Cтраница 2
Пропорциональный регулятор скорости для гидротурбин применяется чрезвычайно редко. Иногда он встречается в виде ПИ-регулятора с отключенным изодродг ным устройством в сочетании с системой вторичного регулирования частоты. За рубежом применяются ПИД-регуляторы, а в последнее время появились ПИ-регуля-торы, в которых коррекция осуществляется только за счет производной по частоте. [16]
Наиболее целесообразным является название МУТ, поскольку указанный элемент управляет частотой вращения до включения синхронного генератора в ЭЭС и нагрузкой энергоагрегата при его параллельной работе с ЭЭС. Задающий элемент ЗЭ снабжен электродвигателем для дистанционного управления, которое может осуществляться оператором ( ручное воздействие РВ) или уравнителем частот УЧ при автоматической синхронизации генератора ( см. § 6.2), а также устройствами АРМ и АРЧМ вторичного регулирования частоты и активной мощности в ЭЭС. [17]
Наиболее целесообразным является название МУТ, поскольку указанный элемент управляет частотой вращения до включения синхронного генератора в ЭЭС и нагрузкой энергоагрегата при его параллельной работе с ЭЭС. Задающий элемент 3d снабжен электродвигателем для дистанционного управления, которое может осуществляться оператором ( ручное воздействие РВ) или уравнителем частот УЧ при автоматической синхронизации генератора ( см. § 6.2), а также устройствами АРМ и АРЧМ вторичного регулирования частоты и активной мощности в ЭЭС. [18]
При этом диспетчеры ОЭС, работающих в составе ЕЭС России, и энергосистем, работающих в составе ОЭС, отвечают за выполнение заданного перетока мощности ( сальдо перетока мощности) с коррекцией по частоте, заданий по рабочей мощности электростанций и несение ими заданной нагрузки ( при этом не должно быть превышено заданное предельное потребление в часы максимума нагрузок), а начальники смен электростанций - за выполнение заданий по рабочей мощности, несение заданной нагрузки и участие в первичном регулировании частоты, а для выделенных электростанций - также и во вторичном регулировании частоты и перетоков мощности. [19]
Учитывая динамику автоматического регулирования скорости первичных двигателей, при анализе статической устойчивости системы можно выявить также возможность появления монотонного или колебательного изменения частоты ( несмотря на затухание взаимного движения машин) - неустойчивость частоты. Решения, принимаемые на основе такого анализа, практически исключают возможность неустойчивости частоты в системе. Если в системе имеется вторичное регулирование частоты и распределение активной нагрузки между станциями производится автоматически, то иногда возникает - неустойчивость частоты. В этом случае может появиться необходимость в соответствующем анализе устойчивости частоты, хотя то обстоятельство, что вторичное регулирование частоты и мощности является медленно действующим, облегчает устойчивость. [20]
Однако и в этом случае условие регулирования нельзя считать удовлетворительными, так как регуляторы скорости турбин не позволяют обеспечить требуемую точность поддержания частоты. Значение скорости вращения турбины, соответствующее каждому из открытий регулирующего аппарата, а следовательно, и значение частоты при этом определяются пересечением характеристики регулирования с частотной характеристикой нагрузки. Эта частота, как следует из рис. 7 - 12, будет повышаться по мере дополнительного открытия при вторичном регулировании частоты. Нетрудно видеть, что с помощью вторичного регулирования может быть получена любая заданная частота независимо от статизма системы регулирования турбины. На рис. 7 - 11 показано, как корректировка частоты при вторичном регулировании ( характеристика 3) может ликвидировать отклонение частоты от стандартного значения при набросе мощности. [21]
Здесь рассмотрена также непосредственная их связь с балансом активной и реактивной мощности в объединенной энергосистеме. Хотя понятие ущерба, по мнению авторов, имеет очень ограниченное значение, тем не менее для электростанций и потребителей ущерб, обусловленный отклонениями частоты и напряжения от их номинальных значений, оценить полезно, равно как и аварийные ситуации, возможные при значительных отклонениях этих параметров режима. Достаточное внимание уделено здесь и вопросу регулирования частоты при различных характеристиках регуляторов турбин. Сформулированы понятия первичного и вторичного регулирования частоты. Показана роль автоматических регуляторов в повышении качества электроэнергии и облегчении труда обслуживающего персонала электростанций. [22]
Эта задача решается системой вторичного регулирования частоты. Сетевой регулятор частоты, воздействуя на механизмы управления ( МУ) турбин специально выделенных регулирующих станций, смещает их характеристики таким образом, чтобы восстановить частоту в системе. По мере восстановления частоты агрегаты станций, не привлекаемых ко вторичному регулированию, но участвовавших в первичном регулировании, возвращаются к исходному ( до возмущения) режиму. В итоге все колебания нагрузки в энергосистеме полностью покрываются станциями, привлекаемыми ко вторичному регулированию частоты. Большой инерцией МУ определяется медленное действие системы вторичного регулирования в отличие от быстродействующего первичного регулирования частоты. [23]
Учитывая динамику автоматического регулирования скорости первичных двигателей, при анализе статической устойчивости системы можно выявить также возможность появления монотонного или колебательного изменения частоты ( несмотря на затухание взаимного движения машин) - неустойчивость частоты. Решения, принимаемые на основе такого анализа, практически исключают возможность неустойчивости частоты в системе. Если в системе имеется вторичное регулирование частоты и распределение активной нагрузки между станциями производится автоматически, то иногда возникает - неустойчивость частоты. В этом случае может появиться необходимость в соответствующем анализе устойчивости частоты, хотя то обстоятельство, что вторичное регулирование частоты и мощности является медленно действующим, облегчает устойчивость. [24]