Определение резерва мощности энергоблока, необходимого для участия в системе нормированного первичного регулирования частоты и диапазона его плановой нагрузки

(Е.В. Дорохов)

Типоразмер энергоблока (турбины) :

Номинальная мощность энергоблока

МВт

Максимальная мощность энергоблока

МВт

Минимальная мощность энергоблока

МВт

Принимаем исходную плановую мощность энергоблока

МВт

Номинальная частота в сети и частота вращения ротора турбины

Гц

Предел допустимого отклонения частоты в сети (не более 7 мин)

Гц

Коэффициент статизма характеристики регулирования турбины по нагрузке

%

Решение

По определению - коэффициент статизма регулирования турбины (неравномерность регулирования):

Из этой формулы определяем резерв (capacity reserve) мощности (ΔN_reserv) энергоблока, необходимый для участия в первичном регулировании частоты в точке поставке электроэнергии

(поиск инструментом Given-Find)

Принимаем начальную оценку резерва:

МВт

Верхний предел диапазона для назначения плановой мощности (нагрузки)

Нижний предел диапазона для назначения плановой мощности (нагрузки)

Координаты точек статической характеристики при исходной плановой нагрузке N_исх:

верхний предел диапазона первичного регулирования

нижний предел диапазона первичного регулирования

Для постоения графика статической характеристики регулирования турбины по частоте-нагрузке создаем векторы переменных:

По нижнему пределу мощности

По верхнему пределу мощности

Диапазон назначения плановой мощности

(пунктирная линия на графике)

Для графика статической характеристики при исходной нагрузке N_исх нижний и верхний пределы первичного регулироваия мощности:

Графики характеристик неравномерности регулирования мощности турбины при участии в системе первичного регулирования частоты (мощности) и диапазон для плановой мощности

(поле характеристик)

Примечание: при необходимости измените на графике пределы шкалы мощности

Из расчета следует, что назначаемая планово предельная максимальная мощность 307 МВт, меньше номинальной мощности турбины 330 МВт.

АРС турбины уменьшает или увеличивает мощность, чтобы недопустить отклонения частоты свыше 0,2 Гц. Если "сдвиг" характеристик после использовния резерва первичного регулирования (через 10-15 мин) выполняет машинист, вручную воздействуя на МУТ для восстановления номинальной частоты и восстановления резерва первичного регулирования, то энергоблок участвует в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ).

Если регулирование осуществляется на специально подготовленных к первичному регулированию ТЭС (за 15 сек реализуется до 50% резерва), то реализуется нормированное первичное регулирование частоты.

Если "сдвиг" характеристики выполняется воздействием на АРС от авторегулятора энергосистемы (или от Регулятора мощности), то энергоблок участвует в нормированном вторичном регулировании частоты (НПРЧ), обеспечивая нормированные показатели качества регулирования и восстанавливает ранее использованный резерв первичного регулирования.

Литература:

СТО 17330282.29.240.002-2007

«Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и в изолированно работающих энергосистемах России. Требования к организации и осуществлению процесса, техническим средствам».