Рассмотрим энергосистему, состоящую из одного агрегата и нагрузки (потерями в сети пренебрежем). Если турбина не имеет АРЧВ, то установившиеся значения частоты в энергосистеме определяются точками пересечения статических характеристик активной мощности (рис. 1.26), построенных для нагрузки и турбины при постоянном впуске энергоносителя (пара или воды). Одной характеристике нагрузки соответствует точка установившегося режима 0, другой—точка I.
Если на турбине установлен АРЧВ, изменяющий положение регулирующих органов и соответственно впуск энергоносителя при изменении частоты, то установившемуся режиму будут соответствовать точки пересечения (а, Ь, 0, с) статических характеристик нагрузки со статической характеристикой регулируемой турбины Рг = φ (рис. 1.27).
Как было показано в § 1.4, последняя имеет два участка: участок 1—2, соответствующий режимам, в которых АРЧВ изменяет положение регулирующих органов, и участок 2—3, соответствующий полному открытию регулирующих органов, когда АРЧВ уже не может увеличить мощность турбины.
Пусть нагрузка такова, что ей соответствует характеристика б—б, тогда установившемуся режиму соответствует точка О (частота /0, мощность- Р0). При небалансах мощности переход из точки 0 в точку нового установившегося режима начнется после того, как отклонение частоты превзойдет зону нечувствительности АРЧВ (0,05—0,3%) и продолжается от долей секунды (турбоагрегаты) до нескольких секунд (гидроагрегаты). После окончания действия АРЧВ частота стабилизируется на определенном уровне, соответствующем точке с пересечения статических характеристик нагрузки и турбины.
Если в энергосистеме с помощью систем АРЧМ осуществляется вторичное регулирование частоты, целью которого является поддержание постоянного (номинального) значения частоты, либо в режим работы агрегатов вмешивается персонал, выполняющий вручную ту же задачу, то характеристика агрегата Рт = ср смещается из положения 1—2 в положение 2' (рис. 1.27). Статическая характеристика энергосистемы в пределах регулировочного диапазона агрегатов при наличии систем АРЧМ имеет вид вертикальной прямой, проходящей через точку 0 на оси абсцисс. Системы АРЧМ действуют значительно медленнее АРЧВ агрегата, и если переход из точки 0 (рис. 1.27) в точку с происходит за несколько секунд, то переход из точки с в точку d занимает несколько минут.
Рассмотренные выше характеристики для единичных агрегатов и нагрузки могут быть отнесены ко всей системе в целом, при этом характеристика Рн = ф представляет собой статическую характеристику по частоте суммарной нагрузки энергосистемы, а характеристика Рг = φ —аналогичную характеристику суммарной мощности генераторов.
Пусть установившемуся режиму соответствует точка 0 и происходит наброс нагрузки АР (новой нагрузке соответствует характеристика 5—5). Тогда новому установившемуся режиму будет соответствовать точка b (частота мощность Р1).
Крутизна статической характеристики энергосистемы определяет установившееся отклонение частоты при возникновении небаланса активной мощности и является одним из наиболее важных параметров при анализе вопросов противоаварийной автоматики и, в частности, АЧР. Чем больше значение кс, тем стабильнее поддерживается частота в энергосистеме.
Коэффициент крутизны кс зависит от значения резерва мощности, значения и знака небаланса мощности [72]. Чем больше резерв мощности, тем выше значение кс. Как следствие влияния значения резерва мощности кс может изменяться в течение суток, недели, а также в зависимости от времени года. Как правило, значение резерва и кс возрастают в часы провала нагрузки и в летний период. При росте частоты кс выше, чем при ее снижении. Это объясняется тем, что под действием АРЧВ при повышении частоты разгружаются все агрегаты, а при снижении частоты загружаются только те, на которых имеется резерв мощности. Различие в кс при повышении и понижении частоты тем больше, чем больше отклонение частоты и меньше резерв мощности.
Процесс изменения частоты при возникновении в энергосистеме небаланса активной мощности имеет сложный характер (рис. 1.28).
Рис. 1.28. Переходный процесс изменения частоты при сбросе генерируемой мощности 1320 МВт в ОЭС Юга
После быстрого снижения (при дефиците мощности) или повышения частоты (при избытке мощности) через несколько секунд, когда полностью отработали АРЧВ агрегатов, но еще не проявилась реакция на возникшее возмущение тепловой части электростанций (котлоагрегатов и их систем регулирования), наступает некоторый установившийся режим с отклонением частоты Δfl. Этому режиму, который можно условно назвать установившимся режимом после действия АРЧВ агрегатов, соответствует коэффициент крутизны статической характеристики энергосистемы по частоте kс1.
В дальнейшем наблюдается медленное (в течение нескольких минут) изменение частоты в ту же сторону, что и первоначальное. Установившееся отклонение частоты при этом равно Δf2. Такое протекание процесса и значение Δf2 определяются в основном рассмотренной в § 1.6 реакцией на изменение частоты тепловых электростанций (котлоагрегатов и их систем регулирования), которая зависит от ряда факторов (наличия вращающихся резервов мощности, доли агрегатов, у которых режим работы котла не зависит от нагрузки генераторов, доли агрегатов, работающих на скользящих параметрах пара, и т. д.). Установившемуся режиму с отклонением частоты Δf2, который условно может быть назван установившимся режимом после реакции ТЭС, соответствует коэффициент крутизны статической характеристики энергосистемы по частоте кс2.
Двухступенчатый характер процесса изменения частоты в энергосистеме при возникновении небаланса активной мощности (рис. 1.28), обусловленный действием АРЧВ агрегатов на первом этапе и реакций тепловых электростанций на втором, начал отчетливо проявляться и был зафиксирован в энергообъединениях страны в начале 60-х годов [5]. К этому времени крупные энергоблоки котел—турбина критического и сверхкритического давления составляли уже значительную часть мощности энергосистем. По мере увеличения доли крупных энергоблоков эффект влияния их реакции на изменение частоты стал проявляться все в большей степени. Это привело к снижению значения результирующего коэффициента крутизны энергосистемы кс2 по сравнению с кс1.
Значение кс2 зависит от состава агрегатов в энергосистеме, т. е. соотношения мощности ТЭС. АЭС и ГЭС. Чем больше мощность агрегатов ГЭС в энергосистеме, тем ближе значение кс2 к кс1. В энергосистеме, состоящей только из ГЭС, вторая стадия переходного процесса изменения частоты практически отсутствует (кс2~кс1).
При большей доле ТЭС существенное влияние на значение ке2 оказывают тип агрегатов ТЭС (КЭС, ТЭЦ) и вид регулирования котлов. Чем больше в энергосистеме агрегатов ТЭС и АЭС, у которых кг2=0 (агрегаты с РДС, агрегаты, регулируемые на постоянство нагрузки котла, агрегаты, работающие на скользящих параметрах пара при всех полностью открытых регулирующих клапанах турбин, агрегаты ТЭЦ с противодавлением и т. д.), тем ниже значение кс2 для энергосистемы в целом. Эти выводы были подтверждены рядом системных испытаний, проведенных в 70-е годы в различных ОЭС [14, 73], а также анализом ряда аварийных возмущений. Так, по данным экспериментов в ОЭС Урала значения кс2 при повышении частоты составили 8—12,2, при понижении частоты 3,5—7, в ОЭС Юга кс2 для отдельных энергосистем находились в пределах 1,4—11,2, а по энергообъединению в целом—в пределах 3,8—4,85. В энергосистемах ОЭС Казахстана значения кс1 при повышении частоты составляли 1,5—13,5, при понижении частоты 1,4—7,3, в энергообъединении в целом—соответственно 8,6 и 5,2. Как видно из приведенных выше данных, значения кс2 во многих случаях оказываются существенно ниже значений кс1. Вследствие того что значительная часть блочных агрегатов ТЭС, а также агрегаты АЭС практически не участвуют в первичном регулировании частоты, значения кс2 приближаются к регулирующему эффекту нагрузки. В результате при возникновении аварийных небалансов мощности возрастают отклонения частоты в энергосистемах.