4.3. Первичное и вторичное регулирование частоты

Вновь рассмотрим электрическую систему, представленную эквивалентной схемой на рис. 4.1. Процесс регулирования частоты в этой системе можно проследить с помощью графиков, отражающих зависимость мощности турбины от частоты переменного тока на шинах синхронного генератора, рис. 4.7. В этих координатах характеристика АРС турбины 1 будет выглядеть точно также как на рис. 4.6, так как частота переменной ЭДС синхронного генератора пропорциональна скорости вращения.

Рис. 4.7. Первичное и вторичное регулирование частоты

При больших снижениях скорости (а следовательно и частоты) АРС полностью открывает направляющий аппарат турбины. При этом турбина развивает номинальную мощность. Дальнейшее изменение ее при снижении скорости становится невозможным. На рис. 4.7 такому режиму работы отвечает горизонтальный участок характеристики 1.

На рис. 4.7 изображена статическая характеристика активной мощности потребления ЭЭС по частоте P_п = _p(f). Пересечение характеристики АРС и характеристики ЭЭС является рабочей точкой (a) исходного режима с частотой f₀. Будем считать, что в этом режиме частота в ЭЭС равна номинальной, т. е. f₀ = 50 Гц. Мощность исходного режима обозначим P₀.

Пусть теперь в ЭЭС происходит наброс потребляемой мощности на величину P. Новой нагрузке отвечает статическая характеристика P_п + P, расположенная выше характеристики P_п. Значение частоты f₁, отвечающей режиму увеличенного потребления мощности, вновь определяется пересечением характеристики АРС 1 с новой статической характеристикой потребления (рабочая точка b). Из рисунка видно, что f₁ < f₀ и P₁ > P₀.

При статической характеристике 1, показанной на рис. 4.7, АРС турбины не восстанавливает частоту до прежнего значения, однако уменьшает отклонение частоты от номинального значения. При отсутствии АРС частота снизилась бы до значения f₂ (точка c на прямой 2, f₂ < f₁ < f₀).

Таким образом, регулятор скорости турбины оказывает стабилизирующее действие на частоту в ЭЭС и поэтому часто называется первичным регулятором частоты, а процесс изменения частоты под действием этого регулятора – первичным регулированием частоты.

Эффективность первичного регулирования частоты зависит от статизма регулятора скорости, который характеризует наклон характеристики АРС к осям координат. Меньшему статизму соответствует более крутая характеристика регулирования, которая пересекается с характеристикой ЭЭС при большем значении частоты. При нулевом статизме регулятора (астатическое регулирование) характеристика располагается вертикально (характеристика 4) и обеспечивает частоту, равную номинальной при любом набросе мощности нагрузки ЭЭС, если, конечно, он не приведет к превышению предельной мощности турбины.

Для дополнительной корректировки частоты после первичного регулирования применяется так называемое вторичное регулирование, в процессе которого осуществляется изменение мощности турбины уже непосредственно в зависимости от частоты переменного тока в электрической сети.

При вторичном регулировании мощность турбины изменяется дополнительным воздействием на нее регулирующего аппарата, которое выполняет еще одно регулирующее устройство – автоматический регулятор частоты (АРЧ), рис. 4.8.

Рис. 4.8. Схема регулирования АРС и АРЧ

АРЧ также основан на принципе ООС и воздействует непосредственно на АРС. Графически вторичное регулирование отражается (см. рис. 4.7) эквидистантным перемещением характеристики регулирования 1 вправо (характеристика 3). Турбина набирает мощность P₂, соответствующую новой нагрузке ЭЭС (рабочая точка d). Наклон характеристики регулирования, характеризующий статизм регулятора, при этом не меняется.

При сбросе мощности нагрузки в ЭЭС направление регулирования будет обратным и регулирование приведет к уменьшению мощности вырабатываемой турбиной.

Совместная работа всех турбин в ЭЭС при регуляторах скорости с астатической характеристикой не может быть реализована. Это объясняется тем, что каждая из параллельно работающих турбин с астатическим регулятором при толчках нагрузки стремится принять весь небаланс мощности на себя. При этом режим работы отдельных агрегатов не может регулироваться: на одних агрегатах происходит увеличение мощности, а другие сбрасывают свою нагрузку.

Астатический регулятор мог бы устанавливаться на одном из агрегатов. При этом не будет неопределенного распределения мощности между отдельными машинами, так как небаланс мощности покроется генератором, снабженным астатическим регулятором, который будет стремиться поддерживать частоту близкой к номинальному значению. Однако АРС с астатической характеристикой не позволяют обеспечить требуемую точность поддержания частоты и поэтому всегда имеют некоторый статизм, а заданная частота поддерживается дополнительным изменением пуска энергоносителя при вторичном регулировании частоты.

Коэффициент k_г, равный тангенсу угла наклона характеристики АРС (рис. 4.7) к оси абсцисс, называется круизной характеристики регулирования

,

(4.13)

где , f₀ – номинальная частота.

Крутизна регуляторов скорости турбины зависит от конструкции и настройки регулирующего устройства. Обычно коэффициент крутизны выбирают в пределах 25…50 для гидрогенераторов и 15…20 для турбогенераторов.

Статизм характеристики регулятора s есть величина, обратная коэффициенту крутизны:

(в процентах).

Астатическому регулированию отвечает значение k_г = . Из (4.13) следует, что

.

(4.14)

При конечном значении коэффициента крутизны (k_г  0) уравнение (4.14) определяет закон статического, или первичного, регулирования частоты. В этом случае при изменении генерирующей мощности на величину P_г уравнение удовлетворяется при f  0, т. е. действительно имеют место условия, отвечающие статическому регулированию. Вторичное регулирование независимо от величины P_г обуславливает равенство f = 0, т. е. по своему конечному эффекту вторичное регулирование эквивалентно астатическому регулированию скорости. В этом случае, как следует из (4.14), при k_г =  будем иметь

.

(4.15)

Это уравнение определяет закон вторичного регулирования частоты.

Из (4.14) можно получить изменение генерирующей мощности ЭЭС при изменении частоты

.

(4.16)

Здесь знак минус означает, что при уменьшении частоты (f < 0) мощность генератора растет (P_г > 0).

Аналогично коэффициенту крутизны k_г характеристики регулирования вводится понятие коэффициента крутизны статической характеристики нагрузки ЭЭС. Фактически этот коэффициент характеризует наклон касательной к характеристике нагрузки, проведенной в рабочей точке, и является регулирующим эффектом активной нагрузки по частоте (см. рис. 1.24).

Изменение активной мощности нагрузки ЭЭС с учетом потерь в сети:

,

(4.17)

где P_н – суммарная мощность нагрузки (с учетом потерь в сети);

k_н – коэффициент крутизны характеристики активной мощности нагрузки ЭЭС: ; ; .

Знак плюс в (4.17) означает, что с увеличением частоты (f > 0) мощность нагрузки растет (P_н > 0).

Крутизна частотной статической характеристики активной нагрузки равна всего лишь 1…2,5, т. е. изменение нагрузки составляет 1…2,5 % на 1 % изменения частоты.

Дополнительная нагрузка (наброс мощности) P, вызвавшая изменение частоты на величину f:

Отношение (номинальная генерирующая мощность к фактической нагрузке) называется коэффициентом резерва . Таким образом, имеем:

.

(4.18)

Отсюда изменение частоты, вызванное дополнительной нагрузкой P, при выполнении первичного регулирования получается:

.

(4.19)

Пример. Номинальная мощность генератора P_{г ном} = 500 МВт. Нагрузка ЭЭС при f₀ = 50 Гц P_н = 400 МВт. Коэффициент крутизны характеристики регулирования k_г = 20, коэффициент крутизны статической характеристики нагрузки k_н = 1. Определить изменение частоты в ЭЭС при набросе мощности нагрузки ЭЭС на 60 МВт.

Коэффициент резерва .

В соответствие с (4.19) имеем:

.

При отсутствии регулирования k_г = 0:

.