большом диапазоне, опасного с точки зрения тепловых напряжений в металле турбины и другого оборудования.
[1] тут подразумевается «само собой», то есть, по законам сохранения энергии.
