Регулирование частоты в энергосистеме

Содержание

Нормируемые требования к показателям

В РФ требования к качеству работы энергосистемы стандартизированы.

Анализируя зависимость силы тока от частоты, можно сделать вывод, что если подключаемая нагрузка имеет чисто активный характер (к примеру, резистор), то в широком диапазоне сила тока от частоты иметь зависимость не будет. В случае достаточно высоких частот, когда индуктивность и ёмкость подключаемой нагрузки будут характеризоваться сопротивлением, сравнимым с активным, то сила тока будет иметь определенную зависимость от частоты.

Другими словами, при варьировании частоты тока происходит изменение ёмкостного сопротивления, изменение которого, в свою очередь, приводит к изменению тока, протекающего по цепи.

Математическое выражение зависимости будет иметь следующий вид: I = UCω;

3 Термины, определения и сокращения

8 настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

Издание официальное

ГОСТ 34184—2017

3.3 вторичное регулирование частоты и перетоков (вторичное регулирование): Процесс автоматического или оперативного изменения активной мощности генерирующего оборудования электростанций для восстановления заданного значения частоты или заданного значения внешнего перетока энергосистемы.

3.4 квазиустановившееся значение параметра; Усредненное на 20>секундном временном интервале значение параметра.

3.5 коррекция по частоте: Величина изменения регулируемого параметра (активной мощности генерирующего оборудования, внешнего перетока энергосистемы) относительно заданного значения, обусловленная отклонением частоты от заданного значения.

3.6 крутизна статической частотной характеристики (крутизна СЧХ): Коэффициент линеаризованной зависимости суммарной первичной мощности и изменения мощности потребления энергообъ* единения, энергосистемы от изменения частоты.

3.8 нормированное первичное регулирование частоты: НПРЧ: Первичное регулирование, осуществляемое выделенным генерирующим оборудованием в пределах заданных резервов первичного регулирования в соответствии с характеристиками (параметрами) нормированного первичного регулирования.

3.9 общее первичное регулирование частоты: Первичное регулирование, осуществляемое генерирующим оборудованием в пределах имеющихся в данный момент времени резервов первичного регулирования в соответствии с характеристиками (параметрами) общего первичного регулирования.

3.10 первичное регулирование частоты (первичное регулирование): Процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение изменения частоты.

3.11 расчетный (нормативный) аварийный небаланс мощности: Максимальная величина небаланса мощности, возникновение которого возможно в энергообъединении, энергосистеме в результате расчетных (нормативных) возмущений, используемая для расчетов резервов первичного, вторичного и третичного регулирования.

3.12 резерв вторичного регулирования (вторичный резерв): Максимально возможное изменение мощности электростанций вторичного регулирования в данной энергосистеме под действием систем автоматического регулирования режима по частоте и мощности и/или по командам диспетчера на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку).

3.13 резерв первичного регулирования (первичный резерв): Максимальное значение первичной регулирующей мощности, которое может выдать генерирующее оборудование электростанции, энергосистема при понижении (резерв на загрузку) либо повышении (резерв на разгрузку) частоты.

3.14 резерв третичного регулирования (третичный резерв): Максимально возможное изменение мощности электростанций третичного регулирования в данной энергосистеме на загрузку или разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку).

3.15 третичное регулирование мощности (третичное регулирование): Процесс изменения активной мощности генерирующего оборудования в целях восстановления резервов вторичного регулирования.

3.16 частота: Значение частоты электрического тока.

3.17 энергообъединение: Объединение национальных энергосистем государств — участников Содружества Независимых Государств, государств Балтии, а также других государств, работающих параллельно (синхронно).

3.18 национальная энергосистема (энергосистема): Национальная энергосистема государства — участника Содружества Независимых Государств, государства Балтии или национальная энергосистема другого государства, работающая параллельно (синхронно) с вышеуказанными национальными энергосистемами.

3.19 субъект оперативно-диспетчерского управления: Организация, уполномоченная на осуществление оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в национальной энергосистеме.

ГОСТ 34184-2017

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные. правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы» (АО «СО ЕЭС»)

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 июня 2017 г. Ne 100-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК <ИСО 3166) ММ-97	Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Сокращенное наименование национальное органа по стандартизации
Армения	AM	Минэкономики Республики Армения
Беларусь	BY	Госстандарт Республики Беларусь
Казахстан	KZ	Госстандарт Республики Казахстан
Киргизия	KG	Кыргыэствндарт
Россия	RU	Росстандарт

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 3 августа 2017 г. № 801 -ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34184—2017 введен в действие в качестве национального стандарта с 1 марта 2018 г.

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменении и поправок — в ежемесячном информационном указателе кНациональные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет ()

Стандартинформ. 2017

В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен. тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

ГОСТ 34184—2017

Частотомер

Частотные изменения позволяет регистрировать частотомер. Такие приборы конструируются с использованием нескольких способов измерения:

Дискретный счет. Применяется в цифровых приборах. Основан на вычислении количества сигналов за временную единицу;
Перезаряд конденсаторов. Усредненный показатель силы тока, при которой перезаряжается конденсатор, соразмерен частоте. Ток фиксируется амперметром, а шкала устройства представлена в герцах;
Сравнение частот. Прибором для использования этого способа часто является осциллограф, где происходит сравнение частотного значения с эталонным образцом;
Вибрационные частотомеры. Содержат тонкие пластины из металла, закрепленные с одной стороны, которые начинают колебаться под воздействием электромагнитного поля, создаваемого в приборе. Пластина, частота колебаний которой резонирует с частотой колебаний электромагнитного поля, покажет искомое значение. Приборы применяются для замеров частотного показателя в питающей сети.

Напряжение или разность потенциалов?

Надо заметить, что напряжение и разность потенциалов — это одно и то же. По сути, это сила, которая способна заставить электрические заряды двигаться потоком. Не имеет значения, куда будет направлено это движение.

Разность потенциалов — просто другое выражение для напряжения. Оно нагляднее и, может быть, понятнее, но сути дела не меняет. Поэтому главный вопрос состоит в том, откуда берется напряжение, и от чего оно зависит.

В том, что касается домашней сети 220 Вольт, ответ простой. На гидростанции поток воды вращает ротор генератора. Энергия вращения трансформируется в силу напряжения. Атомная электростанция вначале превращает воду в пар. Он и крутит турбину. В бензоэлектростанции ротор вращает сила сгорающего бензина. Есть и другие источники, но суть всегда одна и та же: энергия превращается в напряжение.

Самое время задаться вопросом о зависимости напряжения от частоты. Но мы еще не знаем, откуда берется частота.

Первичное регулирование частоты[править | править код]

Первичное регулирование частоты осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин (в некоторых источниках используется термин «автоматический регулятор скорости» (АРС)). При изменении частоты вращения турбины такие регуляторы осуществляют воздействие на регулирующие органы турбины (регулирующие клапаны у паровой турбины или направляющий аппарат у гидротурбины), изменяя подачу энергоносителя. При повышении частоты вращения регулятор уменьшает впуск энергоносителя в турбину, а при снижении частоты — увеличивает.

Назначение первичного регулирования заключается в удержании частоты в допустимых пределах при нарушении баланса активной мощности. При этом частота до номинального значения не восстанавливается, что обусловлено статизмом регуляторов.

Первичное регулирование осуществляется по пропорциональному закону в соответствии с формулой:

Pп=−100S%⋅Pномfном⋅Kд⋅Δfр{\displaystyle P_{\text{п}}={\frac {-100}{S\%}}\cdot {\frac {P_{\text{ном}}}{f_{\text{ном}}}}\cdot K_{\text{д}}\cdot \Delta f_{\text{р}}}

Pп{\displaystyle P_{\text{п}}}

Pном{\displaystyle P_{\text{ном}}}- номинальная мощность генерирующего оборудования, МВт

fном=50Гц{\displaystyle f_{\text{ном}}=50{\text{Гц}}}- номинальная частота в ЕЭС

Δfр{\displaystyle \Delta f_{\text{р}}}- величина отклонения частоты, превышающая зону нечувствительности (величина отклонения частоты от ближайшей границы «мертвой полосы»), Гц

Δfр={\displaystyle \Delta f_{\text{р}}=0} при отклонениях частоты, не превышающих зону нечувствительности ( при нахождении частоты в пределах « мертвой полосы» первичного регулирования); в остальных случаях Δfр>{\displaystyle \Delta f_{\text{р}}>0} при повышении частоты и Δfр<{\displaystyle \Delta f_{\text{р}}<0} при понижении частоты.

S=ΔfрfномPпPном×100{\displaystyle S={\frac {\Delta f_{\text{р}}/f_{\text{ном}}}{P_{\text{п}}/P_{\text{ном}}}}\times 100} — статизм первичного регулирования генерирующего оборудования, %

Kд{\displaystyle K_{\text{д}}}- коэффициент, учитывающий динамику выдачи первичной мощности, нормированную требованиями для разного типа генерирующего оборудования

Общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ)править | править код

ОПРЧ должно осуществляться всеми электростанциями в меру имеющихся возможностей. В настоящее время в России некоторые генераторы ТЭЦ, работающие по теплофикационному режиму, в ОПРЧ не участвуют. На АЭС ОПРЧ реализовано на втором блоке Ростовской АЭС, готовится реализация ОПРЧ на четвертом блоке Калининской АЭС.

Для оценки готовности генерирующего оборудования к ОПРЧ проводятся специальные испытания, а для подтверждения готовности к ОПРЧ осуществляются непрерывный мониторинг и контроль участия генерирующего оборудования в ОПРЧ.

Нормированное первичное регулирование частоты (НПРЧ)править | править код

Нормированное первичное регулирование частоты (НПРЧ) — организованная часть первичного регулирования, осуществляемая выбранными для этих целей электростанциями, на которых размещены первичные резервы, подтвердившими свою готовность к участию в НПРЧ процедурой добровольной сертификации и прошедшими ценовой отбор в рамках рынка системных услуг. Нормированное первичное регулирование регламентируется группой стандартов СО ЕЭС.

Вторичное регулирование частоты (АВРЧМ)[править | править код]

Вторичное регулирование частоты — процесс восстановления планового баланса мощности путём использования вторичной регулирующей мощности для компенсации возникшего небаланса, ликвидации перегрузки транзитных связей, восстановления частоты и использованных при первичном регулировании резервов первичной регулирующей мощности. Вторичное регулирование осуществляется автоматически под воздействием центрального регулятора.

Вторичное регулирование начинается после действия первичного и предназначено для восстановления номинальной частоты и плановых перетоков мощности между энергосистемами в энергообъединении.

В основном во вторичном регулировании участвуют гидроэлектростанции (ГЭС) в связи с их маневренностью. Все крупные ГЭС России подключены к системе АВРЧМ для участия во вторичном регулировании и получают в режиме реального времени (характерный цикл информационного обмена — 1 сек) задание вторичной мощности, которое через групповой регулятор активной мощности (ГРАМ) поступает непосредственно на исполнение системами управления гидроагрегатами.

В период паводка для наиболее экономичного срабатывания паводковой воды в гидротурбинах к АВРЧМ привлекаются и электростанции других типов (ТЭС, ПГУ). Участие ТЭС, ПГУ в АВРЧМ осуществляется в рамках работы рынка системных услуг.

Определение частоты и периода

Колебания потока зарядов происходят циклически, по синусоидальному закону. Протяженность одного такого цикла, выраженная в секундах, – это период переменного тока (Т).

Частота тока определятся количеством колебательных циклов за 1 секунду. Другими словами, это скорость, с которой ток меняет направление. Буквенный символ, обозначающий частоту, – f.

Взаимосвязь частоты и периода, выраженная математически, определяется формулой:

Справедлива и обратная зависимость:

Период переменного тока

При расчетах частота переменного тока измеряется в герцах (Гц). Если током совершается 1 колебательный цикл в секунду, то f = 1 Гц.

Важно! Пятьдесят колебательных циклов за 1 секунду соответствуют 50 Гц. Это промышленная частота электрического тока в России

Иногда в расчетах применяется угловая частота:

единица измерения этого показателя – рад/с.

1 радиан = 360°/2π.

Некоторые общие частотные диапазоны:

50-60 Гц – частота тока в энергосистеме (60 Гц применяется, например, в США);
1-20 кГц (килогерц) – частотно-регулируемые приводы;
16 Гц -20 кГц – аудиочастоты (диапазон человеческого слуха);
3 кГц-3000 ГГц (гигагерц) – радиочастоты.

Какие есть фазы в токе

Многофазным может быть только переменный ток. Всего существует 3 разных фазы, и все они смещены на 120 градусов относительно друг друга. Каждая электростанция выдает по 4 провода: 3 фазовых и один для заземления, который является общим для всех трех. Электростанция вырабатывает три разные фазы переменного тока одновременно, и эти три фазы смещены строго под определённым углом.

Устройство фаз

Почему три фазы? Почему не одна, две или четыре? В 1-фазных и 2-фазных источниках питания имеет место явление, когда синусоида пересекает нулевую отметку 120 раз в секунду. При трехфазном питании в любой текущий момент одна из трех фаз приближается к пику. Таким образом, мощные 3-фазные двигатели (используемые в промышленности) и другие устройства, такие, как 3-фазное сварочное оборудование, имеют равномерную выходную мощность.

Важно! Четыре фазы существенно не улучшат ситуацию, но зато добавят четвертый провод, что повысит сложность многих работ и обслуживания, поэтому 3 фазы – это общепринятое и оптимальное значение

Трехфазный

Трехфазная электроэнергия является распространенным методом генерации, передачи и распределения электроэнергии переменного показателя. Это тип многофазной системы и наиболее распространенный метод, используемый электрическими сетями во всем мире для передачи энергии. Он также используется для питания больших двигателей и при возникновении тяжелых нагрузок.

Трехфазная цепь, как правило, более экономична, чем эквивалентная двухпроводная однофазная при том же напряжённости линии и заземлении, поскольку для передачи заданного количества электрической энергии используется меньше материала проводника.

Интересный факт: Многофазные энергосистемы были изобретены Галилео Феррари, Михаилом Доливо-Добровольским, Йонасом Венстремом, Джоном Хопкинсоном и Николой Теслой ещё в конце 1880-х годов, и основные принципы работы применяются вплоть до сегодняшнего дня.

Двухфазный

Двухфазная электрическая мощность была единственной доступной системой распределения электроэнергии переменного тока в начале 20-го века. В то время использовались две цепи, причем фазы напряжения отличались на четверть цикла, то есть, на 90°. Обычно в схемах применялись четыре провода, по два на каждую фазу. Реже применялись три провода с общим сердечником, но большего диаметра. Некоторые двухфазные генераторы прошлых лет имели две полные роторные сборки с физически смещенными обмотками для обеспечения двухфазной мощности.

На сегодняшний день двухфазный тое приобрёл широкое распространение в быту, так как каждый потребитель – житель квартиры или частного дома имеет определённое количество точек подключения бытовых приборов малой мощности.

Важно! При стандартной работе наиболее распространённых домашних приборов двухфазная электрическая цепь в полном объёме удовлетворяет потребности владельцев жилой недвижимости. Турбогенераторные установки на Ниагарском водопаде, построенные в 1895 году, были крупнейшими в мире на то время и представляли собой именно двухфазные машины

Однако, в конечном итоге, трёхфазные системы заменили безнадёжно устаревшие и малоэффективные оригинальные агрегаты для генерации и передачи энергии. В настоящее время в мире осталось мало промышленных двухфазных распределительных систем, например, в Филадельфии, штат Пенсильвания

Турбогенераторные установки на Ниагарском водопаде, построенные в 1895 году, были крупнейшими в мире на то время и представляли собой именно двухфазные машины. Однако, в конечном итоге, трёхфазные системы заменили безнадёжно устаревшие и малоэффективные оригинальные агрегаты для генерации и передачи энергии. В настоящее время в мире осталось мало промышленных двухфазных распределительных систем, например, в Филадельфии, штат Пенсильвания.

Мониторинг участия электростанций и отдельных энергоблоков в регулировании частоты[править | править код]

В связи с тем, что участие в ОПРЧ является обязательным для всех электростанций, а другие виды регулирования частоты являются оплачиваемой услугой, необходимо осуществлять мониторинг участия электростанций в регулировании.

Мониторинг ОПРЧправить | править код

В СО ЕЭС контролируется участие генерирующего оборудования в ОПРЧ. Для этого на объектах генерации создаются системы, позволяющие автоматически собирать данные для анализа участия в первичном регулировании, отправлять их в СО ЕЭС, а также производить автоматический анализ участия генерирующего оборудования в первичном регулировании непосредственно на объекте.

Анализ участия в ОПРЧ производится в соответствии с методикой СО ЕЭС. В СО ЕЭС ведутся работы по автоматизации анализа участия генерирующего оборудования в ОПРЧ, для чего были разработаны формализованные критерии участия генерирующего оборудования в ОПРЧ.

Мониторинг НПРЧправить | править код

Для мониторинга НПРЧ в СО ЕЭС существуют специальные системы, позволяющие контролировать корректность участия генерирующего оборудования в НПРЧ в автоматическом режиме. Для предоставления данных для этих систем на объектах генерации собираются измерения частоты и мощности, а также дополнительные параметры в соответствии с требованиями и отправляются в СО ЕЭС.

Контроль участия генерирующего оборудования в НПРЧ осуществляется в соответствии со следующими математически формализованными критериями:

1. Непредоставление информации

2. Несоответствие шага по времени передаваемых параметров требуемому

3. Непредоставление диапазона первичного регулирования

4. Несоответствие дискретности регистрации измерений требуемой

5. Неавтоматический режим САУМ

6. Недостаточная точность поддержания мощности

7. Несоответствие величины мертвой полосы/статизма первичного регулирования требуемой

8. Отсутствие адекватной/должной реакции при изменении частоты

9. Наличие колебательного процесса

Существуют системы для аналогичного анализа участия генерирующего оборудования в НПРЧ непосредственно на объекте.

Мониторинг АВРЧМправить | править код

Для мониторинга АВРЧМ в СО ЕЭС собираются посекундные данные с объектов генерации по выделенным цифровым каналам. В СО ЕЭС эти данные анализируются и делается вывод о корректном или некорректном участии в АВРЧМ.

Участие электростанций различного типа в покрытии суммарной нагрузки энергосистем

Суммарные графики нагрузки энергосистем неравномерны. Коэффициент заполнения графиков довольно низок – kзап= 0,5…0,7 – и имеет тенденцию к дальнейшему снижению ввиду появления в энергосистемах новых типов потребителей и изменения структуры энергопотребления.

Распределение нагрузки между отдельными электростанциями с целью покрытия суммарного графика нагрузки энергосистемы производят, исходя из особенностей технологического режима электростанций различного типа, с тем, чтобы получить в целом по системе положительный хозяйственный эффект. При этом в базовую часть графика нагрузки в непаводковый период помещают АЭС, ТЭЦ, частично КЭС, ГЭС без водохранилищ, а также частично ГЭС с водохранилищами. В полупиковую часть графика помещают КЭС, а в пиковую часть – ГЭС. Во время паводка мощность ГЭС в базовой части графика нагрузки увеличивается, с тем, чтобы после заполнения водохранилищ не сбрасывать бесполезно избыток воды через водосливные плотины. При этом большая доля мощности КЭС и частично мощности ТЭЦ вытесняется в полупиковую часть графика нагрузки.

Зная графики нагрузки электростанций, можно планировать ремонт оборудования. Агрегаты ГЭС, как правило, ремонтируют зимой, а ТЭС и АЭС – весной и летом. Изменения нагрузки и установленной мощности электростанции в системе в течение года взаимосвязаны.

В энергосистеме должны быть предусмотрены резервы: эксплуатационный (ремонтный, режимный, аварийный), составляющий примерно 10…12 % установленной мощности энергосистемы, и хозяйственный, составляющий около 3 %. Считается, что для нормального функционирования энергосистемы ее общий резерв должен составлять 13…15 % установленной мощности. На практике разность между установленной мощностью электростанций и их фактической нагрузкой в каждый данный момент не есть резервная мощность энергосистемы в обычном понимании.

С учетом устойчивости и надежности работы энергосистемы мощность наиболее крупного агрегата, как показывает опыт эксплуатации, нормально не должна превышать 1,5…3 % установленной мощности энергосистемы. Следовательно, крупные агрегаты мощностью 500, 800 и 1200 МВт могут устанавливаться только в относительно мощных энергосистемах.