Как зависит мощность от частоты тока. Зависимость частоты и напряжений от баланса мощности

В настоящее время все производство, практически все распределение и большая часть потребления электроэнергии в энергосистемах выполняются на переменном токе. Поэтому параметры переменного тока — частота, величина и форма кривой напряжения — приобрели значение унифицированных параметров, в соответствии с которыми конструируются все источники, средства передачи и приемники электрической энергии. В особенности это относится к частоте. Практически сохранилось лишь два стандартных значения частоты — 50 Гц в странах Европы, в том числе в России, и 60 Гц в США и Канаде.

В процессе работы энергосистемы все параметры переменного тока могут изменяться. Чем ближе они поддерживаются к номинальным, т.е. расчетным для оборудования, значениям, тем ближе режим к оптимальному. Таким образом, частота приобретает значение показателя, характеризующего качество продукции энергетической промышленности, качества электроэнергии. Согласно ГОСТ 13109—97 на качество электрической энергии частота в энергосистемах России в нормальном режиме должна поддерживаться с точностью ± 0,2 Гц (95 % времени суток). Допускается кратковременная (не более 72 мин в сутки) работа энергосистем с отклонением частоты в пределах ±0,4 Гц.

Столь жесткие требования объясняются тем, что частота переменного тока непосредственно связана с частотой вращения агрегатов, преобразующих механическую энергию в электрическую, т.е. генераторов, и агрегатов, преобразующих электрическую энергию в механическую, т.е. двигателей. Изменение же частоты вращения, даже небольшое, существенно влияет на режим работы вращающихся механизмов. Снижение частоты приводит к падению производительности насосов и других механизмов.

Примером механизма, предъявляющего весьма жесткие требования к точности поддержания частоты вращения, является паровая турбина. Турбостроительные заводы требуют, чтобы частота не оставалась длительно ниже 49,5 Гц и выше 50,5 Гц, иначе возможно повреждение лопаток турбин. Таким образом, наиболее серьезные требования к точности регулирования частоты предъявляются самими электростанциями.

Частота является не только показателем качества электроэнергии, но и важнейшим параметром режима энергосистемы. Непрерывность производства электроэнергии, отсутствие возможности запасать энергию и непрерывное изменение потребления требуют столь же непрерывного контроля за соответствием производства и потребления. Параметром, характеризующим это соответствие, и является частота.

Частота в энергосистеме определяется общим балансом генерируемой и потребляемой активной мощности. Если баланс соблюдается, то частота неизменна. При нарушении баланса мощности, т.е. при появлении небаланса мощности, возникает переходный процесс изменения частоты. По скорости и направлению изменения частоты можно судить о величине и знаке возникшего в энергосистеме небаланса активной мощности. Если частота в энергосистеме уменьшается, то для восстановления нормальной частоты надо увеличить активную мощность, вырабатываемую на электростанциях.

Задача регулирования частоты подразделяется на три взаимосвязанные части:

• первичное регулирование частоты, обеспечивающее стабильность частоты, т.е. удержание отклонений частоты в допустимых рамках при нарушении общего баланса мощности в любой части энергосистемы;
• вторичное регулирование, обеспечивающее восстановление нормального уровня частоты и плановых режимов обмена мощностью между частями энергосистемы или регионами;
• третичное регулирование, под которым можно понимать оперативную корректировку балансов мощности регионов с целью оказания взаимопомощи регионам и предотвращения опасных перегрузок транзитных линий электропередачи.

При повышении частоты вращения регулятор прикрывает регулирующие органы турбины и уменьшает впуск энергоносителя, а при снижении частоты открывает регулирующие органы и увеличивает впуск энергоносителя. Статические характеристики двух параллельно работающих агрегатов, снабженных АРЧВ, показаны на рис. 14.4.

Из рис. 14.4 видно, что при снижении частоты с ƒ" до ƒ" в соответствии со статическими характеристиками регулируемых агрегатов вырабатываемая ими активная мощность увеличивается на ∆P 1 и ∆Р 2 соответственно, что способствует поддержанию уровня частоты в энергосистеме. Приращение мощности ∆Р пропорционально номинальной мощности агрегата и зависит от наклона характеристики. А наклон характеризуется величиной статизма. При более пологой характеристике 2 меньше статизм и больше изменение мощности ∆Р. У агрегата с более крутой характеристикой 1 статизм больше. Таким образом, суммарное приращение мощности распределяется между агрегатами пропорционально номи-нальной мощности и обратно пропорционально статизму регулирования. Если необходимо, чтобы агрегат принимал большее участие в первичном регулировании частоты, надо, чтобы у этого агрегата были большая мощность и меньший статизм характеристики.

Существенное влияние на процесс регулирования оказывает зона нечувствительности автоматического регулятора частоты вращения, которая необходима для отстройки от малых случайных колебаний нагрузки в энергосистеме. При наличии зоны нечувствительности регулятора появляется диапазон неопределенности в распределении нагрузки между агрегатами. На рис. 14.5 две параллельные линии, отстоящие друг от друга по вертикали на величину зоны нечувствительности ∆ƒ неч, ограничивают область возможных состояний регулятора и агрегата. Состояние характеризуется частотой ƒ и нагрузкой Р (так называемая рабочая точка). В установившемся режиме при данной частоте, например ƒ 1 , рабочие точки всех агрегатов расположены на линии ƒ = ƒ 1 , но могут занимать случайные положения между указанными выше граничными линиями (между точками а и б на рис. 14.5).

Диапазон неопределенных значений нагрузок при параллельной работе агрегатов с регуляторами, имеющими зону нечувствительности, прямо пропорционален зоне нечувствительности регулятора ∆ƒ неч и обратно пропорционален статизму характеристики регулирования. Чтобы повысить качество регулирования частоты, необходимо по возможности добиваться меньшего статизма. Однако при меньшем статизме существенно увеличивается неопределенность нагрузки агрегата. Поэтому на регуляторах, обладающих большей нечувствительностью, приходится устанавливать больший коэффициент статизма. Величина статизма на гидротурбинах обычно поддается оперативному изменению. Зона нечувствительности отечественных регуляторов гидротурбин не превосходит 0,03 Гц. Зона нечувствительности у отечественных паровых турбин составляет по техническим условиям до 0,15 Гц. Величина статизма оперативному изменению не поддается и составляет обычно 0,04—0,05 (4—5 %). Точность распределения нагрузки, обеспечиваемая регуляторами паровых турбин, невелика: 6—7 %. Но идти на дальнейшее увеличение статизма нельзя, так как это угрожает опасным для целости турбины увеличением максимального отклонения частоты вращения при сбросе нагрузки.

Статические характеристики регуляторов отдельных турбин определяют статическую характеристику энергосистемы в целом. На рис. 14.6 показаны характеристика эквивалентного генератора Р г (ƒ) и зависимость мощности суммарной нагрузки энергосистемы Р н от частоты.

Мощность, потребляемая различными типами электроприемников, по-разному зависит от частоты. Например, мощность, потребляемая лампами накаливания и другими термическими установками, от частоты практически не зависит. Но мощность, потребляемая двигателями металлообрабатывающих станков, насосами и вентиляторами, сильно зависит от частоты. В целом зависимость от частоты мощности комплексной нагрузки энергосистемы, состоящей из электроприемников всех типов, имеет примерно такой вид, как на рис. 14.6.

То, что мощность, потребляемая нагрузкой, уменьшается при снижении частоты, облегчает задачу первичного регулирования (Р" — Р" < ∆Р на рис. 14.6). При увеличении мощности нагрузки и переходе с кривой Р"н на кривую Р"н частота уменьшается, и под действием автоматических регуляторов частоты вращения турбин генерируемая мощность увеличивается с Р" до Р". В течение нескольких секунд осуществляется переход из точки 1 в точку 2 (рис. 14.6). При этом восстанавливается баланс мощности, но при пониженной частоте.

Чем круче идет характеристика генерации Р г (ƒ), тем эффективнее первичное регулирование и меньше отклонение частоты ∆ƒ, т.е. стабильнее частота в энергосистеме. Из рис. 14.6 видно, что в энергосистеме есть резерв генерируемой мощности, поэтому есть возможность увеличивать эту мощность при увеличении мощности нагрузки. Но если не у всех агрегатов есть резерв генерирующей мощности, то крутизна эквивалентной характеристики генерации Р г (ƒ) уменьшается и отклонение частоты ∆ƒ увеличивается, т.е. эффективность первичного регулирования падает.

Следует отметить, что при любой степени эффективности первичное регулирование частоты хотя и ограничивает отклонения частоты, но не способно восстановить нормальный уровень частоты после появления небаланса мощности.

Задачу восстановления нормального уровня частоты решает вторичное регулирование. В отличие от первичного регулирования вторичное регулирование осуществляется в течение нескольких минут. В результате действия вторичного регулирования и восстановления нормальной частоты ликвидируются изменения режима, вызванные первичным регулированием частоты. Электростанции и потребители возвращаются в исходный режим работы. Компенсацию всего первоначально возникшего небаланса мощности принимают на себя электростанции вторичного регулирования частоты до тех пор, пока не будет нормализован режим в месте его первоначального нарушения.

Электростанции вторичного регулирования частоты должны быть достаточно мощными и поддерживать необходимый диапазон регулирования, обладать хорошими маневренными качествами. Энергоблоки ТЭС рассчитаны на базисный режим работы. Однако в настоящее время они все шире привлекаются к регулированию суточного графика нагрузки, причем диапазон регулирования их ограничен. Предельно допустимая разгрузка блоков зависит от вида сжигаемого топлива и составляет 20—40 % при работе на угле и 40—60 % при работе на газе и мазуте. Разгрузка энергоблоков неизбежно приводит к снижению их экономичности. Уже при нагрузках 50 % номинальной их экономичность ухудшается на 5—6 % при работе на газомазутном топливе и на 7—8 % при работе на угле. Гидроагрегаты имеют существенно больший диапазон регулирования (за исключением периода паводка), меньшую зону нечувствительности АРЧВ. Поэтому обычно именно гидроэлектростанции участвуют во вторичном регулировании частоты.

Вторичное регулирование осуществляется за счет перемещения характеристики АРЧВ агрегата параллельно самой себе при помощи механизма управления турбиной. Соответственно перемещается и характеристи-ка эквивалентного генератора, как показано на рис. 14.7.

В крупных энергосистемах появляется необходимость поддержания соответствия производства и потребления электроэнергии не только в энергосистеме в целом, но и в отдельных ее частях (регионах). Эта необходимость может быть связана с хозяйственной самостоятельностью частей энергосистемы или с недостаточной пропускной способностью линий электропередачи, ограничивающей обмен мощностью между частями энергосистемы. Поддержание соответствия между потреблением и производством внутри регионов требует регулирования не только частоты, но и перетоков мощности.

С ростом энергосистем и их объединением колебания частоты уменьшаются, необходимость же в регулировании перетоков обычно возрастает, так как увеличивается вероятность появления слабых связей, имеющих недостаточную пропускную способность. Поэтому регулирование перетоков мощности становится во многих случаях задачей не менее важной, чем регулирование частоты. Поскольку вручную решать эту задачу весьма сложно, создаются системы автоматического регулирования частоты и мощности.

В объединенных энергосистемах применяются два основных принципа вторичного регулирования частоты и мощности:

• централизованное регулирование частоты в сочетании с региональным регулированием мощности электростанций;
• децентрализованное комплексное регулирование частоты и перетоков мощности.

Основным недостатком данного принципа являются неравноправные взаимоотношения энергосистем объединения, одна из которых несет затраты на содержание регулировочных мощностей для всех энергосистем.

Принцип децентрализованного вторичного регулирования наиболее распространен в мировой практике регулирования режима в межгосударственных объединениях энергосистем различных стран (UCTE, NORDEL и др.).

Основным преимуществом данного принципа является справедливое и равноправное участие партнеров по параллельной работе в поддержании нормального уровня частоты и согласованных перетоков мощности. При этом обеспечивается устранение в данной энергосистеме небаланса мощности независимо от того, является ли он единственной причиной отклонения частоты или существует одновременно с наличием небалансов в других энергосистемах.

К недостаткам принципа относится необходимость оперативного вмешательства для восстановления частоты при неустранении энергосистемой-«виновницей» своего небаланса. В этом случае осуществляется третичное регулирование режима.

В заключение рассмотрим кратко современное состояние регулирования частоты и мощности в Единой энергетической системе России. Анализируется и исследуется возможность создания энергообъединения «Восток — Запад» на основе использования уже существующих линий электропередачи переменного тока 400—750 кВ между Украиной и странами Центральной Европы. В связи с этим проведены исследования качества регулирования частоты в Западной и Восточной зонах будущего энергообъединения. Исследования показали более низкую стабильность частоты в Восточной зоне (среднесуточные отклонения частоты на Западе 10—20 мГц, а на Востоке — большие значения). Особенно большие отклонения на Востоке происходят весной и во второй половине ночи, что говорит об отсутствии гибкости средств регулирования, особенно энергоблоков ТЭС, о трудностях разгрузки энергоблоков и о недостаточности средств краткосрочного регулирования, что объясняется в основном следующими причинами:

• величина и характеристики вращающегося резерва не являются жестко регламентированными;
• крупные тепловые и тем более атомные электростанции в регулировании частоты практически не участвуют из-за их низкой маневренности и неготовности к этому оборудования и технологической автоматики;
• вследствие неудовлетворительной структуры генерирующих мощностей (недостаточная мощность ГЭС, одна ГАЭС на всю Россию, отсутствие на ТЭС энергоблоков с хорошей маневренностью и т. п.) нет возмож-ности поддерживать баланс мощности при нормальной частоте в отдельные ночные часы и в период паводка из-за недостаточного регулировочного диапазона ТЭС. Энергоблоки мощностью 300 и 800 МВт в первичном и вторичном регулировании частоты недоиспользуются. Одной из причин этого является отсутствие материальной заинтересованности электростанций в активном участии в регулировании частоты в энергосистеме.

Литература для самостоятельного изучения
1. Электрические системы. Электрические сети / Под ред. Веникова В.А., Строева В.А.. М.: Высшая школа, 1998.
2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989.
3. Веников В.А., Идельчик В.И., Лисеев М.С. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1985.
4. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учеб. для электроэнергетических специальностей вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. М.: Высшая школа, 1985.

Остановимся прежде всего на основном и общем для рассматриваемых задач вопросе: выясним, от чего зависят величины частоты и напряжений, устанавливающиеся в электроэнергетической системе.

Каждый из приемников энергии, присоединенных к электрической сети, потребляет активную и реактивную мощности, величины которых, как уже отмечалось ранее, определяются величиной напряжения на его зажимах и частотой. Мощность, идущая на питание приемников энергии и покрытие потерь в сети, соединяющей приемники с некоторой узловой точкой системы, в данном режиме нагрузки зависит только от частоты и величины напряжения в данной узловой точке.

Следовательно, нагрузка любой узловой точки однозначно (в области нормальных значений частоты и напряжения) определяется частотой и напряжением в этой точке. Статические характеристики нагрузки в некоторой узловой точке представляют собой, как известно, зависимости активной и реактивной мощностей этой нагрузки от напряжения при заданной частоте. Для различных значений частоты может быть построено семейство подобных характеристик (рис. 2).

Рис. 2. Зависимости активной и реактивной мощности от напряжения

Обеспечить в данной узловой точке некоторые заданные значения частоты и напряжения можно, только передавая к ней из системы совершенно определенные величины активной и реактивной мощностей. Эти величины при заданных частоте и напряжении можно определить по соответствующим статическим характеристикам нагрузок. Если почему-либо из внешней сети в узловую точку будет поступать недостаточная активная или реактивная мощность, то заданные значения частоты и напряжения не могут установиться в этой узловой точке: параметры фактического режима будут иными. Рассмотрим несколько детальнее этот вопрос.

Пусть заданные семейства статических характеристик выражаются в неявной форме следующими зависимостями:

Величины активной и реактивной мощностей, притекающих к данной узловой точке системы, зависят как от величины U и фазы  напряжения в этой узловой точке, так и от величин и фаз напряжений в смежных узловых точках и сопротивлений, соединяющих участки сети.

Допустим сначала для простоты, что напряжения у ближайших узловых точек неизменны по величине и фазе и имеют одинаковую частоту f . Тогда в данной узловой точке установится совершенно определенное напряжение, величина и фаза которого определяются из условия баланса активных и реактивных мощностей: суммарные потоки активной и реактивной мощностей в данную узловую точку (Р г и Q г) должны быть равны соответственно активной и реактивной мощностям нагрузки в данной узловой точке (Р н и Q н). При заданной частоте последние будут только функциями напряжения. Тогда

Эти два уравнения с двумя неизвестными и позволяют определить U и .

Покажем, как графически решается эта задача. Совместим на одной диаграмме (рис. 3) характеристику P Н = Ф 1 (U ), соответствующую заданному значению f , и семейство характеристик P г =  1 (U , ), соответствующих тому же значению f , но при разных значениях . Так как P Г = P Н, то из этой диаграммы по точкам пересечения может быть определена зависимость  = Ф(U ), соответствующая балансу активных мощностей в узловой точке. Далее аналогичным образом совмещаем на одной диаграмме характеристику Q H = Ф 2 (U ) и семейство характеристик Q Г =  2 (U , ) для различных  (рис. 4) и заданного f . При помощи найденной зависимости  = Ф(U ) на каждой из характеристик Q Г =  2 (U , ) получим точку, находящуюся на характеристике Q Г = (U ). Соединив эти точки, получим всю характеристику Q Г = (U ), соответствующую балансу активных мощностей. Тогда точка пересечения характеристик Q H = Ф(U ) и Q Г = (U ) определяет фактическое напряжение U Н (рис. 4).

Рис. 3. Определение зависимости угла сдвига (фазы) от величины напряжения

Все наши предыдущие рассуждения относились к случаю неизменности по величине и фазе напряжений в смежных узловых точках и частоты в системе. В действительности такой неизменности нет и напряжения во всех узловых точках могут изменяться по величине и фазе; может также изменяться и частота системы.

Рис. 4. Построение характеристики зависимости Q от U

Однако в системе можно найти такие узловые точки, в которых поддерживается неизменное по величине и фазе или только по величине напряжение или из которых в сеть передается определенная активная мощность.

При определенном впуске энергоносителя и нормальных значениях параметров режима первичный двигатель развивает мощность, зависящую только от частоты сети, и, следовательно, электромагнитная мощность генератора в этих условиях зависит только от частоты:

P г = Ф(U ).

При постоянстве тока возбуждения генератора неизменной является величина э.д.с. генератора E d , а при наличии регуляторов возбуждения неизменной или почти неизменной будет величина напряжения на его выводах.

В системе должен быть баланс активных и реактивных мощностей: сумма активных и реактивных мощностей всех генераторов должна равняться сумме активных и реактивных мощностей нагрузок всех узловых точек и потерь активной и реактивной мощностей во всех элементах сетей. Следовательно, частота во всей системе, а также величина и фаза напряжения в каждой из узловых точек установятся как раз такими, которые требуются по условию баланса мощностей.

Пусть в системе установился некоторый режим. Изменим впуск энергоносителя в первичный двигатель одного из генераторов. Угол сдвига ротора этого генератора также изменится. Во всей системе произойдет изменение частоты, а также изменение величин и фаз напряжений во всех узловых точках. Эти изменения будут происходить во времени до тех пор, пока не установится новый режим баланса мощностей в системе. Процесс этот является далеко не таким простым, как можно было бы предполагать. В самом деле, например, уменьшение впуска энергоносителя вызовет уменьшение угла сдвига ротора данного генератора относительно других, активные нагрузки других генераторов возрастут. Появится небаланс на валах каждого из этих генераторов, и они начнут тормозиться. В связи с этим генератор, у первичного двигателя которого уменьшился впуск энергоносителя, также должен начать тормозиться, так как при уменьшении углов сдвига роторов остальных генераторов он должен принять добавочную нагрузку. Торможение всех генераторов будет приводить к снижению общей частоты в системе. По мере ее снижения будут уменьшаться активные мощности нагрузок узловых точек в соответствии с их частотными статическими характеристиками и увеличиваться мощности всех других генераторов в соответствии со статическими характеристиками регуляторов скорости первичных двигателей.

Оба эти фактора приведут к тому, что при достаточно большом снижении частоты вновь наступит баланс на валу каждого из генераторов; мощности, развиваемые первичными двигателями, будут балансироваться с мощностями нагрузки

генераторов. Дальнейшее снижение частоты прекратится. Необходимо учесть, что снижение частоты вызывает изменение Э.Д.С. всех генераторов, реактивных сопротивлений всех ветвей системы, а, следовательно, и всех напряжений в сети, что в свою очередь приведет к изменению активных и реактивных нагрузок всех узловых точек в соответствии с их статическими характеристиками по напряжению и частоте. Таким образом, процесс оказывается достаточно сложным.

Рассмотрим другой случай. Пусть уставка регулятора возбуждения на одном из крупных генераторов системы будет снижена. Тогда уменьшится выпуск реактивной мощности от данного генератора, что приведет к снижению напряжения по крайней мере в близлежащем районе электрической сети. Снижение напряжения в свою очередь вызовет уменьшение активных и реактивных нагрузок всех узловых точек в соответствии с их статическими характеристиками по напряжению. Появится небаланс на валу каждого из генераторов; углы сдвига их роторов, а, следовательно, и скорости их вращения будут расти. Это приведет к повышению частоты, так как генераторы, особенно близлежащие, разгрузятся. Частота в системе будет расти, пока не наступит новый баланс, обусловленный ростом активных нагрузок системы. Рост частоты в свою очередь повлияет на увеличение напряжений.

Такова сложная взаимосвязь изменений частоты, напряжения и активных и реактивных мощностей в системе. Однако для решения практических вопросов можно упростить задачу путем некоторой идеализации.

Так, отвлекаясь от изменений напряжений и реактивных мощностей, можно считать, что изменение баланса активных мощностей в системе определенным образом сказывается только на изменении частоты.

Действительно, рост активной нагрузки потребителей или снижение активной мощности генераторов в первую очередь вызывает определенное для данного режима снижение частоты в системе. Практически именно это является наиболее существенным. Менее существенным является то, что это изменение частоты будет в некоторой степени различным в зависимости от того, в какой узловой точке выросла активная нагрузка или у какого именно генератора снизилась активная мощность. Это различие обусловлено влиянием других факторов (напряжений, реактивных мощностей) и не столь велико. Снижение частоты, обусловленное возникновением дефицита активной мощности, обязательно приведет к восстановлению баланса, так как при этом в связи со снижением частоты и напряжений активная нагрузка уменьшается. В то же время регуляторы скорости первичных двигателей и частоты увеличивают впуск энергоносителя, и активная мощность генераторов растет.

Количественное соотношение, т.е. зависимость относительного изменения частоты от относительного небаланса активной мощности, не является неизменным и в зависимости от режима работы системы может колебаться в довольно широких пределах.

Выступает одним из параметров качества электроэнергии и основной характеристикой режима энергосистемы. Количественно частота в энергосети равна количеству периодов в секунду. Изменение частоты в сети влияет на функционирование и, соответственно, производительность работы потребителей. Также свое влияние оказывает отклонение частоты на работу всей энергосистемы.

Нормируемые требования к показателям

В РФ требования к качеству работы энергосистемы стандартизированы. В соответствии с ГОСТ 13109-97 частота в энергосистеме должна непрерывно поддерживаться на уровне f = 50 ± 0,2 Гц, при этом допускается кратковременное отклонение частоты до значения ∆f = 0,4 Гц.

Анализируя зависимость силы тока от частоты, можно сделать вывод, что если подключаемая нагрузка имеет чисто активный характер (к примеру, резистор), то в широком диапазоне сила тока от частоты иметь зависимость не будет. В случае достаточно высоких частот, когда индуктивность и ёмкость подключаемой нагрузки будут характеризоваться сопротивлением, сравнимым с активным, то сила тока будет иметь определенную зависимость от частоты.

Другими словами, при варьировании частоты тока происходит изменение ёмкостного сопротивления, изменение которого, в свою очередь, приводит к изменению тока, протекающего по цепи. То есть при повышении частоты, снижается ёмкостное сопротивление , и повышается ток, протекающий по цепи.

Математическое выражение зависимости будет иметь следующий вид:

I = UCω;

Зависимость при учете активного сопротивления будет определяться следующим выражением:

I (ω) = UCω √(R2 . C2 . ω2 + 1).

Влияние частоты тока на электроприборы

Далее рассмотрим влияние частоты электрического тока. Увеличение частоты до сравнительно невысоких величин (1 - 10 тыс. Гц), обычно является следствием исключительно повышения номинальной мощности электроаппаратуры, поскольку таким образом возрастает проводимость газовых промежутков. Для измерения частоты в системе используют частотомеры.

Паровая турбина разрабатываются и создаются таким образом, чтобы при номинальной скорости вращения (частоте) обеспечивалась максимальная выходная мощность на валу. При этом уменьшение номинальной частоты является следствием возникновения потерь на удар пара о лопатки с единовременным повышением момента вращения, а повышение частоты - к снижению момента вращения. Таким образом, наиболее экономичный режим работы достигается при оптимальной частоте.

Помимо этого, работа на пониженных частотах приводит к ускоренному износу рабочих лопаток и прочих частей и механизмов. Снижение частоты оказывает влияние на расход на собственные нужды станций.

Для электроэнергии основные показатели качества: напряжение и частота, для тепловой энергии: давление, температура пара и горячей воды. Частота связана с активной мощностью (Р), а напряжение с реактивной мощностью (Q).

Все вращающиеся машины и агрегаты рассчитаны таким образом, что экономический коэффициент полезного действия достигается при номинальном числе оборотов в минуту: n = 60f/p ,

где: n - число оборотов в минуту, f - , p - число пар полюсов.

Частота переменного тока , вырабатываемая генераторами, есть функция числа оборотов турбины. Число оборотов механизмов - функция частоты.

На рис. 1 представлены относительные статические характеристики нагрузки для энергосистемы по частоте.

Рис. 1.

Анализ зависимостей на рис.1 показывает, что при уменьшении частоты снижается число оборотов двигателя, снижается производительность машин и механизмов.

Пример.

1. Текстильная фабрика дает брак при изменении частоты от номинальной, т к. изменяется скорость движения нити и станки дают брак.

2. Насосы (питательные), вентиляция (дымососы) тепловых электростанций зависят от числа оборотов: давление пропорционально «n 2 », потребляемая мощность «n 3 », где n - число оборотов в минуту;

3. Активная мощность нагрузки синхронных двигателей пропорциональна частоте (при снижении частоты на 1%, активная мощность нагрузки синхронного двигателя уменьшается на 1%);

4. Активная мощность нагрузки асинхронных двигателей уменьшается на 3% при снижении частоты на 1%;

5. Для энергосистемы снижение частоты на 1% приводит к уменьшению суммарной мощности нагрузки на 1-2%.

Изменение частоты влияет на работу самих электростанций. Каждая турбина рассчитана на определенное число оборотов, то есть при падении частоты снижается вращающий момент турбины. Падение частоты влияет на собственные нужды электростанции и в результате может наступить нарушение работы агрегатов станции.

При понижении частоты из-за нехватки активной мощности снижается нагрузка потребителей, чтобы поддержать частоту на прежнем уровне. Степень изменения нагрузки при изменении частоты на единицу называется регулирующим эффектом нагрузки по частоте . Процесс нарушения устойчивой работы электростанции из-за падения частоты и при отсутствии резерва активной мощности называется лавиной частоты.

Если f =50 Гц, критическая частота при которой производительность основных механизмов собственных нужд электростанций снижается до нуля и наступает лавина частоты - 45 - 46 Гц.

При падении частоты снижается э.д.с. генератора (т.к. понижается скорость возбудителя) и снижается .