1) По времени суток.

Используется, если параметры суточного графика остаются стабильными изо дня в день. На рисунке 4.12.а) приведен пример графика напряжения на шинах ЦП при отсутствии регулирования напряжения. При этом отмечается значительное снижение напряжения в дневное время.

Рис. 4.12. Суточные графики: а) без регулирования, б) с одноступенчатым регулированием напряжения

На рисунке 4.12.б) приведен пример графика, полученного при одноступенчатом регулировании напряжения. Переключение отпаек производится дважды в сутки – утром и вечером, благодаря чему дневное напряжение повышается.

Для автоматизации регулирования можно использовать либо электрочасы с контактами, либо программное реле времени.

2) По напряжению (закон стабилизации напряжения).

При таком законе регулирования автоматический регулятор обеспечивает с определенной степенью точности поддержание напряжения на шинах 6-10 кВ ЦП на уровне, определяемом напряжением уставкиUзад (задающим напряжением).

Примерный график отклонений напряжения по цепи электропередачи для случая стабилизации напряжения в ЦП приведен на рис.4.13, где

Режим минимальных нагрузок (min режим);

Режим максимальных нагрузок (max режим);

БАУРПН - блок автоматического управления регулятором напряжения под нагрузкой;

ε - ширина зоны нечувствительности (Зона);

δ - допустимая ошибка регулирования, δ = ε / 2;

Е – ступень регулирования;

Δt- выдержка времени отстройки от кратковременных изменений напряжения.

ЭС – энергосистема;

Zлэп – сопротивление ЛЭП 110 кВ,

Zл – сопротивление ЛЭП 6-10 кВ;

D - добавка напряжения, зависящая от положения переключателя отпаек;

ТН - измерительный трансформатор напряжения;

ТТ – измерительный трансформатор тока;

АД – высоковольтный асинхронный двигатель;

ТП – трансформаторная подстанция.

Контролируемое напряжение Uчерез ТН поступает на вход БАУРПН, где вычисляется ошибка: ОШ = U - Uзад. В зависимости от соотношения величин фактической (ош) и допустимой (δ) ошибок с выхода блока поступают команды на переключатель отпаек:

OIII > δ → команда «Понизить напряжение».

- |OIII| < |δ| → нет команды.

OIII < -δ → команда «Повысить напряжение».

Рис.4.13. Автоматическое регулирование напряжения в ЦП по закону стабилизации

Величина ступени регулирования Е зависит от конструкции трансформатора (указывается в паспорте на трансформатор), обычно лежит в пределах E = (1,2 - 1,8) %.

Зоной нечувствительности (мёртвой зоной) ε называют некоторый диапазон изменения контролируемого напряжения, в котором не происходит срабатывание регулирующей аппаратуры. Величина зоны нечувствительности ε определяет точность регулирования, которая обозначается ±δ где δ% - величина, равная половине зоны нечувствительности. Зона нечувствительности регулятора должна быть больше ступени регулирования Е на величину, порядка 0,2-0,5%, т.к. иначе регулятор будет работать неустойчиво, т.е. будет иметь место колебательный режим работы регулятора и переключающего устройства.

Из графика рис.4.13 видно, что несмотря на стабильный уровень напряжения в ЦП, напряжение на зажимах ЭП изменяется в зависимости от изменения тока нагрузки. Диапазон этих отклонений тем выше, чем больше сопротивление линий электропередачи Zл и чем больше разница между токами нагрузки в максимальном и минимальном режимах.

Рис.4.14 Процесс регулирования с помощью переключения отпаек трансформатора

Выдержка времени в регуляторах служит для предотвращения их работы при кратковременных отклонениях напряжения от заданного значения. При увеличении выдержки времени уменьшается общее количествопереключений, однако одновременно снижается и качество регулирования. При уменьшении выдержки временикачество регулирования повышается, однако при этом увеличивается частота переключений и их общее число. Это ухудшает условия работы переключающих устройств. Практически выдержка времени выбирается в пределах 1-3 мин.

Для оценки влияния указанных величин на точность регулирования рассмотрим процесс регулирования, изображённый на рис.4.14.

В начальный момент времени 0 регулируемое напряжение находилось внутри зоны нечувствительности регулятора (ε). Далее в момент времени 1, понижающееся напряжение вызвало срабатывание чувствительного органа регулятора и начался отсчёт времени. По истечении выдержки времени t1 в момент 2 подаётся команда на переключение отпайки и через время t2 (время работы переключающего механизма) напряжение скачком возрастает на величину, определяемую ступенью регулирования (E) и вновь оказывается внутри зоны ε. В промежуток времени 4, 5, 6 происходит аналогичный процесс переключения с той лишь разницей, что переключатель возвращается в прежнее положение. В промежуток времени 7, 8 произошло кратковременное понижение напряжения, на которое регулятор не среагировал, т.к. его выдержка времени t1 оказалась больше, чем длительность этого понижения напряжения t3.

Встречное регулирование напряжения

При встречном регулировании стабильный уровень напряжения обеспечивается не на шинах ЦП, а в некоторой удаленной от ЦП точке электрической сети. Она называется “контрольной” или “фиктивной” точкой.

При этом автоматический регулятор обеспечивает с определенной степенью точности уровень напряжения на шинах ЦП, равный сумме напряжения уставки Uзад и потери напряжения от ЦП до фиктивной точки ΔU:

Uцп =Uзад +ΔU =Uзад +IZл.

Иначе говоря, напряжение в ЦП зависит от тока нагрузки, оно растет с увеличением тока нагрузки.

Рис.4.15. Зависимость напряжения в ЦП от тока нагрузки при встречном регулировании (I",Uцп",I"",Uцп"" – ток нагрузки и напряжение в ЦП вmin иmaxрежимах)

Для реализации такого закона в регуляторе должен быть смоделирован участок электрической сети от ЦП до фиктивной точки. Это моделирование осуществляется с помощью специального сопротивления токовой компенсации, через которое пропускается ток нагрузки. Величина этого сопротивления служит вторым (после Uзад) параметром встречного закона и приближенно определяется по формуле

Для реализации встречного закона измеряются и подаются на вход регулятора напряжение U (с трансформатора ТН) и ток нагрузки I (с трансформатора ТТ). В результате напряжение на шинах ЦП в максимальном режиме (днем) будет выше, чем в минимальном (ночью) (см. рис. 4.15 и 4.16).

Рис.4.16. Автоматическое регулирование напряжения в ЦП по встречному закону

Примерный график отклонений напряжения в эл. сети при встречном регулировании напряжения в ЦП приведён на рис.4.16. Фиктивная точка в данном примере выбрана на шинах РП 6-10 кВ.

Узловые и линейные регуляторы частоты в электроэнергетической системе. Что такое встречное регулирование напряжения.

ЭЭС включает в себя большое количество электростанций, работающих параллельно на общую электрическую сеть. При изменении потребляемой активной мощности частота в энергосистеме меняется. Если дежурный персонал каждой электростанции начнет регулировать частоту, то частота в ЭЭС не сможет быть восстановлена на уровне номинального значения из-за несогласованных действий персонала различных станций. Поэтому задача регулирования частоты в ЭЭС возлагается не на все, а на одну или несколько электростанций с суммарной мощностью, достаточной для покрытия всех возможных изменений потребляемой

мощности в ЭЭС. Такие станции называются балансирующими по частоте.

Рассмотрим сначала случай, когда в ЭЭС для регулирования частоты выделена одна балансирующая станция. Остальные электростанции ЭЭС работают с заданной постоянной мощностью.

Статические характеристики балансирующей станции и остальных станций ЭЭС приведены на рис. 6.2,а соответственно справа и слева от вертикальной оси. При суммарной потребляемой мощности ΣР п значения мощностей балансирующей станции и остальных станций характеризуются величинами Р б и Р с соответственно. В ЭЭС имеет место баланс активной мощности

Р б +Р с = ΣР п , (6.4)

а частота в ЭЭС имеет номинальное значение f ном.

При увеличении суммарной потребляемой мощности до значения ΣР п " в результате первичного регулирования частота в ЭЭС уменьшится до значения f , а мощности балансирующей станции и остальных станций ЭЭС увеличатся до значений Р б " и Р с " соответственно. В ЭЭС вновь будет баланс мощности

Р б "+Р с "= ΣР п ", (6.5)

но при частоте f , отличающейся от номинальной f ном.

На балансирующей станции вступает в действие вторичное регулирование частоты, увеличивается впуск энергоносителя в турбину и характеристика станции перемещается параллельно самой себе до положения, при котором весь прирост суммарной потребляемой мощности

ΔР п = ΣР п –ΣР п " (6.6)

ляжет на генераторы балансирующей станции. Мощность этой станции увеличится до значения Р б ”. Мощность остальных станций в ЭЭС восстановится до исходного значения Р с, а частота в ЭЭС – до номинального значения f ном.

В мощных ЭЭС, как правило, недостаточно одной станции для покрытия возможных колебаний потребляемой активной мощности. В этом случае для регулирования частоты выделяются две или более балансирующих станций. Рассмотрим случай, когда в ЭЭС для регулирования частоты выделены две балансирующие станции.

Статические характеристики двух балансирующих станций 1 и 2 показаны на рис. 6.2,б . При суммарной потребляемой в ЭЭС мощности ΣР п частота равна номинальной f ном, станция 1 имеет нагрузку Р б1 , а станция 2 – нагрузку Р б2 . Нагрузка остальных станций составляет Р с.

Суммарная потребляемая активная мощность в ЭЭС увеличивается до значения ΣР п ". В результате первичного регулирования частота в ЭЭС уменьшится до значения f , а мощности балансирующих станций увеличатся до значений Р " б1 и Р " б2 соответственно. Нагрузка остальных станций ЭЭС увеличится до значения Р " с.

В результате вторичного регулирования частоты характеристики балансирующих станций будут смещаться параллельно самим себе до достижения частотой номинального значения f ном. При этом мощность электростанций, кроме балансирующих, уменьшится до исходной мощности Р с, а балансирующие станции примут на себя все увеличение потребляемой в ЭЭС мощности

ΣР п –ΣР " п = ΔР б1 + ΔР б2 . (6.7)

Из рис. 6.2,б видно, что приращения мощностей балансирующих станций обратно пропорциональны коэффициентам статизма их регуляторов

ΔР б1 / ΔР б2 =k ст2 /k ст1 =tgα 2 /tgα 1 . (6.8)

Чем меньше статизм регуляторов турбин балансирующей станции, тем большую мощность возьмет на себя эта станция при увеличении суммарной потребляемой мощности. И наоборот, чем больше статизм регуляторов турбин балансирующей станции, тем меньшую мощность возьмет на себя станция при увеличении суммарной потребляемой мощности.

Регулирование напряжения осуществляется на шинах генераторов электростанций, шинах высшего и среднего напряжения крупных узловых подстанций в системообразующих сетях, шинах центров питания распределительных районных и местных электрических сетей.

Регулирование напряжения осуществляется с помощью специальных технических средств, называемых регулирующими устройствами. Все эти регулирующие устройства условно можно разделить на два типа: узловые и линейные. Узловые устройства изменяют режимные параметры сети – напряжение и реактивную мощность в точке подключения к сети. Это генераторы электростанций, синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов, нерегулируемые и регулируемые реакторы и статические регулируемые источники реактивной мощности.

Линейные устройства изменяют схемные параметры сети – реактивное сопротивление, коэффициенты трансформации. Это конденсаторные установки продольной компенсации, трансформаторы, автотрансформаторы с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой РПН, специальные регулировочные трансформаторы.

Регулирование, при котором напряжение на шинах центров питания в период наибольших нагрузок повышается, а в период наименьших нагрузок уменьшается, называется встречным регулированием напряжения.

Рассмотрим подробнее принцип встречного регулирования напряжения в ЦП сетевого района. На рис. 7.7 показана упрощенная схема сетевого района. От шин ЦП через распределительный трансформатор с сопротивлением ZРТ получают питание ближние потребители электроэнергии БП. От шин ЦП отходит линия сопротивлением Zл, в конце которой через распределительный трансформатор с сопротивлением ZРТ подключены дальние потребители электроэнергии ДП.

Напряжение у ближнего потребителя БП составляет

Uб=Uцп–ΔUрт, (7.9)

где Uцп – напряжение в ЦП;

ΔUрт – потеря напряжения в распределительном трансформаторе.

Напряжение у дальнего потребителя ДП составляет

Uд=Uцп–ΔUл–ΔUрт, (7.10)

где ΔUл – потеря напряжения в сопротивлении линии Zл.

Согласно ГОСТ 13109-97 нормально допустимые значения отклонений напряжения у потребителей находятся в диапазоне +5% Uном. При поддержании в ЦП напряжения, равного номинальному напряжению сети Uцп=Uном, изменения напряжения от ЦП до ближнего и дальнего потребителей, вычисленные по (7.10) и (7.11), характеризуются эпюрами 1 для режима максимальной нагрузки и эпюрами 2 для режима минимальной нагрузки. Из этих эпюр видно, что напряжение у ближнего потребителя в режимах минимальной и максимальной нагрузки находится в допустимых пределах. В режиме минимальной нагрузки напряжение у дальнего потребителя находится в допустимых пределах. В режиме максимальной нагрузки напряжение у дальнего потребителя ниже допустимого значения.

Рис. 7.7. Схема сети и эпюры напряжений, поясняющие принцип встречного регулирования напряжения

Для поддержания допустимого уровня напряжения у дальних потребителей в режиме максимальной нагрузки необходимо повысить напряжение в ЦП. При увеличении напряжения в ЦП до значения Uцп=1,05Uном изменения напряжений в сети до ближнего и дальнего потребителей характеризуются эпюрами 3. В этом случае напряжения у дальнего и ближнего потребителей находятся в допустимых пределах.

Таким образом, напряжение на шинах ЦП в режиме максимальной нагрузки необходимо поддерживать не ниже 1,05Uном, а в режиме минимальной нагрузки – на уровне Uном.

В ряде случаев централизованное встречное регулирование не может обеспечить требуемый уровень напряжения. Это обусловлено различными параметрами линий, отходящих от ЦП, и неоднородностью графиков нагрузки различных потребителей. В таких случаях необходимо использовать местное регулирование напряжения у потребителей, для которых не обеспечивается требуемый уровень напряжения.

Сказанное о встречном регулировании напряжения на районной подстанции полностью относится к регулированию напряжения на электростанциях. Последнее легко понять, заменив на рис. 12 - 2 подстанцию ПС электростанцией.  

Как правило, встречное регулирование напряжения в режимах наибольших и наименьших нагрузок может быть осуществлено при разных ответвлениях трансформаторов.  

Для подробного рассмотрения встречного регулирования напряжения используем схему замещения, показанную на рис. 5.2, а, где трансформатор аналогично рис. 3.5 представлен как два элемента - сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор.  

В чем сущность встречного регулирования напряжения и в каких случаях целесообразно его применять.  

С их помощью невозможно осуществить встречное регулирование напряжения, так как их коэффициенты трансформации при изменении режима в течение суток неизменны. Регулирование трансформаторами с ПБВ используется только как сезонное. Более частые переключения оказываются дорогим мероприятием, поскольку требуют отключения - включения оборудования, усложняют эксплуатацию и связаны с резким увеличением количества обслуживающего персонала.  

При необходимости автоматические регуляторы должны обеспечивать встречное регулирование напряжения.  

Из каких соображений выбирается наклон характеристики встречного регулирования напряжения.  

На шинах источников питания осуществляется так называемое встречное регулирование напряжения, под которым понимается такое регулирование, когда на шинах понизительных подстанций в часы максимальной нагрузки напряжение повышается, а в часы минимальной нагрузки, наоборот, снижается. Согласно ПУЭ, встречное регулирование напряжения обеспечивается в пределах от 1 0 до 1 05 номинального напряжения сети. Увеличение напряжения в часы максимальной нагрузки необходимо для компенсации возрастающих в такой период потерь напряжения во всех элементах сети.  

В электрических системах согласно действующим ПУЭ должно осуществляться встречное регулирование напряжения на шинах питающих подстанций 35 кВ и выше в пределах 0 - 5 % номинального напряжения. Однако в большинстве случаев процесс регулирования осуществляется в соответствии с графиком нагрузки энергосистем, отличающимся вследствие высокого удельного веса промышленных, транспортных и других потребителей от графика коммунально-бытовых нагрузок.  

В простейшем случае автономной электростанции, питающей ограниченный район, встречное регулирование напряжения на ее шинах может быть обеспечено за счет изменения возбуждения генераторов.  

Как правило, для рационально построенной городской распределительной сети применение встречного регулирования напряжения на ЦП является исчерпывающим мероприятием по обеспечению нормированных отклонений напряжения у большинства потребителей. Поэтому на всех подстанциях, питающих распределительную сеть, должны устанавливаться трансформаторы с РПН. В действующих сетях с трансформаторами без РПН возможна установка в ЦП линейных регуляторов с РПН. Устройства РПН действуют, как правило, автоматически и позволяют осуществлять ступенчатое регулирование напряжения без отключения нагрузки. В табл. JO-1-10-3 приведены значения номинальных напряжений ответвлений обмоток понижающих трансформаторов, имеющих устройства РПН.  

Требуется определить: 1) наименьшую мощность синхронного компенсатора, обеспечивающего встречное регулирование напряжения на подстанции, считая, что при работе с недовозбуждением синхронный компенсатор может работать с нагрузкой не более 50 % номинальной мощности; 2) мощность батареи статических конденсаторов, отвечающей тем же условиям регулирования напряжения на подстанции.  

Для подробного рассмотрения встречного регулирова­ния напряжения используем схему замещения, показанную на рис. 5.2, а, где трансформатор пред­ставлен как два элемента - сопротивление трансформато­ра и идеальный трансформатор. На рис. 5.2, а приняты следующие обозначения: U1 - напряжение на шинах центра питания; U2в - напряжение на шинах первичного напряжения (ВН) районной подстанции; U2н - напряже­ние на шинах вторичного напряжения (НН) районной под­станции; U3 - напряжение у потребителей.

Напряжение на шинах ВН районной подстанции:

Напряжения на шинах ВН и НН отличаются на вели­чину потерь напряжения в трансформаторе ∆UТ, и, кроме того, в идеальном трансформаторе напряжение понижает­ся в соответствии с коэффициентом трансформации, что необходимо учитывать при выборе регулировоч­ного ответвления.

На рис. 5.2,б представлены графики изменения напря­жения для двух режимов: наименьших и наибольших на­грузок. При этом по оси ординат отложены значения от­клонений напряжения в процентах номинального. Процент­ные отклонения имеются в виду для всех V и ∆U на поле этого рисунка.

Из рис. 5.2,б (штриховые линии) видно, что если п т=1, то в режиме наименьших нагрузок напряжения у по­требителей будут выше, а в режиме наибольших нагру­зок- ниже допустимого значения (т.е. отклонения U больше допустимых). При этом приемники электроэнергии, присоединенные к сети НН (например, в точках А и В), будут работать в недопустимых условиях. Меняя коэффи­циент трансформации трансформатора районной подстан­циип т, изменяем U2H, т. е. регулируем напряжение (сплош­ная линия на рис. 5.2,б).

В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение U2H величины, как можно более близкой к UHОМ. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение п т, чтобы выполнялось следующее условие: U2H.НМ> UHОМ

В режиме наибольших нагрузок увеличивают напряже­ние U2Н до величины, наиболее близкой к 1,05-1,1UHОМ. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение п т, чтобы выполнялось следующее условие: U2H.НБ >(1.05÷1,1) UHОМ

Таким образом, напряжение на зажимах потребителей, как удаленных от центра питания - в точке В, так и близлежащих - в точке А, вводится в допустимые пределы. При таком регулировании в режимах наибольших и наи­меньших нагрузок напряжение соответственно повышает­ся и понижается. Поэтому такое регулирование называют встречным.

23 Регулирование напряжения на электростанциях.

Изменение напряжения генераторов возможно за счет регулирования тока возбуждения. Не меняя активную мощ­ность генератора, можно изменять напряжение только в пределах ±0,05UНОМ.Г, т.е. от 0,95UНОМ.Г до 1,05UНОМ.Г

При UНОМ.С=6кВ номинальное напряжение генератораUНОМ.Г = 6,3 кВ и диапазон регулирования 6-6,6 кВ. ПриUНОМ.С=10кВ напряжение генератораUНОМ.Г =10,5 кВ и диапазон регулирования 10-11 кВ.

Отклонение напряжения на выводах генератора более чем на ±5 % номинального приводит к необходимости снижения его мощности. Этот диапазон регулирования на­пряжения (±5 %) явно недостаточен.

Поэтому диапазон изменения напряжения у генератора, составляющий только 10 %, явно недостаточен. Генераторы электростанций являются только вспомо­гательным средством регулирования по двум причинам: 1) недостаточен диапазон регулирования напряжения ге­нераторами; 2) трудно согласовать требования по напря­жению удаленных и близких потребителей.

Как единственное средство регулирования генераторы применяются только в случае системы простейшего вида - типа станция - нераспределенная нагрузка. В этом случае на шинах изолированно работающих электростанций про­мышленных предприятий осуществляется встречное регу­лирование напряжения. Изменением тока возбуждения ге­нераторов повышают напряжение в часы максимума на­грузок и снижают в часы минимума.

Повышающие трансформаторы на электростанциях ТДЦ/110 с номинальным напряжением обмотки ВН Uв.ном=110 кВ и часть из ТДЦ/220 сUв.ном = 220 кВ, как и генераторы, являются вспомогательным средством регу­лирования напряжения, потому что также имеют пре­дел регулирования ±2х2,5%Uв.ном и с их помощью нель­зя согласовать требования по напряжению близких и удаленных потребителей. Повышающие трансформаторы ТЦ и ТДЦ сUв.ном=150, 330-750 кВ выпускаются без устройств для регулирования напряжения. Поэтому основ­ным средством регулирования напряжения являются транс­форматоры и автотрансформаторы районных подстанций.

Для подробного рассмотрения встречного регулирования напряжения используем схему замещения, показанную на рис.2,а, где трансформатор представлен как два элемента – сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор. На рис.2,а, приняты следующие обозначения:

Напряжение на шинах ВН районной пс U 2в =U 1 -U 12

Напряжения на шинах ВН и НН отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе U т, и, кроме того, в идеальном тр-ре напряжение понижается в соответствии с коэффициентом трансформации, что необходимо учитывать при выборе регулировочного ответвления.

На рис 2,б представлены графики изменения напряжения для двух режимов: наименьших и наибольших нагрузок. При этом по оси ординат отложены значения отклонений напряжения в % номинального. Процентные отклонения имеются в виду для всех V и U на поле этого рисунка.

Из рис.2,б (штриховые линии) видно, что если n Т =1, то в режиме наименьших нагрузок напряжения у потребителей будут выше, а в режиме наибольших нагрузок – ниже допустимого значения (т.е. отклонения U больше допустимых). При этом приемники электроэнергии, присоединенные к сети НН (например, в точках А и В), будут работать в недоступных условиях. Меняя коэффициент тр-ра районной пс n Т, изменяем U 2н, т.е. регулируем напряжение (сплошная линия на рис.2,б).

В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение U 2н до величины, как можно более близкой к U ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n Т. чтобы выполнялось следующее условие: U 2н.нм U ном.

В режиме наибольших нагрузок увеличивают напряжение U 2н до величины, наиболее близкой к 1,05 – 1,1U ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n Т, чтобы выполнялось следующее условие:

U 2н.нб (1,051,1)U ном.

Таким образом, напряжение на зажимах потребителей, как удаленных от центра питания – в точке В, так и близлежащих – в точке А, вводится в допустимые пределы. При таком регулировании в режимах наибольших и наименьших нагрузок напряжение соответственно повышается и понижается. Поэтому такое регулирование называют встречным.

Баланс активной мощности и его связь с частотой

Особенности электроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передачи энергии от источников к потребителям и невозможности накапливания выработанной электроэнергии в заметных количествах. Эти свойства определяют одновременность процесса выработки и потребления энергии.

В каждый момент времени в установившемся режиме системы ее электрические станции должны вырабатывать мощность, равную мощности потребителей, и покрывать потери в сети – должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощности: Р Г =Р П =Р Н +Р.

где Р Г – генерируемая активная мощность станции (за вычетом мощности, расходуемой на собственные нужды);

 П – суммарное потребление активной мощности;

 Н – суммарная активная мощность нагрузки потребителей;

 - суммарные потери активной мощности.

При неизменном составе нагрузок системы потребляемая или мощность связана с частотой переменного тока. При нарушении исходного баланса частота принимает новое значение. Снижение генерируемой активной мощности приводит к уменьшению частоты, ее возрастание обусловливает рост частоты. Иными словами, при  Г  П частота понижается, при  Г  П частота растет. Это станет понятным, если представить систему, состоящую из одного генератора и двигателя, вращающихся с одинаковой частотой. Как только мощность генератора начнет убывать, частота понизиться. Справедливо и обратное, аналогично и в электрической системе, например при  Г  П турбины начинают разгоняться и вращаться быстрее, f растет.

Причинами нарушения баланса мощности могут быть:

а) аварийное отключение генератора;

б) неожиданный (неплановый, не предусмотренный расчетами) рост потребления мощности, например увеличение потребления мощности электронагревателями в результате сильного снижения температуры;

в) аварийное отключение линий лил трансформаторов связи.

Для пояснения последней причины рассмотрим систему из двух частей, соединенных линией связи. При связанной работе обеих частей соблюдается баланс мощности:  Г1 + Г2  П1 + П2

Однако в первой части системы генерация больше потребления:  Г1  П1 , а во второй, наоборот,  Г2  П 2 . Если линия связи аварийно выйдет из строя, обе части системы будут работать изолированно и баланс Р в каждой из них нарушится. В первой частота возрастет, во второй понизиться.

Частота в системе оценивается по показателю отклонения частоты (ГОСТ 13109 – 99).

Отклонение частоты f – это отличие ее фактического значения f от номинального f ном в данный момент времени, выраженное в герцах или процентах:

f=f-f ном; f%=

Отклонение частоты допускается:

номинальное – в пределах 0,2Гц и предельное – в пределах 0,4Гц.

Приведенные нормы отклонений частоты относятся к номинальному режиму работы энергосистемы и не распространяется на послеаварийный режимы.

В послеаварийных режимах работы электрической сети допускается отклонение частоты от плюс 0,5 Гц до минус 1 Гц общей продолжительностью за год не более 90 ч.

К поддержанию частоты в электрических системах предъявляются повышенные требования, т.к. следствием больших отклонений могут является выход из строя оборудования станций, понижение производительности двигателей, нарушение технологического процесса и брак продукции.

Превышение  Г над  П, приводящее к росту частоты, можно ликвидировать, уменьшая мощность генераторов или отключая часть из них, тем самым обеспечивая регулирование частоты в энергетической системе . Понижение частоты из-за превышения  П над  Г требует мобилизации резерва мощности или автоматической частотной разгрузки (АЧР).в противном случае понижение частоты может привести не только к браку продукции у потребителей, но и к повреждению оборудования станций и развалу системы.

Во всех режимах должен быть определенный резерв мощности, реализуемый при соответствующем росте нагрузок. Резерв может быть горячим (генераторы загружаются до мощности меньше номинальной и очень быстро набирают нагрузку при внезапном нарушении баланса Р) и холодным, для ввода которого нужен длительный промежуток времени.

Суммарный необходимый резерв мощности энергосистемы складывается из следующих видов резерва: нагрузочного, ремонтного, аварийного и народнохозяйственного. Нагрузочный резерв служит для покрытия случайных колебаний и непредвиденного увеличения нагрузки сверх учтенной в балансе регулярного максимума нагрузки. Ремонтный резерв должен обеспечивать возможность проведения необходимого планово – предупредительного (текущего и капитального) ремонта оборудования эл.станции. Аварийный резерв предназначен для замены агрегатов, выбывших из работы в результате аварии. Народнохозяйственный резерв служит для покрытия возможного превышения электропотребления против планируемого уровня.

Кроме резерва мощности на электрических станциях системы необходимо резерв по энергии. На ТЭС должен быть обеспечен соответствующий запас топлива, а на ГЭС – запас воды. Если резерв станций исчерпан, а частота в системе не достигла номинального значения, то в действие вступают устройства АЧР, которые предназначены для быстрого восстановления баланса мощности при ее дефиците путем отключения части менее ответственных потребителей. Все потребители электрической энергии по надежности их электроснабжения делятся на три основные категории. В первую очередь АЧР отключает перерывы электроснабжения на время., необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента сети, но не более одних суток. В последнюю очередь отключаются наиболее ответственные потребители.

АЧР – дискретная система регулирования, отключающая потребителей степенями (или очередями). При снижении частоты на величину f срабатывает реле частоты, входящее в состав устройства АЧР, и отключает часть потребителей с мощностью .

Система АЧР состоит из комплектов автоматики, установленных на энергетических объектах. В каждом комплекте реле частоты имеет свою уставку по частоте, при которой оно срабатывает и отключает часть линии, питающих потребителей; АЧР отключает потребителей так, чтобы частота не снизилась ниже предельно допустимой по условиям работы технологического оборудования электрических станций величины 46Гц.