Автоматична частотна розвантаження
Призначення, принцип роботи та налаштування АЧР
У нормальному режимі роботи, в енергосистемі є деякий резерв активної потужності, так як генератори працюють не на граничній потужності і мають деякий запас, необхідний як для регулювання, так і для забезпечення стійкості їх роботи. Поки цей запас існує, системи регулювання частоти і потужності будуть підтримувати заданий рівень частоти. Коли резерв потужності буде вичерпано, будь-яке відключення частини генераторів або включення нових споживачів, призведе до дефіциту активної потужності в енергосистемі і як наслідок - зниження частоти.
Невелике зниження частоти (на кілька десятих герца) не представляє небезпеки для нормальної роботи енергосистеми, хоча тягне за собою погіршення економічних показників. Зниження частоти більш ніж на 1-2 Гц становить серйозну небезпеку і може привести до порушення функціонування енергосистеми. Так, при зниженні частоти зменшується частота обертання електродвигунів, і відповідно продуктивність механізмів власних потреб електростанцій. Так, наприклад, зниження частоти на 3-5 Гц призводить до зменшення на 20-40% подачі води в конденсатор циркуляційними насосами. При такому зниженні частоти живильні насоси майже повністю припиняють подачу води в котел. Зниження продуктивності механізмів власних потреб призводить до різкого зниження потужності електростанції, що тягне за собою подальше зниження частоти в енергосистемі. Відбувається лавиноподібний процес зниження частоти - «лавина частоти». Крім того, сучасні потужні парові турбіни не можуть тривалий час працювати при низькій частоті через небезпеку пошкодження їх робочих лопаток.
Процес зниження частоти в енергосистемі супроводжується також зниженням напруги, що викликано зменшенням частоти обертання збудників, встановлених на одному валу з основними генераторами. Якщо регулятори збудження генераторів і синхронних компенсаторів не зможуть утримати напругу, то також може виникнути лавиноподібний процес зниження напруги - «лавина напруги», так як зниження напруги супроводжується збільшенням споживання реактивної потужності, що ще більше ускладнює ситуацію в енергосистемі.
Аварійне зниження частоти в енергосистемі, викликане раптовим виникненням значного дефіциту активної потужності, протікає дуже швидко, протягом декількох секунд. Тому чергові персонал не встигає прийняти будь-яких заходів, внаслідок чого ліквідація аварійного режиму повинна покладатися на пристрої автоматики. Для запобігання розвитку аварії повинні бути негайно мобілізовані всі резерви активної потужності, наявні на електростанціях. Всі обертові агрегати завантажуються до межі з урахуванням допустимих короткочасних перевантажень.
При відсутності обертового резерву єдино можливим способом відновлення частоти в мережі є відключення частини найменш відповідальних споживачів. Це і здійснюється за допомогою спеціальних пристроїв - автоматів частотного розвантаження (АЧР), що спрацьовують при небезпечному зниженні частоти в мережі.
Глибина зниження частоти залежить не тільки від величини дефіциту активної потужності в момент початку розвитку аварії, а й від характеру навантаження. Споживання потужності у чисто активного навантаження, наприклад електроосвітлювальних приладів, не залежить від частоти і при її зниженні залишається постійною.
Споживання потужності активно-реактивного навантаження, наприклад електродвигунів змінного струму, при зменшенні частоти знижується. Чим більше в енергосистемі частка навантаження першої групи, тим більше знизиться частота при виникненні однакового дефіциту активної потужності. Навантаження споживачів другої групи буде в деякій мірі згладжувати ефект зниження частоти, оскільки одночасно зменшуватиметься споживання потужності електродвигунами.
Зменшення потужності, споживаної навантаженням при зниженні частоти називають регулюючим ефектом навантаження, і визначають коефіцієнтом регулює ефекту КН за висловом (5.1).
Він показує, на скільки відсотків зменшується споживання активної потужності на кожен відсоток зниження частоти. Значення коефіцієнта регулює ефекту навантаження має визначатися спеціальними випробуваннями і приймається в розрахунках рівним 1 # 184; 3.
З огляду на вираз (5.2), що визначає відхилення частоти у відсотках, можна отримати вираз (5.3):
Що дозволяє визначити, на скільки герц знизиться частота при певному значенні дефіциту активної потужності DР, вираженому в процентному відношенні до повної навантаженні енергосистеми. Знаючи величину зниження частоти, можна визначити стале значення частоти в аварійному режимі:
Пристрої АЧР встановлюються в тих частинах енергосистеми, де можливе виникнення значного дефіциту активної потужності, а потужність споживачів, що відключаються при спрацьовуванні АЧР, достатня для запобігання зниженню частоти. Відповідно до ПТЕ пристрої АВР повинні виключати можливість навіть короткочасного зниження частоти нижче 45 Гц, час роботи з частотою нижче 47 Гц не повинна перевищувати 20 с, а з частотою нижче 48,5 Гц - 60 с.
При виконанні АВР необхідно враховувати всі реально можливі випадки аварійних відключень генеруючої потужності і поділу енергосистеми на частини, в яких може виникнути дефіцит активної потужності, а також ту обставину, що навантаження, а отже, і можливий дефіцит активної потужності змінюються в залежності від сезону, часу доби, днів тижня. Для того щоб сумарна потужність навантаження споживачів, що відключаються дією АЧР, хоча б приблизно відповідала дефіциту активної потужності, яке з'явилося при даній аварії, АЧР, як прищепило, виконується багатоступеневим, в кілька черг, що відрізняються уставками за частотою спрацьовування.
На рис.5.1 наведені криві, що характеризують процес зміни частоти в енергосистемі при раптовому виникненні дефіциту активної потужності. Якщо в енергосистемі відсутній АЧР, то зниження частоти, викликане дефіцитом активної потужності, триватиме до такого сталого значення, при якому за рахунок регулюючого ефекту навантаження і дії регуляторів частоти обертання турбін знову відновиться баланс генерується і споживаної потужності при новому, зниженому значенні частоти (крива I). Для відновлення в енергосистемі нормальної частоти в цьому випадку необхідно вручну відключити частину навантаження споживачів, сумарна потужність яких при частоті 50 Гц дорівнює дефіциту потужності, який викликав аварійне зниження частоти.
Інакше буде протікати процес зміни частоти при наявності АЧР (крива II). Нехай, наприклад, АЧР складається з трьох черг з уставками спрацьовування 48, 47,5 і 47 Гц. Коли частота знизиться до 48 Гц (точка 1), спрацює АЧР першої черги і відключить частину споживачів: дефіцит активної потужності зменшиться, завдяки чому зменшиться і швидкість зниження частоти. При частоті 47,5 Гц (точка 2) спрацює АЧР другої черги, ще більше зменшить дефіцит активної потужності і відповідно швидкість зниження частоти. При частоті 47 Гц (точка 3) спрацює АЧР третьої черги і відключить споживачів, потужність яких достатня не тільки для припинення зниження частоти, але і для її відновлення.
Потужність споживачів, що підключаються до пристроїв АЧР I, РАЧРI визначається за виразом (5.5):
де: DРГ - дефіцит генеруючої потужності;
DРРЕЗ - наявний резерв потужності; 0,05 - запас.
Як наявного резерву враховується резерв теплових електростанцій, підрахований з урахуванням продуктивності парових котлів.
Розподіл відключається потужності між чергами АЧР здійснюється рівномірно.
Кількість черг АЧРI обмежується лише по-похибкою установки частоти спрацьовування мінімальних реле частоти. Для максимального наближення потужності відключається навантаження до виник дефіциту активної потужності необ-обхідно якомога більше число черг АЧРI. Сучасні реле частоти дозволяють фіксувати зміна частоти вхідної напруги на 0,1 Гц. На практиці, кількість черг АЧРI не перевищує 20.
Уставки спрацьовування всіх АЧР II приймаються однаковими, рівними верхньої уставки АЧР I або дещо більшими (до 0,5 Гц), але не вище 49,2 Гц. Витяги часу АЧР II відрізняються один від одного на 3 с і приймаються рівними від 5 до 90 с. Великі витримки часу АЧР II приймаються для того, щоб за цей час були мобілізовані резерви активної потужності, наявні в енегосістеме: завантажені всі працюючі агрегати, пущені і завантажені резервні гідроагрегати. При цьому найбільші витримки часу (70-90 с) слід приймати в умовах можливої мобілізації потужності ГЕС. Обсяг навантаження, що підключається до АЧР II, залежить від способу здійснення цього виду автоматики, який може бути роздільним і поєднаним з АЧР I. У першому випадку до АЧР II підключаються інші споживачі, а не ті, які підключені до АЧР I. При суміщеному виконанні на відключення одних і тих же споживачів діють як АЧР I, так і АЧР II.
При роздільному виконанні АЧР I і АЧР II сумарна потужність споживачів, підключених до АЧР II, повинна відповідати умовам (5.6):
В результаті сумарна потужність споживачів, підключених до пристроїв АЧР, при роздільному дії АЧРI і АЧРII визначається вир. (5.7), а при суміщеному дії вир. (5.8).
При визначених вище параметрах настройки реле АЧР і обсягах розвантаження запобігає зниження частоти нижче 46 Гц і забезпечується відновлення нормальної частоти в енергосистемі за час не більше 1 - 1,5 хв. При заданих уставках, що відрізняються на 0,1 Гц, допускається неселективним робота суміжних черг АЧР.
Дія пристроїв АЧР має поєднуватися з іншими видами автоматики. Так, наприклад, для того щоб дія АЧР було ефективним, навантаження споживачів, відключених при аварійному зниженні частоти, не повинна підхоплюватися пристроями АПВ та АВР. Тому АПВ лінії, відключеною дією АЧР, повинна блокуватися. Лінії і трансформатори, що забезпечують резервне живлення в схемах АВР, повинні відключатися тими ж чергами АЧР, що і основні живлять лінії і трансформатори.