Основные принципы первичного регулирования частоты.
На рис. 2, детализирующем первую стадию регулирования (рис. 1), представлен процесс первичного регулирования частоты.
Процесс условно может быть разделен на четыре этапа его развития.
Вначале (1а - первый этап) скорость снижения частоты определяется величиной относительного дефицита и постоянной механической инерции энергообъединения и не зависит от регулирующего эффекта потребителей и электростанций. Дефицит мощности компенсируется расходованием запаса кинетической энергии вращающихся масс в процессе их торможения.
Скорость снижения частоты на этой стадии [4 ]:
Если принять ΔΡ/ΡΓ.ΗΟΜ (относительный дефицит) равным 1% (0,01), что в условиях ЕЭС России соответствует аварийному отключению энергоблока АЭС мощностью 1000 МВт, а постоянную механической инерции крупного энергообъединения с мощными энергоблоками ГРЭС и АЭС равной 12 с, то скорость снижения частоты составит 0,04 Гц/с.
Далее (1б - второй этап), по мере нарастания отклонения частоты, начинает сказываться регулирующий эффект (саморазгрузка) потребителей; скорость снижения частоты падает; процесс продолжается по экспоненциальному закону. Если бы не вмешательство в первичное регулирование электростанций, то постоянная времени этого процесса (постоянная времени нерегулируемой энергосистемы) составила бы
Если коэффициент загрузки электростанций принять равным 0,9, а регулирующий эффект нагрузки Кп равным 2, то постоянная времени энергосистемы составит около 7 с, а частота установится через 30 с.
Установившееся отклонение частоты, к которому стремится процесс до проявления влияния электростанций, определяется выражением 
f,Гц
Рис. 2. Первичное регулирование частоты:
1а - электромеханический процесс; 1б - первичное регулирование потребителями; 1в - первичное регулирование совместно потребителями и электростанциями; 1г - установившийся режим первичного регулирования
При принятых ранее значениях отклонение частоты в конце процесса установилось бы 0,28 Гц (пунктирная кривая на рис. 2).
С определенной задержкой, обусловленной наличием зоны нечувствительности, люфтов в системе регулирования, инерционности сервопривода и паровых объемов, начинает сказываться (1в - третий этап) действие регуляторов скорости вращения турбоагрегатов. Электростанции подключаются к участию в первичном регулировании. В рассматриваемых условиях этого можно ожидать (с учетом малой величины отклонения частоты) на 5-й, 6-й секундах. Снижение частоты замедляется, приостанавливается (максимальное, динамическое отклонение частоты ∆fмакс) и частота начинает повышаться.
Третий этап 1в закончится, когда участвующие в первичном регулировании электростанции возьмут на себя всю положенную часть дополнительной нагрузки, выдадут требуемую первичную мощность. Доли участия потребителей и электростанций в этих условиях пропорциональны их регулирующим эффектам.
Установившееся отклонение частоты по окончании третьего этапа определяется выражением
Если принять регулирующий эффект энергообъединения (совместно потребителей и электростанций) Кс равным минус 5 (статизм Sc = 20%), что примерно соответствует его значению в ЕЭС России, установившееся отклонение частоты составит 0,11 Гц. Процесс первичного регулирования должен завершиться через 30 с. Следовательно, отклонение частоты через 30 - 40 с составит 0,11 Гц (вместо 0,28 Гц без участия электростанций).
Наступающий затем четвертый (Iг) этап первичного регулирования - установившийся режим характеризуется ожиданием начала восстановления частоты либо вследствие самоустранения первопричины (нерегулярные колебания баланса, например), либо вследствие вторичного регулирования. В любом случае вплоть до нормализации частоты первичное регулирование должно удерживать устойчивую выдачу первичной мощности, соответствующую текущему отклонению частоты. Поскольку потребители этому условию в общем случае удовлетворяют, особое внимание должно быть обращено на выдачу мощности электростанциями (с учетом заданного им статизма).
Если из-за отсутствия поддержки со стороны системы регулирования котла, реактора электростанции в этот период будут уменьшать выдаваемую первичную мощность, частота начнет снижаться. При полном возврате всех электростанций к исходной нагрузке из-за неуправляемости котлов, реакторов частота на четвертом этапе понизится до уровня, определяемого потребителями. В нашем случае отклонение частоты с 0,11 возрастет до 0,28 Гц.
Электростанции должны продолжать нести первичную мощность и после начала вторичного регулирования, вплоть до завершения восстановления частоты (II стадия на рис.1), т.е. в продолжение 15-20 мин, а в аварийных условиях и более.
Характер изменения частоты на третьем (1в) этапе сильно зависит от быстродействия первичного регулирования на электростанциях. При увеличении зоны нечувствительности и задержек в системе регулирования возрастает максимальное динамическое отклонение частоты Δfмакс, которое в нашем случае составляет 0,18 Гц. При отсутствии нечувствительности и максимальном быстродействии провал в частоте можно было бы существенно снизить, а то и вовсе исключить. При увеличении зоны нечувствительности и задержек провал может достигнуть ∆fуст.нp, в нашем случае 0,28 Гц, если электростанции задержатся на 25 с и более.
Таким образом, максимальное динамическое отклонение частоты в зависимости от быстродействия и чувствительности первичного регулирования в нашем примере может изменяться от 0,11 до 0,28 Гц, т.е. в 2,5 раза.
Поскольку продолжительность провала частоты при первичном регулировании может составить 4 - 6 с и более, он небезопасен, с точки зрения функционирования АЧР и другой автоматики, в том числе на АЭС, при разделении ЕЭС.
Для обеспечения эффективности первичного регулирования необходимо выполнение ряда условий:
система регулирования скорости вращения турбоагрегатов, участвующих в первичном регулировании, должна иметь стабильно низкую зону нечувствительности и нормированный стабильно удерживаемый статизм; вся система регулирования турбоагрегата, включая и главные клапаны турбины, должна иметь минимальные люфты, максимальное быстродействие и стабильность;
котлоагрегат, реактор должны иметь эффективно действующую систему регулирования, обеспечивающую автоматическое поддержание производительности котла, реактора в соответствии с изменяющимися потребностями турбоагрегата, участвующего в первичном регулировании; совокупность котла (реактора) и турбоагрегата должна выдавать первичную мощность в соответствии с отклонением частоты и заданным статизмом на всех этапах первичного (и вторичного до его завершения) регулирования во всем диапазоне первичного регулирования;
на привлеченных к первичному регулированию энергоблоках должен постоянно поддерживаться достаточный резерв первичного регулирования как на разгрузку, так и на загрузку. Этот резерв в сумме по энергообъединению должен быть достаточен для компенсации всех возможных небалансов мощности как нормально, так и аварийно возникающих;
общий первичный резерв должен быть распределен между участвующими в первичном регулировании энергоблоками равномерно, с тем, чтобы обеспечивалась его полная реализация при заданном отклонении частоты;
к регулированию должны быть привлечены все или подавляющее большинство электростанций. Число участвующих в регулировании энергоблоков должно быть достаточным для того, чтобы при нерегулярных колебаниях частоты колебания мощности каждого из энергоблоков не выходили за пределы, допустимые по износу оборудования турбины в условиях непрерывного регулирования (порядка + 5% номинальной мощности);
средняя частота в энергообъединении должна удерживаться средствами вторичного регулирования круглосуточно в пределах зоны нечувствительности регуляторов энергоблоков;
первичный резерв должен быть по возможности равномерно распределен по энергообъединению, с тем, чтобы избежать излишней концентрации потоков мощности первичного регулирования на отдельных направлениях, связанных с энергозонами, где сконцентрированы средства первичного регулирования. Равномерное распределение важно и для решения местных проблем, связанных с локальными нарушениями баланса и авариями.
Необходимо отметить, что попытки сокращения доли участвующих в первичном регулировании электростанций (энергоблоков и т.п.) даже при выполнении потребного суммарного объема первичного резерва неизбежно ведут к снижению его быстродействия, следовательно, к увеличению динамических провалов (или выбросов) частоты и к ухудшению стабильности частоты вообще. Более того, резко растут износ оборудования и вероятность возникновения нарушений технологического процесса на электростанциях первичного регулирования, вынужденных изменять свою мощность в более широких пределах.
Неучастие каждой электростанции (в том числе и атомной) в первичном регулировании утяжеляет участь всех оставшихся, в то время как равномерное участие всех практически малоощутимо для каждой из них (± 2% номинальной мощности).
Для успешного первичного регулирования необходимо исключить противодействие ему со стороны персонала и устройств автоматического регулирования. На электростанциях должно быть исключено использование режимов эксплуатации оборудования и технологической автоматики, препятствующих первичному регулированию. На электростанциях, в энергосистемах, ОЭС должно быть обеспечено поддержание заданной мощности, перетоков с коррекцией по текущему отклонению частоты, т.е. с учетом заданного (нормированного) участия в первичном регулировании (вторичное регулирование с частотной коррекцией). Необходимо планировать и поддерживать достаточные первичные резервы.
Способствуя гашению текущих колебаний частоты (стабилизации частоты), первичное регулирование обеспечивает качество электроэнергии, а удерживая отклонения частоты при внезапных, в том числе аварийных нарушениях баланса мощности, оно является мощным средством повышения надежности как энергоснабжения (ограничение объемов потребителей, отключаемых АЧР, снижение вероятности возникновения лавины частоты), так и параллельной работы электростанций, энергосистем, энергообъединений, повышение технологической устойчивости крупных блочных тепловых и атомных электростанций, критичных к снижению частоты.
Особенно велика роль первичного регулирования в дефицитных или избыточных районах (энергоузлах, энергосистемах, ОЭС), могущих вследствие аварийной потери линии электропередачи, генерирующей мощности либо крупных потребителей отделиться от ЕЭС. В этих условиях быстрая мобилизация имеющихся в них первичных резервов на загрузку либо разгрузку электростанций может помочь избежать лавины частоты, ограничить отключение потребителей от АЧР либо не допустить опасного повышения частоты.
Известны аварии, когда чрезмерное повышение частоты приводило к посадке на нуль целого энергообъединения (Казахстан, 1975 г.).
Для повышения надежности подобных районов в них следует особо тщательно обеспечивать эффективность и быстродействие первичного регулирования, предусматривать размещение повышенных объемов первичного резерва на загрузку электростанций в дефицитных и на разгрузку в избыточных районах. Дополнительный первичный резерв в этих случаях может быть размещен на тех же электростанциях, где размещается упомянутый ранее общесистемный первичный резерв, путем увеличения резерва с 5 до 10 - 15% на энергоблок, турбоагрегат. Это не противоречит требованиям по маневренности энергоблока, поскольку дополнительный резерв будет использован лишь в аварийных случаях отделения региона (в нормальных условиях столь значительные колебания частоты в ЕЭС нереальны).
В Правилах технической эксплуатации предусмотрен постоянный контроль за первичным регулированием со стороны ЦДУ ЕЭС и ОДУ путем согласования зон нечувствительности и статизма настройки автоматических регуляторов скорости вращения турбоагрегатов как АО электростанций, так и электростанций АО- энерго. При этом предполагается планирование и задание АО электростанциям и через АО-энерго - их электростанциям резервов первичной мощности (первичных резервов), которые должны постоянно поддерживаться на электростанциях. Предполагается также, что в ОДУ и в АО-энерго будет налажен контроль используемых режимов работы котлоагрегатов и их технологической автоматики на предмет исключения противодействия первичному регулированию.
Участие в первичном регулировании в соответствии с ПТЭ и заданиями ОДУ, ЦДУ ЮС должно стать нормой параллельной работы любых электростанций в ЮС России. Исключения из этого правила должны оформляться как вынужденные, как правило, временные отклонения от ПТЭ. На выделенных для нормированного первичного регулирования электростанциях должен планироваться и поддерживаться первичный резерв.
