Cтраница 2
Покрытие внеплановых изменений электрической нагрузки может реализовываться в результате действия вторичных систем автоматического регулирования частоты и мощности ( АРЧМ), обеспечивающих поддержание частоты вблизи 50 Гц и регулирование или ограничение перетоков мощности. Системы АРЧМ воздействуют на нагрузку блоков через системы регулирования мощности ( СРМ), которые находят все более широкое применение на блоках и могут использоваться также в системах аварийного управления. [16]
Системы АРЧМ должны обеспечивать ( при наличии необходимого регулировочного диапазона) на управляемых электростанциях поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах 0 1 Гц в десятиминутных интервалах и ограничение перетока мощности по контролируемым связям с подавлением не менее чем на 70 % амплитуды колебаний перетока мощности с периодом 2 мин и более. [17]
Системы АРЧМ должны обеспечивать ( при наличии необходимого регулировочного диапазона) на управляемых электростанциях поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах 0 1 Гц в десяти минутных интервалах и ограничение перетока мощности по контролируемым связям с подавлением не менее чем на 70 % амплитуды колебаний перетока мощности с периодом 2 мин и более. [18]
Действие ограничителей перетоков на устройство центрального регулятора должно быть резервировано местными ограничителями перетоков, определяющими предельно допустимую величину передачи активной мощности из одной энергосистемы в другую ( сальдо мощности по транзитным связям), с воздействием для ограничения перетока на разгрузку электростанций данной энергосистемы. Наиболее эффективна разгрузка электростанций, расположенных в электрической близости от перегружаемой транзитной линии. [19]
Широкое распространение находят устройства автоматики, позволяющие производить разгрузку питающих станций без отключения генераторов. К таким устройствам относятся устройства регулирования и ограничения перетоков, а также устройства для экстренного торможения ( быстрой разгрузки) паровых турбин. [20]
Дополнительно могут решаться и другие задачи, например ограничения перетоков мощности по внутрисистемным связям, а иногда и по связям между ЭЭС. Обычно для решения указанных задач используется двухмашинная система мини - ЭВМ. [21]
Причины возникновения регулярных колебаний перетока мощности между параллельно работающими электростанциями и энергосистемами. Должна ли система автоматического регулирования перетока и система ограничения перетока подавлять эти регулярные колебания. [22]
Такое ограничение выполняется ограничителями перетоков, устанавливаемых на транзитных связях и в необходимых случаях производящих разгрузку. При конфигурации сети по рис. 6 - 12 а ограничение перетока достигается путем автоматического снижения мощности электростанций ( или одной выделенной для этой цели станции), периферийной энергосистемы, питающей перегружаемый транзит. [23]
Система регулирования обеспечивает разгрузку линии электропередачи на ДРпер 0 6 ( Рф - РЗ. О) - ( 60 - 100) МВт при апериодическом процессе ограничения перетока с постоянной времени 15 - 20 с и подавление колебаний перетока мощности с периодом 2 - 3 мин. Поддержание заданного среднего значения - перетока регуляторы частоты и перетока обеспечивают астатически в интервале 15 - 20 мин. [24]
Третья ( верхняя) ступень - это АСУЧ и М ОЭС, гд осуществляется регулирование суммарной обменно мощности данной ОЭС с другими по тому или ином закону, а также взаимосвязь систем регулирования от дельных ЭЭС, выполненных иногда по различным лрш ципам. На этой ступени осуществляется и оптимально распределение нагрузки между ЭЭС, входящими в ОЭС и централизованное ограничение перетоков по внешни связям. [25]
Эти устройства, рассчитанные на регулирование или ограничение естественных колебаний перетока, воздействуют на разгрузку турбин ГЭС и действуют медленно. Поэтому при быстром возрастании потока мощности Р1 устройства АРП и АОП могут не справиться с ограничением перетока, который при этом также может превысить предельное значение. [26]
Третьим мероприятием для снижения перетока мощности по межсистемной линии электропередачи из энергосистемы С1 в энергосистему С2 является ДС энергосистемы С1 по сечению, обеспечивающему выделение на межсистемную линию ограниченной мощности. В зависимости от конкретных условий ДС может не требовать или требовать ОГ в выделяемой части энергосистемы для ограничения перетока, а также в основной части энергосистемы для балансирования мощности и потребления, если возникает избыток мощности. Недостатком ДС является прекращение параллельной работы энергосистем С1 и С2 и необходимость операций по ее восстановлению, а также необходимость ( в ряде случаев) воздействия на отключение нескольких выключателей, расположенных в разных частях энергосистемы, что усложняет и понижает надежность устройства ПА в целом. [27]
Вторым ( средним) уровнем являются системные АРЧМ ЭЭС, установленные на диспетчерских пунктах ЭЭС. Используя расчеты режимов работы, выполненные в вычислительном комплексе ЭЭС, они определяют оптимальное распределение плановых нагрузок между ЭС с максимальным учетом факторов, влияющих на их распределение ( например, потерь в сетях), и использованием математических методов прогнозирования. Кроме того, они участвуют в распределении неплановых нагрузок между ЧРЭС и ограничении перетоков мощностей по линиям электропередачи. [28]
Для участия в ограничении по каждому из участков выбираются электростанции, наиболее эффективно разгружающие этот участок и возможно ближе к нему расположенные. Последнее снижает вероятность вредных последствий регулирования для других участков сети. Автоматическое ограничение перетоков по внутренним участкам наиболее эффективно при сбалансированном регулировании, что было показано в предыдущем параграфе. Поэтому выбранные для ограничения перетока в данном сечении сети ( на данном участке) электростанции делятся на две группы. В группу объединяются все электростанции, на которые для разгрузки данного участка нужно подавать внеплановое задание одного знака. В пределах каждой группы КДУ электростанций выбираются исходя из соображений, изложенных выше, включая сумму КДУ, равную единице. Суммарные внеплановые задания, поступающие с распределителя на сумматоры электростанций, входящих в каждую группу, равны по величине внеплановому заданию на выходе АОП и различаются знаком. Так, применительно к А ОП1 и АОП2 в одну группу входит ГЭС1, а в другую - ГЭС2 и ТЭСЗ. [29]
Следовательно, даже при наличии в системе только тепловых станций нельзя ставить вопрос о наивыгоднейшем распределении нагрузок между ними в данный момент времени, а нужно говорить о таком построении режима системы, который приводил бы к минимальным затратам на топливо, расходуемое в течение одних или даже нескольких суток. Хотя принципиально все эти задачи очень просты, но практически их решение сталкивается с таким объемом вычислительных и логических операций, что технические затруднения их выполнения перерастают в принципиальные трудности. Требования электрической прочности изоляции выражаются в том, что напряжения в линиях не должны превосходить некоторых определенных значений. Связь же с задачей статической устойчивости сложна тем, что ограничения перетоков по линиям передачи диктуются условиями устойчивости неоднозначно. Предельный переток по данной линии, не приводящий к нарушению устойчивости, зависит от нагрузок других линий и станций, поэтому ограничения перетоков имеют вид неравенств, в каждое из которых входит не один, а несколько параметров режима. [30]