Представленная на рис. 20.3 схема позволяет осуществлять статическое регулирование, при котором в изолированной сети любое изменение нагрузки потребителей электроэнергии приводит к отклонению частоты вращения ротора турбины в пределах, определяемых степенью неравномерности d. Но изменение частоты можно свести к нулю при смещении статической характеристики n=f(NЭ), воздействуя на МУТ (рис. 20.5).
Рис. 20.5. Поддержание постоянного значения частоты вращения ТА
Смещением статической характеристики САР посредством МУТ
1 – частота вращения n1 при нагрузке NЭ1; 2 - частота вращения n2 при нагрузке NЭ2;
3 - задание частоты вращения n1 при нагрузке NЭ2 после воздействия МУТ
Механизм, который осуществляет эту операцию автоматически, называют изодромным устройством (изодромом). В схемах изодромного (или астатического) регулирования после завершения переходного процесса при изменении нагрузки частота вращения восстанавливается к исходному значению. Схема изодромного регулирования показана на рис. 20.6, в которой правый конец рычага АВ связан со штоком сервомотора не непосредственно, а через катаракт 4. Катаракт представляет собой цилиндр с поршнем, полости которого соединяются через дроссельное устройство. Допустим, что при работе турбины в изолированной сети сократилась нагрузка потребителей электроэнергии. Это приведет к росту частоты вращения ее ротора с n1 до n2 (рис. 20.5). На начальном этапе переходного процесса система регулирования с изодромом (при большом сопротивлении его дроссельного устройства) действует как обычная САР с жесткой обратной связью и со степенью неравномерности d д, которую называют временной или динамической. На втором этапе переходного процесса изодром дополнительным прикрытием главного сервомотора постепенно снижает частоту вращения от n2 до n1 при постепенном смещении статической характеристики вниз (рис. 20.5). В точке 3 статическая характеристика пересекает линию n1 =const при NЭ2.
Рис. 20.6. Схема изодромного регулирования
1 - регулятор скорости; 2 - отсечной золотник; 3 - сервомотор; 4 – катаракт
Параллельная работа турбоагрегатов
В энергосистемах параллельно работают одновременно множество турбоагрегатов, мощности которых могут существенно отличаться. Отличаются друг от друга и их статические характеристики. Общей для них является частота переменного тока, поддерживаемая синхронизирующей силой всех электрогенераторов, включенных в электрическую сеть. На рис. 5.7, а в качестве примера показано распределение нагрузок при параллельной работе двух турбоагрегатов с разными по углу наклона прямолинейными статическими характеристиками САР их паровых турбин.
А) б)
Рис. 20.7. Распределение нагрузок при параллельной работе турбоагрегатов в сети (а) и
при воздействии МУТ системы автоматического регулирования одного из них (б)
Пусть частота вращения роторов этих турбин одинакова и равна n, а их нагрузки соответственно равны NЭI и NЭII. Если нагрузка потребителей электроэнергии в сети NЭ=NЭI+NЭII увеличится на DNЭ и превысит генерируемую активную мощность турбогенераторов, то разность мощностей будет компенсироваться за счет изменения кинетической энергии вращения роторов обеих турбин. При этом частота сети понизится на Dn, причем падение частоты продолжается до тех пор, пока изменение нагрузки DNЭ не распределится соответствующим образом между параллельно работающими турбоагрегатами: DNЭ=DNЭI+DNЭII. Приращение мощности одного из них определяется по формуле:
. (20.3)
Из формулы (20.3) следует, что изменения нагрузки энергосети в большей мере сказываются на мощности того турбоагрегата, который имеет более пологую статическую характеристику, т.е. с меньшим значением степени неравномерности d (рис. 20.7).
При параллельной работе «n» турбоагрегатов изменение нагрузки одного из них можно определить следующим образом:
(20.3, а)
Если при неизменной нагрузке сети воздействием на МУТ сместить статическую характеристику САР одной из турбин вверх (рис. 20.7, б), то это вызовет повышение частоты вращения роторов обеих турбин и перераспределение их мощности. При этом мощность одного турбоагрегата возрастет, а другого – снизится. Для того, чтобы при перераспределении нагрузки между параллельно работающими турбоагрегатами частота сети оставалась неизменной, необходимо воздействием на МУТ САР обоих турбоагрегатов сместить их характеристики в противоположных направлениях. Участие всех параллельно работающих турбоагрегатов в распределении между собой изменений нагрузки сети обеспечивает небольшое отклонение частоты и соответствующую надежность работы энергосистемы (первичное регулирование частоты сети). Существует вторичное регулирование, когда система автоматического регулирования одной из турбин обладает степенью неравномерности d=0 (астатическое регулирование) и все изменение нагрузки сети воспринимается данным турбоагрегатом. В основу регулирования частоты и активной мощности в РФ положено раздельное регулирование плановых и внеплановых изменений активной мощности. Распределение плановых изменений осуществляется на основе оптимизационных расчетов и заданий каждой электростанции графика нагрузки. Для перераспределения межсистемных нагрузок выделяются регулирующие электростанции. Некоторая неопределенность в распределении нагрузок между параллельно работающими турбоагрегатами может быть обусловлена нечувствительностью их систем регулирования, так как при данной частоте в энергосистеме мощность турбины может устанавливаться произвольно в диапазоне
. (20.4)
Например, для турбины мощностью 500 МВт при d =0,04 и eп =0,002 неопределенность составит D NЭ =25 МВт. Нечувствительность САР приводит также к тому, что часть турбоагрегатов не участвует в регулировании частоты. Но при очень большом числе параллельно работающих агрегатов в энергосистеме практически всегда найдутся турбины, реагирующие на изменение частоты, и поэтому результирующая характеристика энергосистемы может не иметь нечувствительности.