Динамические частотные характеристики автономной энергосистемы при наличии вращающегося резерва.
На рис. 5 показана структурная схема работы генерирующего агрегата на автономную ЭЭС [6]. Первичным двигателем агрегата является турбина, которая управляется регулятором частоты (РЧ). Генератор преобразует механическую мощность турбины в электрическую и выдает ее в автономную ЭЭС. Для упрощения на рис. 5 показан один агрегат, однако к этой схеме может быть приведена и энергосистема, содержащая несколько агрегатов.
Рис. 5. Структурная схема работы агрегата на энергосистему
Регулирующий эффект нагрузки на структурной схеме учтен в виде обратной связи по отношению к энергосистеме.
Приведенная структурная схема использовалась для математического моделирования переходных процессов в энергосистемах на кафедре электрических станций СПбГТУ, поэтому она была использована для анализа работы вариантов автономных ЭЭС.
Адекватность математической модели была проверена при сравнении результатов расчетов с данными экспериментов, проведенных Фирмой ОРГРЭС по варианту 1 автономной ЭЭС. Автономная ЭЭС в эксперименте состояла из одного гидроагрегата и фидера города, выделенных на изолированную от ЕЭС работу.
Данный вариант автономной ЭЭС был реализован в 70-х годах в процессе замены устаревших регуляторов скорости гидроагрегатов и внедрении группового регулятора активной мощности (ГРАМ), разработанного и изготовленного Фирмой ОРГРЭС.
Одной из основных задач ГРАМ является поддержание частоты агрегатами ГЭС в изолированном энергорайоне (предприятие, город) при отделении его от ЕЭС. Для проверки работы ГРАМ специалистами ОРГРЭС были проведены испытания по схеме рис. 2, а с отделением одного гидроагрегата и фидера Гор2 от ЕЭС и возникновением избыточной мощности около 30 и 45%. Работа регулятора скорости обеспечивала в этих режимах восстановление первоначального значения частоты через 30 - 40 с в соответствии со статизмом регулятора.
Результаты испытаний и математического моделирования при избыточной мощности около 30% приведены на рис. 6, из которого видно хорошее совпадение расчетной и экспериментальной кривых.
Используя проверенную математическую модель, были проведены анализы работы автономной ЭЭС с учетом работы регулятора ГРАМ при различных характеристиках нагрузок (к = 1,0; 1,5; 3,0). Наиболее тяжелый случай для автономной ЭЭС возникает при кн = 1,0, поэтому данный вариант рассматривался более подробно.
Рис. 6. Результаты испытаний и математического моделирования работы автономной энергосистемы с регулятором частот:
1 - расчет; 2 - эксперимент
На рис. 7 построена зависимость изменения частоты в автономной ЭЭС при набросе нагрузки порядка 7% мощности автономной ЭЭС и действии регулятора ГРАМ. Установившееся значение частоты в таких режимах достигается через 1-2 мин в соответствии со статизмом регулятора скорости. Максимальное отклонение частоты от номинального значения не превосходит 1,8 Гц.
На основании полученных данных математического моделирования и результатов испытаний, приведенных ранее, можно сделать вывод о том, что при работе отделенной от ЕЭС автономной ЭЭС с гидрогенераторами регулятор скорости типа ГРАМ обеспечивает в целом устойчивость частоты и ее поддержание в допустимых пределах при возникновении небалансов мощностей 7 - 15% при любом характере нагрузки.
Однако на интервалах времени от 0 до 1 мин и преобладании выпрямительной нагрузки (кн = 1,0) отклонение частоты может превышать значение 1,8 Гц, что может повлечь за собой сбои в работе и отключение СУ выпрямительных блоков. Последнее обстоятельство отрицательно скажется на устойчивости работы как по частоте, так и по напряжению, а, в конечном счете, может привести к “развалу” автономной ЭЭС.
Рис. 7. Зависимость изменения частоты в автономной энергосистеме при набросе нагрузки около 7% мощности энергосистемы и действии регулятора ГРАМ
Выводы
- Расчеты динамических частотных характеристик реальных вариантов схем автономной электроэнергетической системы, включающей ГЭС с нагрузкой крупного промышленного предприятия и с городской нагрузкой, позволили оценить их с точки зрения устойчивости работы автономной ЭЭС при отсутствии вращающегося резерва.
- Использование проверенной математической модели для анализа динамических частотных характеристик автономной ЭЭС при наличии вращающегося резерва позволяет подробно изучить практически все возможные режимы работы ЭЭС в случаях возникновения небалансов мощности и различных настройках регуляторов скорости гидроагрегатов.
- На основании полученных данных математического моделирования и результатов испытаний можно заключить, что при работе отделенной от ЕЭС автономной ЭЭС с гидрогенераторами групповой регулятор скорости обеспечивает в целом устойчивость частоты и ее поддержание в допустимых пределах при возникновении небалансов мощности 7-15% при любом характере нагрузки. Однако на небольших интервалах времени (от 0 до 1 мин) и преобладании выпрямительной нагрузки (к = 1,0) отклонение частоты может превышать 1,8 Гц, что может повлечь за собой сбои в работе и отключение СУ выпрямительных блоков.
Список литературы
- Лебедев В. М., Усманов Ю. А., Олъкова С. В. Технико-экономическая эффективность ТЭЦ малой мощности. - Промышленная энергетика, 2000, № 1.
- Проданов Л. В., Агапов В. Г. О возможности повышения надежности и живучести тепловых электростанций при снижении частоты. - Электрические станции, 1998, № 4.
- Советов С. А., Семенов В. А. Противоаварийное управление в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1988.
- Совершенствование нормативов надежности энергосистем/ Баринов В. А., Волков Г. А., Калита В. В. и др. - Электричество, 1993, № 7.
- Рабинович Р. С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. М.: Энергия, 1980.
- Павлов Г. М., Меркурьев А. Г., Шаргин Ю. М. Автоматическая частотная разгрузка в энергетических системах. - Электричество, 1999, № 1.
