авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
-- [ Страница 1 ] --

Системный оператор - Центральное диспетчерское управление

Единой энергетической системы

СО-ЦДУ ЕЭС

СБОРНИК ДОКЛАДОВ

К совещанию

по вопросам повышения качества регулирования

частоты электрического тока в ЕЭС России

16-17 декабря 2003 года

МОСКВА

2003

Содержание

УЧАСТИЕ ТЭС ОАО «МОСЭНЕРГО» В ОБЩЕМ И НОРМИРОВАННОМ ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТОКА В ЕЭС РОССИИ......................................... 3 АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ УЧАСТИЯ НЕБОЛЬШИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ЭНЕРГОСИСТЕМ В ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ............................................................................................ 4 МЕТОДИКА ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ РЕЗЕРВОВ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.............. 7 РЕАЛИЗАЦИЯ ВОПРОСОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И МОЩНОСТИ НА ЭНЕРГОБЛОКАХ №№ 4-5 ШАТУРСКОЙ ГРЭС №5................................................................................................................ О ПОДГОТОВКЕ ОБОРУДОВАНИЯ РЕФТИНСКОЙ ГРЭС К УЧАСТИЮ В ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ.................................................................................................................. О ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ НА ЭНЕРГОБЛОКАХ № 5, 6 ОАО «РЯЗАНСКАЯ ГРЭС» ПО ВОПРОСАМ КАЧЕСТВА РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТОКА............................................... РАЗРАБОТКА И ИСПЫТАНИЯ СИСТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ И ТЕМПЕРАТУРЫ СЕТЕВОЙ ВОДЫ ТЕПЛОФИКАЦИОННОГО БЛОКА С ТУРБИНОЙ ПТ-80............ Обеспечение проведения эффективного мониторинга участия электростанций ОЭС Северо-Запада в первичном регулировании частоты в соответствии с утвержденной методикой и предусмотренными ею характеристиками......................................................................................................................................... КРАТКИЙ АНАЛИЗ ПО АВАРИЙНЫМ СИТУАЦИЯМ 2003 ГОДА В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ США И ЗАПАДНОЙ ЕВРОПЫ (ИТАЛИЯ, ВЕЛИКОБРИТАНИЯ, ШВЕЦИЯ-ДАНИЯ, ФИНЛЯНДИЯ)............. ОБ ВЫПОЛНЕННЫХ И ПЛАНИРУЕМЫХ К ВЫПОЛНЕНИЮ РАБОТАХ НА ОАО «КОНАКОВСКАЯ ГРЭС» ПО РЕАЛИЗАЦИИ ТРЕБОВАНИЙ ПРИКАЗА РАО «ЕЭС РОССИИ № 524 ОТ 18.09.2003........ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И МОЩНОСТИ ПРИ МОДЕРНИЗАЦИИ АСУ ТП ЭНЕРГОБЛОКОВ 800МВТ БЕРЕЗОВСКОЙ ГРЭС-1................................................................................. О ХОДЕ МОДЕРНИЗАЦИИ НА СУРГУТСКОЙ ГРЭС-2, ТРУДНОСТЯХ И ПУТЯХ ПРЕОДОЛЕНИЯ, ОБ УЖЕ ВЫПОЛНЕННЫХ И ПЛАНИРУЕМЫХ К ВЫПОЛНЕНИЮ РАБОТАХ.

.................................. СООБЩЕНИЕ О ХОДЕ ВЫПОЛНЕНИЯ ПОРУЧЕНИЙ ПРИКАЗА № 524 ОТ 10.09.2002Г. ОАО "КОСТРОМСКАЯ ГРЭС"............................................................................................................................. ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА УЧАСТИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ В ОЭС СИБИРИ............................................................. ИНФОРМАЦИОННОЕ СООБЩЕНИЕ ОАО «РОСТОВЭНЕРГО»............................................................ ПРЕДЛОЖЕНИЯ ОДУ ЦЕНТРА ПО ПРИМЕНЕНИЮ СТАТИСТИЧЕСКОГО МЕТОДА В СИСТЕМЕ МОНИТОРИНГА УЧАСТИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В РЕЖИМАХ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ.......................................................................................................................... О ХОДЕ МОДЕРНИЗАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКОВ № 1, № 2 - 200 МВТ ЩЁКИНСКОЙ ГРЭС.................... ИНФОРМАЦИОННОЕ СООБЩЕНИЕ ОРЛОВСКОГО РДУ..................................................................... О ХОДЕ РАБОТ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ УЧАСТИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ОБЩЕМ ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ...................................................................................................................................... Обобщенные данные о ходе выполнения электростанциями России мероприятий по подготовке к участию в ПРЧ.............................................................................................................................................. ОРГАНИЗАЦИЯ МОНИТОРИНГА УЧАСТИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ОЭС УРАЛА В ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ.................................................................................................................. О МОНИТОРИНГЕ ПЕРВИЧНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ..................................................................................................................................................... ДОКЛАД О МОНИТОРИНГЕ ПЕРВИЧНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ В КОЛЬСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ...................................................................................................................................... ИНФОРМАЦИЯ ОДУ СК О ВЫПОЛНЕНИИ ТРЕБОВАНИЙ ПРИКАЗА РАО «ЕЭС РОССИИ» ОТ 18.09.02 № «О ПОВЫШЕНИИ КАЧЕСТВА ПЕРВИЧНОГО И ВТОРИЧНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТОКА В ЕЭС РОССИИ».................................................................................................... ОБ ОСНОВНЫХ ТРУДНОСТЯХ ПРИ МОДЕРНИЗАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКОВ НА СООТВЕТСТВИЕ СИСТЕМНЫМ ТЕХНИЧЕСКИМ ТРЕБОВАНИЯМ И ПУТЯХ ИХ ПРЕОДОЛЕНИЯ........................... РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ ПРОТИВОАВАРИЙНЫХ РАЗГРУЗОК НА ЭНЕРГОБЛОКЕ К-800- ПЕРМСКОЙ ГРЭС..................................................................................................................................... УЧАСТИЕ ТЭС ОАО «МОСЭНЕРГО» В ОБЩЕМ И НОРМИРОВАННОМ ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТОКА В ЕЭС РОССИИ.

Д.А. Баршак, ОАО «Мосэнерго»

В соответствии с требованиями приложения 6 к приказу РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 № для участия в нормированном первичном регулировании частоты (НПРЧ) выделены энергоблоки ст. №№ 4, 5, и 6 ГРЭС-4 и ст. №№ 4 и 5 ГРЭС-5 (9 % установленной мощности энергосистемы). Для этих энергоблоков подготовлены, согласованы и утверждены сетевые графики выполнения работ по обеспечению участия в НПРЧ.

В соответствии с сетевыми графиками выполнена следующая работа:

1. Энергоблок 300МВт ст.№ 6 ГРЭС-4 – проведена модернизация системы автоматического регулирования турбины с использованием ПТК «ССС» с целью обеспечения соответствия системным техническим требованиям (приложение 5 приказа РАО «ЕЭС России» от 18.09. № 524). Выполнена модернизация системы автоматического регулирования энергетического котла с использованием ПТК «Квинт» производства НИИ «Теплоприбор». В настоящее время ведутся наладочные работы. В соответствии с сетевым графиком, сдача в промышленную эксплуатацию состоится в апреле 2004 года.

2. Энергоблоки 300МВт ст.№ 4 ГРЭС-4 и 200 МВт ст.№ 5 ГРЭС-5 – проводится конкурс на выполнение работ по разработке и поставке АСУ ТП энергоблоков и систем автоматического регулирования турбин. Для участия в конкурсе приглашены следующие фирмы: НИИ «Теплоприбор», АББ автоматизация, ЗАО «Интеравтоматика», компания «Emerson Process Management», фирма «ССС». Проведение работ по модернизации энергоблоков запланировано на период капитальных ремонтов 2004 года. Сдача в промышленную эксплуатацию состоится в 2005 году.

В III квартале 2003 года завершена работа по проверке готовности электростанций ОАО «Мосэнерго» к участию в общем первичном регулировании частоты. В результате проверки получены следующие результаты:

По заключению ОРГРЭС готовы к участию в общем первичном регулировании частоты 51 % установленной мощности энергосистемы (ЗаГАЭС, ГТЭ-150 ст.№4,5 ГРЭС-3, GT 35 ТЭЦ-29, ТЭЦ-9, ТЭЦ-11, ТЭЦ-16, ТЭЦ-17, бл. 250 МВт ст.№ 9,10 ТЭЦ-22, очередь 130 ата ТЭЦ-22, бл. 250 МВт ст.№ 5,6 ТЭЦ-23, ТЭЦ-25, бл. 250 МВт ст.№ 3-7 и бл. МВт ст.№ 2 ТЭЦ-26, ТЭЦ-27).

Прошли испытания на готовность к участию в общем первичном регулировании частоты 10 % установленной мощности энергосистемы (ТЭЦ-8, очередь 130 ата ТЭЦ-21, бл. 80 МВт ст.№ 1 ТЭЦ-26), ранее имевших отступления от требований ПТЭ (в настоящее время заключается договор с ОРГРЭС на подготовку заключений по результатам испытаний).

Освобождены от участия в общем первичном регулировании частоты с оформлением актов отступления от требований ПТЭ согласованных в ОРГРЭС и утвержденных в департаменте электрических станций РАО «ЕЭС России» 11 % установленной мощности энергосистемы (ГТ-100 ст. № 1-3, паротурбинная часть ГРЭС-3, бл. 300 МВт ст.№1,2 ГРЭС-4, 200 МВт ст.№1-3 ГРЭС-5, филиал ТЭЦ-12).

Остальное оборудование (19 % установленной мощности энергосистемы) имеет отступления от требований ПТЭ в части готовности к участию в общем первичном регулировании частоты, оформленные соответствующими актами и планы мероприятий по их устранению, согласованные в ОРГРЭС и утвержденные в департаменте электрических станций РАО «ЕЭС России».

Копии документов, подготовленных по результатам проверки готовности электростанций ОАО «Мосэнерго» к участию в общем и нормированном первичном регулировании частоты, переданы в ОРГРЭС, ОДУ Центра, департамент электрических станций.

АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ УЧАСТИЯ НЕБОЛЬШИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ЭНЕРГОСИСТЕМ В ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ.

Ю.С. Беляков, Карельское РДУ 1. Некоторые общие вопросы.

Карельская энергосистема характеризуется тем, что в ее распоряжении имеются генерирующие источники небольшой мощности, но представленные в достаточно большом количестве. В основном это ГЭС с единичной мощностью гидрогенераторов от сотен кВт до 45 МВт, которые работают совместно с тепловыми электростанциями, работающими в теплофикационном режиме, из которых одна представляет собой ТЭЦ г. Петрозаводска и три блок-станции промпредприятий.

С режимных позиций ГЭС отличаются друг от друга тем, что большая часть имеет водохранилища и некоторая часть работает чисто по водотоку. ТЭЦ и блок-станции работают большую часть времени в теплофикационном режиме.

К первичному регулированию частоты официально привлечены: Петрозаводская ТЭЦ, все ГЭС за исключением тех, которые работают по водотоку.

2. Анализ результатов мониторинга частоты 17.08.03.

Результаты мониторинга частоты показаны в таблице 1 (выборочно, наиболее показательные цифры). На основе этих данных рассчитан фактический статизм электростанций и энергосистемы в целом для максимального зафиксированного повышения частоты (50.12 Гц), принимая его как относительную величину в процентах [1]:

f f f P n S% = 100 = n (1) P P f n P n f - номинальное значение частоты, где - нагрузка электростанции перед P n n изменением частоты. Результаты расчета по этой формуле приведены в таблице 2. Анализ этих результатов показывает, что расчетный статизм близок к отчетному, т.е. близок к тем величинам статизма, которые были даны электростанциями в результате испытаний систем регулирования турбин.

Некоторые расхождения носят не принципиальный характер. Для получения более достоверных результатов в сравнении расчетных (фактических) величин и отчетных величин необходимо более значительное отклонение частоты при мониторинге и желательно в обе стороны от номинальной.

Необходимо также отметить, что ГЭС, работающие по водотоку в первый момент времени также пытаются принять участие в регулировании частоты, однако практически сразу регулятор по водотоку начинает восстанавливать первоначальную нагрузку, что обосновано ввиду отсутствия у таких ГЭС водохранилищ.

В целом, можно сказать, что хотя ГЭС небольшой мощности оказывают небольшое влияние на поддержание частоты, но они вносят пропорциональный вклад в первичное регулирование частоты и нормализацию перетоков мощности в объединенной энергосистеме [2].

3. Измерение частоты во время переходных процессов.

Тот факт, что частота, измеренная в процессе мониторинга, на Севере Карелии отличается от частоты Юга Карелии вероятно является следствием не только погрешности измерения, но и следствием реальных физических процессов, происходящих в энергосистеме в переходный период. Вопрос, что такое частота при переходном процессе, не имеет однозначного ответа. Действительно, классическое определение частоты справедливо только для синусоидального (или косинусоидального) сигнала определенного на бесконечной оси времени (от - до + ). Во время переходного процесса кривая напряжения (или тока) отличается от синусоиды, те самым определяя наличие конечного или бесконечного спектра гармонических составляющих. Их можно вычислить, но они не раскрывают физический смысл самого переходного процесса.

Традиционный метод измерения частоты путем фиксации интервалов времени между моментами перехода через ноль мгновенных значений напряжения может зафиксировать факт выбега или отставания генераторов (или даже группы генераторов) при переходных процессах (например при синхронных качаниях). Но этот метод также не отражает физику этих процессов. Кроме того, этот метод не обеспечивает новых требований измерения частоты с погрешностью не более 0.001 Гц, что справедливо отмечено в [3]. Однако, рассматривать вопросы измерения частоты только с позиций современных алгоритмов цифровой обработки сигналов недостаточно. В этом смысле перспективным может оказаться использование понятия «мгновенной частоты» и «мгновенной фазы».

Понятия мгновенной частоты и мгновенной фазы давно используются при анализе радиотехнических модулированных сигналов [4]. В общем виде такой сигнал может бать представлен в виде:

[ ] x(t ) = A(t ) sin (t )t +, (2) из которого вытекает понятие мгновенной фазы:

x (t ) (t ) = (t )t + = arcsin A(t ).

(3) Сигнал (2) можно представить по другому:

[ ] x(t ) = A(t ) sin 0 t + (t ). (4) Обозначив:

t + (t ) = (t ), можно ввести понятие мгновенной частоты:

d (t ) d (t ) = 0 + (t ) =. (5) dt dt Эти понятия мгновенной частоты и мгновенной фазы позволяют интерпретировать поведение генераторов при переходных процессах. Например, если генераторы пошли на ускорение без выхода из синхронизма, то их мгновенная частота начинает превышать мгновенную частоту энергосистемы. Может иметь место и обратное явление, энергосистема пошла на ускорение. В этом случае происходит увеличение ее мгновенной частоты, которая в первые моменты будет превышать мгновенную частоту удаленных генераторов. Вероятней всего именно это явление и наблюдалось при мониторинге частоты 17.08.03, частота на юге Карелии в начале переходного процесса была выше по сравнению с Севером, в дальнейшем они практически сравнялись. Из сказанного видно, что принятый метод измерения частоты способен уловить особенности переходных процессов, но мгновенная частота больше отражает физический смысл происходящего и более точно описывает изменение частоты во времени.

Конечно, на пути реализации на практике расчета и получения данных на основе понятий мгновенной частоты и мгновенной фазы стоят определенные трудности, Один из путей решения такой задачи предложен в [5]. Ниже показана блок-схема вычисления:

A(t) 2 u(t) + v(t) u(t) v(t) L[u(t)] (t) d v (t ) arctg dt u (t ) (t) В этой блок схеме сигнал представляется в комплексной форме:

s (t ) = u (t ) + jv(t ), (6) где u(t) – тот входной сигнал, частоту которого необходимо измерить, v(t) – сопряженный с ним сигнал, который в общем случае находится с помощью преобразования Гильберта, обозначенн6ого на схеме L[u(t)] и представляющего собой зависимость:

+ 1 u ( ) v (t ) = d. (7) t Для периодических сигналов это преобразование эквивалентно повороту на угол -/2 всех фаз спектральных составляющих сигнала u (t ).

Таким образом, понятие мгновенной частоты может оказаться весьма полезным при осуществлении требования измерения частоты с точностью 0.001 Гц (а в дальнейшем может быть и с большей точностью), а также при ответе на поставленный вопрос, что такое частота при переходном процессе.

Литература 1. Павлов Г.М., Меркурьев Г.В. Автоматика энергосистем. - С.П.: 2001, с. 184 – 270.

2. Коган Ф.Л. Проблемы обеспечения эффективности первичного регулирования частоты в ЕЭС России, СНГ и Балтии. - Сборник докладов научно-технической конференции «Повышение качества регулирования частоты», 17 – 18 декабря 2002 года, М.: 2002, с. 3 – 9.

3. Пуляев В.И. Измерение значения частоты электрического тока при аварийных нарушениях в ЕЭС. - Сборник докладов научно-технической конференции «Повышение качества регулирования частоты», 17 – 18 декабря 2002 года, М.: 2002, с. 182 – 189.

4. Финк Л.М. Сигналы, помехи, ошибки. - М.: Радио и Связь, 1984, с. 15 – 50.

5. Вакман Д.Е. Об определении понятий амплитуды, фазы и мгновенной частоты сигнала. Радиотехника и электроника, 1972, т. 17, № 5, с. 972 – 978.

РЕЗУЛЬТАТЫ МОНИТОРИНГА ЧАСТОТЫ 17.08.03 ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ РЕСПУБЛИКИ КАРЕЛИЯ Таблица Время, Частота, Гц Мощность электростанций, МВт Суммарная часы, Каскад Каскад Каскад Петрозавоская мощность минуты, Север Юг Сунских Выгских Кемских ТЭЦ электростанций, секунды ГЭС ГЭС ГЭС МВт 5.57.00 50.01 50.02 11.3 70.0 70.0 40.0 191. 5.57.30 50.01 50.09 11.9 70.0 70.0 40.0 190. 5.58.00 50.08 50.09 11.8 69.0 69.0 38.0 186. 5.58.30 50.08 50.09 10.6 68.0 68.0 38.0 184. 5.59.00 50.09 50.10 10.7 67.0 67.0 37.0 181. 5.59.30 50.11 50.12 10.7 67.0 68.0 38.0 182. 6.00.00 50.11 50.11 10.5 67.0 68.0 38.0 183. 6.01.00 50.11 50.11 10.4 67.0 67.0 38.0 182. 6.12.50 49.99 49.99 10.6 73.0 70.0 42.0 195. СРАВНЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ ПО СТАТИЗМУ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ МОНИТОРИНГА И ОТЧЕТНЫХ ДАННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ Таблица S % статизм систем регулирования Каскад Каскад Каскад Петрозавод- Энерго Сунских ГЭС Выгских ГЭС Кемских ГЭС ская ТЭЦ система Результаты 3.76 4.66 6.98 3.99 4. мониторинга Отчетная 4.25 4.70 6.00 4.80 --- величина МЕТОДИКА ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ РЕЗЕРВОВ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В.П. Будовский, В.Т. Воронин, Ю.Д. Карасев, А.В. Ильенко, ОДУ Северного Кавказа Расширение рынка электроэнергии на Запад и подготовка ЕЭС России к включению на параллельную работу с энергообъединениями Европы остро поставило на повестку дня проблему регулирования частоты. Приказом № 368 РАО «ЕЭС России» от 9.07.2000г.[1], а затем и приказом № от 18.09.2002г. определены основные задачи повышения качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России. Этой же проблеме было посвящено и совместное заседание Бюро Научно-технического совета РАО «ЕЭС России» и Научного совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики по теме «Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка» [2], а так же целый ряд публикаций в отраслевых изданиях [3 8].

Участие электростанций в общем первичном регулировании частоты рассматривается как одно из важнейших условий подключения к электрическим сетям. Общее руководство и координация процессом регулирования частоты и мощности поручено осуществлять Системному оператору, как организации ответственной за регулирование.

Для обеспечения эффективного первичного регулирования в ЕЭС, ОЭС и в энергосистемах должен создаваться и постоянно поддерживаться резерв первичной регулирующей мощности на загрузку и разгрузку выделенных электростанций нормированного первичного регулирования.

Резерв первичной регулирующей мощности предусматривается в суточных графиках нагрузки электростанций, выделяемых для нормированного первичного регулирования и должен постоянно контролироваться диспетчером энергосистемы, ОДУ и обеспечиваться персоналом электростанций.

Вместе с тем имеющиеся в настоящее время в распоряжении диспетчера технические средства не позволяют получать указанные оценки резервов активной мощности на электростанциях. В настоящей работе предпринята попытка решения указанной задачи.

Имея данные о предельных и текущих параметрах генерации активной мощности конкретным энергоблоком, можно определить его вращающийся резерв на повышение Ррез.+ = Рмакс. – Рген.f (1) и на понижение Ррез.- = Рмин. – Рген.f, (2) где Рмакс. и Рмин.– максимально и минимально допустимые мощности генерации энергоблока, Рген.f – текущая генерация энергоблока при частоте f.

В соответствии со статической характеристикой энергоблока (рис.1) текущая генерация при частоте f определится P Pf = н н P, (3) ген. f s sf где Рн – номинальная мощность энергоблока, s – статизм системы первичного регулирования, f – точка пересечения статической характеристики с осью абсцисс.

Выражение (3) представляет собой уравнение прямой в координатах Рген.f и f. Зная параметры данного уравнения Рн, s и f0 можно прогнозировать загрузку энергоблока первичными регуляторами частоты при заданном ее значении.

Статическая характеристика системы первичного регулирования является величиной постоянной и определяется, как параметрами системы регулирования, так и конструкцией турбины.

Параметр f0 определяется уставкой регулятора и может оперативно изменяться, поэтому этот параметр должен также оперативно контролироваться.

Предполагая, что среднее значение коэффициента статизма системы регулирования для конкретного энергоблока известно, а текущая частота и генерация определяются по показаниям системы телемеханики, определим Pf f= н (4) P sP н ген. f и подставляя полученное значение f0 в выражение (3) мы получаем возможность вычислить генерацию энергоблока при произвольном значении частоты, а значит и при допустимом (fд) и предельном (fп) отклонениях от номинального значения, без учета зоны нечувствительности.

Вычисление величины f0 позволяет оперативно контролировать положение статической характеристики системы первичного регулирования турбины, которое может изменяться, как за счет действий оперативного персонала, так и за счет действий систем вторичного регулирования.

Как видно из рис.1 вращающийся резерв на повышение разбивается на две составляющие:

- резерв, используемый первичными регуляторами при отклонении частоты от номинального значения (Ррез.1д, Ррез.1п);

- резерв, остающийся в распоряжении вторичного регулирования (Ррез.2д, Ррез.2п).

Приведенные соображения позволяют получать прогнозные оперативные оценки первичного и вторичного резерва при допустимом и предельно допустимом отклонении частоты от номинального значения.

Наличие зоны нечувствительности приводит к тому, что часть агрегатов не участвует в регулировании частоты, т.к. при заданной частоте электрической сети агрегат может нести любую нагрузку в пределах изменения мощности в зависимости от того, в каком направлении проходило изменение частоты в момент времени, предшествующий рассматриваемому. Диапазон возможного изменения нагрузки агрегата (рис.1) P df dP = н (5) sf Рис. 1. Статическая характеристика энергоблока где df – зона нечувствительности по частоте.

Величина df для каждого агрегата может быть взята из результатов комплексных испытаний по проверке готовности энергоустановки к участию в первичном регулировании частоты, которые в соответствии с приказом РАО «ЕЭС России» № 368 и методическим пособием по проверке готовности ТЭС к первичному регулированию частоты в «ЕЭС России» [1] должны быть проведены на всех электjростанциях.

При отсутствии таких данных, когда точное значение зоны нечувствительности неизвестно, принимается ее наибольшее значение в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» [9] и системных технических требований к энергоблокам тепловых электростанций, выделяемых для участия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании, изложенных в приказе РАО «ЕЭС России» № 524.

В соответствии с изложенным, имеет смысл говорить об интервалах оценок величины резерва единичного агрегата при допустимом снижении частоты Pрез.н1д [Ррез.1д – dP, Ррез.1д ] Pрез.н2д [Ррез.2д, Ррез.2д + dP] (6) или предельном снижении частоты Pрез.н1п [Ррез.1п – dP, Ррез.1п ] Pрез.н2п [Ррез.2п, Ррез.2п + dP]. (7) Поскольку реальная статическая характеристика системы регулирования турбины не является идеальной прямой и для нее нормируется местная степень неравномерности [9], то оценку зоны неопределенности изменения нагрузки агрегата следует определять исходя из минимального значения коэффициента статизма Smin P df dP = н, (8) sf min При большом числе агрегатов на электростанции, работающих параллельно, равновесный режим каждого из них по-разному располагается в пределах зоны нечувствительности. Всегда найдутся агрегаты, реагирующие на изменение частоты. Положение муфты измерительного органа в пределах зоны нечувствительности регулятора для данного момента времени может находиться на любом расстоянии от ее границы.

Дальнейшие рассуждения проведем в предположении, что положения измерительных органов всех регуляторов, участвующих в регулировании частоты, равновероятны. В этом случае точки, обозначающие положение измерительных органов всех регуляторов, равномерно заполняют зону нечувствительности df и суммарную, наиболее вероятную оценку интервалов резерва на электростанции с n работающими агрегатами можно определить как [ P n P n n 0.5 max(dP), Pрез.1 f ] (9) рез.н1 f рез.1 f [ P n P n n, P + 0.5 max(dP)] (10) рез.н 2 f рез.2 f рез.2 f где f – отклонение частоты от номинального значения (допустимое, предельное или др.), max(dP) – максимальная зона неопределенности изменения нагрузки на агрегатах электростанции.

Аналогично можно определить и соответствующие резервы в целом по энергосистеме.

Все приведенные рассуждения выполнены без учета точности получаемых по каналам телемеханики данных о частоте и генерации.

В соответствии с теорией ошибок [10] возможная погрешность в определении точки пересечения статической характеристики с осью абсцисс df df P Pf f = f + P = f + P н н 0 (11) P sP df dP P ген. f н ген. f ген. f где f – суммарная максимальная погрешность телеизмерения частоты, P – суммарная максимальная погрешность телеизмерения генерации энергоблока.

Данная погрешность приводит к расширению зоны неопределенности в распределении видов резерва агрегата на величину P df P = f н (12) sf min С учетом изложенного выражения ( 9 ) и ( 10 ) примут вид [ P 0.5max(dP) P, Pрез.1 f ] n 2n P n (13) рез.н1 f рез.1 f [ P + 0.5 max(dP) + P n P n n, P ] (14) рез.н 2 f рез.2 f рез.2 f В качестве примера произведем оценку распределения видов резерва для энергоблоков со следующими характеристиками:

Рн = 300 МВт, s = 0.05, smin = 0.025, f = 50 Гц, Рген.f = 250 МВт, f = 0.01 Гц, P = 1 МВт, df = 0.15 Гц.

При отклонении частоты до нижнего предельного значения f = 49.8 Гц весь первичный резерв единичного энергоблока Ррез.1д = 22 МВт окажется в зоне неопределенности dP = 35 МВт. Если же в работе окажется, например, 4 энергоблока, то распределение резервов будет следующим Ррез.1д = МВт, dP = 17.5 МВт, Ррез.2д = 109.5 МВт, что вполне может быть подвергнуто контролю.

Однако мало получить оценки объемов резерва, необходимо разработать такой метод предъявления, указанной ранее, информации диспетчеру, что бы он мог максимально эффективно ее использовать.

Объем формируемого в энергосистеме резерва строго подчиняется иерархическому принципу, следовательно, и способ предъявления информации о резерве должен характеризоваться многоступенчатой структурой построения системы отображения информации. На ступени отображается состояние контролируемого объекта в целом – общий объем резерва в энергосистеме.

Диспетчер непрерывно снабжается информацией об общей ситуации без ее детализации. На ступени 2 по указанию диспетчера отображается состояние отдельной части объекта управления (резерв отдельной электростанции). При этом предъявляется только та информация, которую найдет нужным получить диспетчер после ознакомления с общей ситуацией. На ступени 3, по требованию диспетчера, отображается информация о состоянии каждого контролируемого параметра (резервы отдельных энергоблоков).

На рис.2 приведен внешний вид предлагаемого информационного табло, на котором отображаются оценки распределения вращающегося резерва между первичным (13) и вторичным регулированием (14). Данный вид информационного табло может использоваться на каждой ступени иерархии резервов. На данном рисунке показан вид табло на примере работы одной из электростанций с использованием реальных телеизмерений оперативно-информационного комплекса СК-2000, функционирующего в ОДУ Северного Кавказа.

Табло состоит из двух зон. В первой зоне отображается информация о распределении резервов в течение рабочей смены диспетчера (первичный резерв соответствует мощности, которая мобилизуется первичными регуляторами в случае снижения частоты до 49.8 Гц). Во втором – прогноз распределения вращающегося резерва в текущий момент времени в случае различного снижения частоты. Граница между зонами соответствует текущему моменту времени и мобилизации первичного резерва в случае снижении частоты до 49.8 Гц.

В первой зоне табло мы видим, что между 1-м часом ночи и 5-30 утрат вращающийся резерв контролируемой электростанции составил 450 МВт, из которых 50 МВт мобилизуется первичными регуляторами в случае снижения частоты до 49.8 Гц. С началом утреннего максимума нагрузки (между 5-30 и 6-ю часами утра) происходит загрузка энергоблоков, что приводит к снижению вращающегося резерва на электростанции, вплоть до нуля между 9-30 и 10-00. Резерв в целом по объединенной энергосистеме в это время размещался на других электростанциях.

МВт Текущий момент Ретроспектива распределения время резервов за 12 предшествующих часов.

Прогнозные оценки распределения резервов в случае соответствующего снижения частоты Гц Рис.2. Внешний вид информационного табло резервов при номинальной частоте - первичный резерв, - зона неопределенности, - вторичный резерв.

В промежутке времени между 8-30 и 9-30 весь резерв сосредоточен в области первичного регулирования, а с 11-30 до текущего момента времени, отображенного на табло, распределение загрузки энергоблоков оказалось таким, что величина первичного резерва составила приблизительно 10 МВт, этого явно недостаточно для обеспечения нормированного первичного регулирования.

Приведенная ситуация требует вмешательства диспетчера для изменения распределения загрузки энергоблоков с целью обеспечения большего диапазона первичного регулирования.

Приведенный анализ невозможен при традиционных методах контроля величины вращающегося резерва на электростанциях.

Для принятия оперативных решений в процессе управления энергосистемой диспетчеру необходимо знать, каким резервом вторичной регулирующей мощности он будет обладать в той или иной ситуации, в том числе и при различных снижениях частоты. Такую информацию ему может предоставить вторая часть предлагаемого информационного табло.

Со снижением частоты в энергосистеме, первичные регуляторы увеличивают загрузку энергоблоков, снижая величину вращающегося резерва, остающегося в распоряжении диспетчера (вторичного резерва).

Информация второй зоны табло на рис. 2 показывает, что в интервале частот 49.8-49.7 Гц происходит расширение зоны неопределенности в распределении резервов (за счет достижения предельного значения генерирующей мощности одним из энергоблоков электростанции), а при частоте 49.5 Гц по данной станции практически не остается резервной мощности, несмотря на ее наличие ( МВт) при текущей частоте в энергосистеме.

Заключение.

Предложенная методика позволит диспетчеру получать оперативные прогнозные оценки резерва первичной регулирующей мощности (нормального, при снижении частоты до fд и аварийного, при снижении частоты до fп) и остающегося в его распоряжении вторичного резерва после загрузки агрегатов действием первичных регуляторов при соответствующих отклонениях частоты от текущего значения.

Литература Проблемы совершенствования регулирования частоты в ЕЭС России в условиях конкурентного 1.

рынка и программные задачи по подготовке к синхронной работе энергообъединений Востока и Запада/ Под ред. А.Ф. Дьякова, Ф.Л. Когана, Ю.Н. Кучерова, В.В. Нечаева. – М.: СПО ОРГРЭС, 2002 – 320с.

2. Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка./ Протокол совместного заседания Бюро Научно-технического совета РАО «ЕЭС России» и Научного совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики. – Электрические станции, 2002, №4.

3. Кучеров Ю.Н., Коган Ф.Л., Ительман Ю.Р., Касьянов Л.Н. О подготовке электрических станций к синхронной работе ЕЭС России с энергообъединениями Европы. – Электрические станции, 2000, №4.

4. Марченко Е.А. Качество частоты в ЕЭС России в свете западноевропейских требований. Электрические станции, 2001, №2.

5. Коган Ф.Л. Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка. – Электрические станции, 2002, №4.

6. Проблемы и задачи синхронного объединения ЕЭС России с европейскими энергосистемами/ Бондаренко А.Ф., Герих В.П., Кучеров Ю.Н. и др. – Электрические станции, 2002, №4.

7. Фотин Л.П. К определению научно-технических проблем и программных задач повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка. – Электрические станции, 2002, №4.

8. Комаров А.Н., Бондаренко А.Ф. Регулирование частоты в энергосистемах России в современных условиях. – Электрические станции, 2002, №4.

9. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации/ Министерство топлива и энергетики РФ. СО 153-34.20.501-2003 – М.: СПО ОРГРЭС, 2003г.

10. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики.- М.: Наука, 1970 – 664с.

РЕАЛИЗАЦИЯ ВОПРОСОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И МОЩНОСТИ НА ЭНЕРГОБЛОКАХ №№ 4-5 ШАТУРСКОЙ ГРЭС №5.

В.М. Гвоздев, Шатурская ГРЭС № Для участия в нормированном первичном регулировании частоты и мощности приказом РАО ЕЭС России на ГРЭС №5 ОАО Мосэнерго определены блоки № 4 и 5. Соответствующие блоки находятся в эксплуатации с 1978 года.

С начала эксплуатации на блоках № 4, 5 используются автоматические регуляторы типа РПИБ, в количестве 105 шт.

Аппаратура РПИБ завода МЗТА морально устарела и давно снята с производства. По договору с МЭИ на ГРЭС №5 на блоках № 4, 5 была реализована схема горения на базе регуляторов типа ПРОТАР с корректирующим сигналом по перепаду в циркуляционном контуре /менее инерционен по отношению к существовавшим по замеру “O2”.

Однако по заключению специалистов ОРГРЭС, обследовавших ГРЭС №5 в июне 2001 года на предмет разработки мероприятий по обеспечению участия энергоблоков в первичном регулировании частоты схемы регулирования процесса горения /по структурам МЭИ/ и установленные средства измерения расходов газа, мазута и воздуха не позволяют реализовать АСР, обеспечивающие регулирование при совместном сжигании двух видов топлива, в различном соотношении во всем регулировочном диапазоне котлов, так как предназначены для режимов работы котла с постоянным составом горелок /с 12-ю работающими горелками/ в диапазоне 210-120 МВт /п. 1.2.4 “Отчет ОРГРЭС”/.

По совместному решению ГРЭС №5 и МЭИ на основании рекомендации ОРГРЭС была выполнена схема главного регулятора с корректирующим регулятором по O2 на базе аппаратуры “Протар”. Однако основываясь на выводах специалистов ОРГРЭС, а именно:

а/ в качестве технических средств, на которых реализованы АСР технологических параметров используется аппаратура РПИБ, а также датчики с натуральным сигналом /МЭД, ДМ, ДТ/.

Вся перечисленная аппаратура морально устарела, физически изношена и снята с производства. Кроме того, на этой аппаратуре невозможно реализовать сложные алгоритмы управления топливом, воздухом, связанные с отключением /включением/ горелок и т.д.

б/ необходимо оснастить АСР температуры первичного пара средствами автоподстройки динамических параметров настройки, считаем необходимым внедрение в 2004 году на энергоблоках № и 5 Шатурской ГРЭС №5 САУМ на базе современных ПТК.

О ПОДГОТОВКЕ ОБОРУДОВАНИЯ РЕФТИНСКОЙ ГРЭС К УЧАСТИЮ В ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ.

Грехов Л.Л. Рефтинская ГРЭС 1. Краткая характеристика оборудования Рефтинской ГРЭС.

На Рефтинской ГРЭС установлены 10 энергоблоков мощностью 300 (6 блоков) и 500 (4 блока) мегаватт. Общая установленная мощность станции 3800 Мвт. Блоки вводились с 1970 г. (первый блок 300 Мвт) по 1980 г. (10-й блок 500 Мвт). Все блоки станции исключительно угольные, в качестве топлива используется в основном экибастузский уголь (другие угли, включая местные бурые и кузнецкий каменный) сжигаются эпизодически и в несущественных количествах. Природного газа на ГРЭС нет вообще, а в качестве растопочного топлива используется мазут;

он же используется для подсветки топки при перебоях в работе пылесистем или при ухудшении качества угля. Общий расход мазута невелик и за месяц в топливном балансе не превышает десятых долей процента (обычно 0,5…0,7%).

Котлы всех блоков – Подольского завода, на блоках 300 двухкорпусные, на блоках однокорпусные. Системы пылеприготовления на всех блоках с быстроходными молотковыми мельницами, с прямым вдуванием (без промбункера и пылепитателей). На каждом блоке установлено по 8 пылесистем, работающих на 24 горелки. Нормально в работе постоянно находятся все пылесистемы, однако реально зачастую одна, а иногда и больше мельниц находятся в ремонте. Как правило без одной мельницы блок способен нести полную нагрузку, а иногда и без двух (при условии, что остальные мельницы не изношены, а уголь поступает с качеством выше среднего).

Турбины всех блоков - Харьковского турбинного завода, системы автоматического регулирования в качестве рабочей среды используют турбинный конденсат с давлением 20 (30 на блоках 500) атмосфер. В качестве датчика частоты в САР используется насос-импеллер, диапазон работы датчика частоты вращения - от 2850 оборотов/мин и выше. Из электрогидравлических устройств на всех блоках присутствует только проектный электрогидравлический преобразователь, работающий в настоящее время исключительно в дежурном режиме и срабатывающий по факту отключения генератора. Его основное назначение – ускорение закрытия регулирующих клапанов при сбросе нагрузки. Так как в настоящее время режим удержания холостого хода на блоках не реализован, то в любом случае отключение генератора влечет за собой полную остановку блока действием защит.

На всех блоках (кроме 10-го, о котором разговор ниже) внедрен и находится в постоянной эксплуатации одинаковый объем средств автоматического регулирования: все основные турбинные регуляторы (регуляторы уплотнений турбин, уровней в подогревателях и в конденсаторе, расхода подпиточной воды и т.д.) и регуляторы пароводяного тракта котла (регуляторы расхода питательной воды и загрузки питательного насоса, регуляторы температур первичного и вторичного тракта, регулятор разрежения в топке). На всех блоках в постоянной работе находятся регуляторы давления пара перед турбиной (имеется разрешение АО-энерго). Не реализованы регуляторы топлива, общего и первичного воздуха – регулирование этих параметров выполняется машинистами блоков дистанционно. Диапазон регулирования нагрузки на всех блоках – 70…100%, при этом режимы оборудования достаточно устойчивы.

2. Реконструкция системы управления блока 10 мощностью 500 Мвт.

На блоке 10 в 1996…1997 годах была выполнена реконструкция СКУ с внедрением полномаштабной системы АСУТП фирмы SIEMENS (комплекс Teleperm-ME). Проектные работы и наладка выполнялись АО «Интеравтоматика» с участием специалистов ГРЭС. В результате внедрения системы АСУТП удалось принципиально расширить объем автоматизации оборудования: повторены на новой аппаратной базе не только все ранее работавшие регуляторы, блокировки, защиты и проч., но и введены в реальную работу регуляторы, которые раньше не удавалось реализовать в виде, пригодном для постоянной работы. В настоящее время на блоке в постоянной эксплуатации находятся регуляторы первичного и вторичного воздуха, регуляторы топлива;

реализованы и используются при пусковых операциях регуляторы сбросов с растопочных сепараторов, программаторы повышения температур при прогреве турбины и многие другие алгоритмы, в том числе программы автоматического пуска как турбины, так и вспомогательного оборудования.

Что касается регулятора мощности блока, то к моменту окончания наладочных работ регулятор тепловой нагрузки котла не имел обратной связи по нагрузке генератора и нагрузка блока задавалась машинистом блока в виде «конечного задания», которое регуляторы отрабатывали с заданной скоростью и далее поддерживали неизменным. Корректор мощности по частоте генератора был заложен (и по логике реализации соответствовал САУМ-У), однако наладка его не производилась – просто не хватило времени, а в объеме работ по договору он не предусматривался. Зато была реализована и налажена так называемая «блокировка аварийной разгрузки» – автоматика быстрой разгрузки блока при отключении одного из пары вспомогательных механизмов (дымосос, ПТН и т.п.). Таким образом, объем автоматизации блока создавал базу, обеспечивающую возможность привлечения блока к участию в регулировании частоты.

К моменту, когда были возобновлены работы по наладке корректора частоты, блок с новой системой управления находился в работе уже более 4 лет с постоянной эксплуатацией ключевых регуляторов, что подтверждало их надежность и возможность использования для автоматической коррекции мощности блока.

3. Наладка и испытания корректора мощности.

При наладке корректора мощности блока за основу принимался алгоритм, предложенный и подготовленный АО «Интеравтоматика», однако при первых же попытках проверки алгоритма выявились как чисто технические ошибки в реализации алгоритма (что в общем-то естественно и наблюдалось при первичном опробовании практически всех алгоритмов), так и принципиальные недостатки структуры корректора. В частности, пришлось отказаться от применения элемента формирования коррекции задания для регулятора давления пара перед турбиной (как это рекомендовано для САУМ-У в ИП-06-2000э). Причиной являлся тот факт, что при вступлении в работу БРОУ (при сбросах нагрузки) реальное давление перед турбиной менялось не вполне так, как предполагалось расчетом, вследствие чего не удавалось обеспечить корректное поведение механизма управления турбиной. Кроме того, из-за нелинейности статической характеристики САР поведение давления перед ТГ в общем случае определялось не только величиной изменения частоты, но и начальным положением сервомоторов регулирующих клапанов. Из-за этих факторов обеспечить корректную работу блока формирования дополнительного задания для регулятора давления перед турбиной не удавалось, да и необходимость этого была сомнительна. В конечном итоге нами был реализован несколько другой принцип временного исключения из работы регулятора давления, а именно: на время отклонения частоты от номинальной регулятор давления пара переводится в режим «отслеживания», то есть в качестве задания получает фактическое давление перед турбиной, и тем самым постоянно имеет на входе нулевой небаланс. После возвращения частоты к номинальному значению включается специальный алгоритм, который очень медленно возвращает задание регулятору давления от установившегося к номинальному значению, что обеспечивает с одной стороны восстановление режима блока и баланса нагрузки котла и турбины, а с другой отсутствие колебаний нагрузки (за счет очень малой скорости «исправления» задания).

Кроме того, для оптимального воздействия на регулятор нагрузки котла в структуре частотного корректора реализован не только блок диагностики отклонения частоты от номинальной, но и блок контроля скорости изменения частоты: если скорость изменения частоты выше установленного предела, корректор частоты выдает дополнительные управляющие сигналы, в частности переключающие темп изменения нагрузки котла на максимальный.

Структура системы автоматического регулирования мощности блока 10 и частотного корректора представлены на рис. 1,2.

Контрольные испытания частотного корректора мощности блока проводились по рекомендованной методике. Как и ожидалось, результаты испытаний зависят от того, в каком диапазоне меняется нагрузка блока: находится ли этот диапазон в зоне повышенной местной неравномерности или в зоне пониженной неравномерности САР. Наиболее тяжелые режимы для оборудования блока возникают при сбросе нагрузки в зоне низкой неравномерности САР турбины: при этом первично на турбине сбрасывается нагрузки больше, чем требуется по нормам, что с учетом отставания динамики котла приводит к открытию БРОУ и, в свою очередь, к еще большему временному провалу нагрузки, вплоть до приближения к уставкам автоматического перевода ПТН на работу от БРОУ-ПТН. Тем не менее, даже при указанных сложностях автоматика в конечном итоге вполне приемлимо справлялась с задачей и при тестовом возмущении через 10…12 минут самостоятельно стабилизировала режим на новом уровне нагрузки. Иногда лишь требовалось подкорректировать задание регуляторам впрыска котла, но это скорее особенность котла, имеющего тепловосприятие «хвоста» ниже расчетного. При проведении опытов в диапазоне повышенной неравномерности статической характеристики САР отклонения параметров режима оборудования были «мягче», однако наблюдалось недостаточное первичное изменение мощности турбины, и в целом график мощности укладывается в норматив с минимальным запасом и даже на некоторых участках кратковременно не достигает нормативной величины.

Графики изменения параметров, приведенные к начальным, представлены на рисунках 3…6, графики действительных изменений параметров для примера представлены на рисунках 7,8.

В качестве эксперимента нами были проведены опыты с возмущением по частоте, соответствующим изменению нагрузки на 100…120 Мвт (20…24%);

результаты хотя и не идеальны (восстановление режима до 20 минут), однако подтвердили способность автоматики самостоятельно скорректировать режим блока даже при таком возмущении, что подтверждает наличие некоторого «запаса» по приемистости блока.

Графики изменения параметров при опытах с изменением нагрузки на ~20% представлены на рисунках 9,10.

4. Основные трудности автоматизации регулирования частоты на блоках Рефт ГРЭС.

Часть проблем, препятствующих улучшению параметров корректора частоты на блоке 10, и тем более внедрению его на остальных блоках, уже упоминалась выше. Это низкий существующий уровень автоматизации блоков (отсутствие авторегуляторов горения, которые являются основой регулятора мощности котла), нелинейность статической характеристики САР турбин, причем блок является еще не худшим в этом отношении.

Из прочих трудностей следует назвать:

- ухудшение в последние годы состояние САР турбин (люфты, износы) из-за отсутствия в необходимом объеме запчастей (велика задолженность перед заводом), что приводит не только к искажению характеристики САР, но и к нестабильности поддержания текущей нагрузки (одномоментные колебания нагрузки достигают 15…20 Мвт);

-невозможность применения медленного механизма управления турбины для быстрой коррекции мощности ТГ при частотных возмущениях. Для улучшения положения нужна радикальная реконструкция с переходом на электрогидравлическую САР;

-неудовлетворительные характеристики некоторых важных регулирующих органов (РПК, регуляторы впрысков, МУТ, БРОУ и др.), что усложняет настройку авторегуляторов, ведет к нестабильности настроек и, в некоторых случаях, к автоколебаниям;

-недостаток финансовых средств: по нашим прогнозам оснащение одного блока 500 Мвт системой автоматики в минимально необходимом объеме (без учета реконструкции САР турбины и замены регулирующих органов) потребует не менее 15-20 млн. руб. Для блока 300 Мвт потребуется еще большая сумма (из-за двухкорпусного котла требуется устройство практически двух комплектов регуляторов и надстройка над ними).

Вместе с тем, внедрение и испытания корректора частоты на блоке 10 показывают, что на мощном угольном блоке возможно обеспечить выполнение нормативных требований по готовности блока в автоматическом первичном регулировании частоты, хотя очевидно, что выполнение параметров нормированного первичного регулирования без модернизации оборудования невозможно.

Рисунок 1. Структурная схема регулятора мощности блока.

Рисунок 2. Структурная схема частотного корректора.

Рисунок 3. Наброс мощности (приведенные параметры) Рисунок 4. Сброс мощности (приведенные параметры) Рисунок 5. Наброс мощности (приведенные параметры) Рисунок 6. Сброс мощности (приведенные параметры) Рисунок 7. Наброс мощности (реальные параметры) Рисунок 8. Сброс мощности (реальные параметры) Рисунок 9. Сброс мощности (реальные параметры) Рисунок 10. Наброс мощности (реальные параметры) О ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ НА ЭНЕРГОБЛОКАХ № 5, ОАО «РЯЗАНСКАЯ ГРЭС» ПО ВОПРОСАМ КАЧЕСТВА РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТОКА.

Н.А. Гусев, ОАО «Рязанская ГРЭС»

О состоянии первичного регулирования частоты до проведения модернизации системы 1.

регулирования.

1.1. Разработан и согласован с департаментом электрических станций, департаментом научно технической политики и развития, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» сетевой график выполнения мероприятий по обеспечению участия ОАО «Рязанская ГРЭС» в первичном и вторичном регулировании частоты и мощности.

1.2. Совместно с ОРГРЭС проведены испытания САР турбин блоков 800 МВт ст. № 5,6.

Получено заключение о соответствии характеристик регулирования требованиям ПТЭ.

1.3. Выполнена частичная реконструкция АСУ ТП энергоблока №5 на базе ПТК «Квинт» НИИ «Теплоприбор». В техническое задание на реконструкцию были включены требования по участию в первичном регулировании частоты и мощности.

1.4. Принято решение о проведении модернизации по техническому предложению ОАО «ЛМЗ».


1.5. В РАО «ЕЭС России» и с заводом – изготовителем турбин К-800-240-3 ст. №5,6 ОАО «ЛМЗ» согласовано техническое решение по модернизации САР турбин на основе микропроцессорной техники. Модернизация САР турбин блоков №5,6 намечена в ремонтную кампанию 2003, 2004 года.

1.6. Совместно с фирмами «ОРГРЭС» и «ЭЦН» разработана программа и проведены комплексные испытания энергоблоков №5,6. Получено заключение о готовности энергоблоков ст. №5,6 к участию в первичном регулировании частоты в соответствии с требованиями ПТЭ в диапазоне 400 – 700 МВт.

О выполнении работ на энергоблоке №6 ОАО «Рязанская ГРЭС» по участию в 2.

нормированном первичном регулировании частоты.

2.1. На энергоблоке №6 в период капитального ремонта (6 мая – 19 октября 2003 г.) проведена полномасштабная реконструкция АСУ ТП. При проведении реконструкции заменены все старые системы контроля и управления энергоблока и установлены принципиально новые системы на основе микропроцессорных технологий, в том числе система регулирования турбины. АСУ ТП блока №6 выполнена на базе ПТК «Квинт» НИИ «Теплоприбор», а в части модернизации САР – на базе турбинного контроллера АО «Промавтоматика».

2.2. По гидравлической части системы регулирования персоналом Рязанской ГРЭС, при техническом руководстве специалистов ОАО «ЛМЗ», АО «Промавтоматика» были выполнены следующие работы:

1. Произведена модернизация узлов внутри коробки регулирования, включающая в себя:

a) Дополнительную обработку корпуса регулятора безопасности и установку новой звёздочки для измерения частоты вращения;

b) Замену механического регулятора скорости на электронные датчики частоты вращения;

c) В блоке золотников регулятора скорости сохранен только нижний золотник для взвода золотников регулятора безопасности, управления сервомоторами стопорных и сбросных клапанов и формирования давления к преобразователям-сумматорам (ЭГП-С);

d) Установку ограничителя давления.

2. Демонтирована колонка регулирования с промзолотником и блоком электрогидравлического преобразователя;

3. Установлено 5 электрогидравлических преобразователей-сумматоров - три для СРК ВД и два для СРК СД и сервомоторов сбросных клапанов;

4. На все сервомоторы регулирующих клапанов ВД и СД установлено по два датчика положения;

5. Выполнена обвязка вновь установленных узлов трубопроводами;

6. Проведена промывка системы регулирования по специальной программе.

7. Произведена опрессовка двойным давлением.

8. Выполнена замена огнестойкого масла типа ОМТИ на свежее огнестойкое масло типа Reolube-ОМТИ.

9. Проведено предварительное опробование работы системы регулирования перед началом наладочных работ с воздействием специальных приспособлений на сумматоры для проверки совместной работы с СРК ВД, СРК СД и сервомоторами сбросных клапанов.

10. Выполнена настройка ограничителя давления на величину давления Рс=3 5, кГс/см2.

11. Проведены испытания, с подачей сигнала от позиционеров турбинного контроллера (ТК), и корректировка настроечных элементов 6-ти электромеханических преобразователей (ЭМП), с проверкой элементов крепления плоских пружин и перемоткой катушки подмагничивания на одном ЭМП.

12. Проведены испытания и настройка электрогидравлических преобразователей сумматоров (ЭГП-С) совместно с электромеханическими преобразователями с подачей сигнала от позиционеров турбинного контроллера.

13. Выполнены испытания и настройка перемещений сервомоторов регулирующих клапанов ВД, СД и сбросных клапанов в зависимости от управляющего давления.

14. Проведены испытания и наладка гидравлической части совместно с электронной частью АСР (ТК) по заводской программе.

15. Проведены испытания по определению расхода масла на систему регулирования.

При положении сервомоторов регулирующих клапанов ВД и СД, соответствующем номинальной нагрузке расход составил около 7 л/сек, что близко к норме.

16. Турбина была выведена на холостой ход при п=3000 об/мин, изменения частоты вращения не превышают 1 об/мин.

17. Были проведены испытания и корректировка механических регуляторов безопасности и электронной защиты от разгона.

2.3. Для наладки автоматики энергоблока разработаны и утверждены программы испытаний регуляторов мощности парогенератора и турбины, частотного корректора, регуляторов общего воздуха, питания котла водой и регулятора топлива.

2.4. Проведены предварительные испытания регулятора мощности и частотного корректора в составе турбинного контроллера турбины К-800-240-3 ст. №6. В результате проведённых испытаний можно сделать вывод, что система регулирования турбины при работе регулятора мощности с частотным корректором позволяет изменять мощность при отклонениях частоты сети от номинального значения, при этом зона нечувствительности по частоте и статизм регулирования могут задаваться в широких пределах (+ 200 мГц и 2 6% соответственно) и обеспечить требования нормированного регулирования частоты сети с оперативно настраиваемыми значениями. Величина нечувствительности не хуже 0,04%, статизм регулирования 2-6%.

2.5. В январе 2004 года будет определён и согласован срок проведения комплексных испытаний энергоблока №6.

О выполнении работ на энергоблоке №5.

3.

3.1. В настоящее время блок участвует в регулировании частоты и мощности электрического тока. Параметры САР:

Степень неравномерности – 4,5% Степень нечувствительности – 0,13% Включены в работу КРМ (котельный регулятор мощности), МУТ (механизм управления турбиной) в режиме частичного скольжения, корректор частоты и другие авторегуляторы вспомогательного оборудования.

3.2. Модернизация САР запланирована в ремонтную кампанию 2004 года.

О проблемах модернизации.

4.

4.1. Недостаточный опыт предлагаемой модернизации САР ОАО «ЛМЗ» в России.

4.2. При согласовании сроков модернизации с ОАО «ЛМЗ» нужно учитывать возможности завода по времени изготовления оборудования.

4.3. На период проведения испытаний и настройки систем автоматического регулирования РДУ, ОДУ обеспечивать необходимый режим энергоблоков и не учитывать изменение нагрузки как отклонение о ДГ, нарушение ДГ.

РАЗРАБОТКА И ИСПЫТАНИЯ СИСТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ И ТЕМПЕРАТУРЫ СЕТЕВОЙ ВОДЫ ТЕПЛОФИКАЦИОННОГО БЛОКА С ТУРБИНОЙ ПТ- Н.И. Давыдов, А.А. Григоренко, И.Ф. Фокин, Н.Д. Александрова, Л.В. Гущина, ВТИ М.И. Прокофьев, А.Д. Трубочистов, ТЭЦ 27 АО «Мосэнерго»

1. Теплофикационный энергоблок может работать в трех режимах:

- конденсационном, когда диафрагма перед ЦНД турбины, позволяющая перераспределять расходы пара в ЦНД и регулируемые отборы, полностью открыта;

- теплофикационном, когда диафрагма прикрыта до положения, обеспечивающего минимальный расход пара в ЦНД, необходимый для его охлаждения;

- смешанный, когда диафрагма находится в промежуточном положении.

В конденсационном и смешанном режимах электрическая мощность энергоблока регулируется путем воздействия на подачу топлива в котел и на регулирующие клапаны перед ЦВД турбины (РКТ).

При этом в смешанном режиме температура сетевой воды за подогревателями сетевой воды (ПСГ 1 и ПСГ 2) регулируется изменением положения диафрагмы. В теплофикационном режиме, если приоритетной является задача поддержания температуры сетевой воды, то она должна решаться путем воздействия на подачу топлива в котел и на РКТ. Однако, в ряде случаев, в том числе на ТЭЦ Мосэнерго, теплофикационные энергоблоки работают и в теплофикационном режиме по электрическому графику, т.е. температура сетевой воды не регулируется (принимает максимальное значение при заданной электрической мощности), а догрев сетевой воды, поступающей от ТЭЦ в теплосеть, осуществляется в пиковых водогрейных котлах.

Таким образом, теплофикационные энергоблоки, работающие в трех вышеуказанных режимах по электрическому графику, должны оснащаться постоянно функционирующими системами регулирования мощности, отвечающими требованиям участия энергоблоков в регулировании частоты в энергосистеме, и системами регулирования температуры сетевой воды, используемыми только при работе энергоблока в смешанном режиме. Разработка обоих названных взаимосвязанных систем регулирования является, безусловно, актуальной, но непростой задачей, решение которой осложняется наличием на теплофикационных турбинах гидравлической, так называемой “связанной” системы регулирования. Последняя, состоящая из двух связанных П-регуляторов (частоты вращения ротора и давления в регулируемом отборе) воздействует на РКТ и на диафрагму. При изменении частоты изменяется положение не только РКТ, но и в том же направлении диафрагмы, а при изменении положения диафрагмы под действием П-регулятора давления в отборе в противоположном направлении изменяется и положение РКТ.

Для теплофикационного энергоблока с турбиной ПТ-80 ТЭЦ 27 ВТИ совместно с работниками станции были разработаны, реализованы на базе ПТК Квинт и испытаны системы регулирования электрической мощности и температуры сетевой воды.

2. Схема системы автоматического регулирования мощностью (САРМ) теплофикационного энергоблока с турбиной ПТ-80 представлена на рис. 1.

В состав САРМ входят:

- задатчик плановой мощности (ЗПМ), который формирует задание по плановой составляющей мощности энергоблока N зд,пл и скорости перехода dN зд,пл dt от исходного значения N зд,пл к требуемому конечному значению N зд,кон ;

- частотный корректор (ЧК), который служит для ввода в N зд составляющей по отклонению частоты сети f от ее номинального значения f ном (при неравномерности регулятора частоты вращения ротора турбины равной 5%, отклонение частоты от номинального значения на 0,1 Гц, т.е. на 0,2% должно привести к изменению мощности энергоблока на 4% от номинального значения, т.е. на 3,2 МВт);

- котельный регулятор мощности (КРМ), который формирует заданное значение расхода газа Fг, зд таким образом, чтобы посредством регулятора топлива (РТ), воздействующего на расход газа, привести электрическую мощность генератора N в соответствие с заданной N зд ;


N зд N зд,кон dt + f ЧК РЭ C f f ном C+ C= П C И N зд,пл ЗПМ + p,зд pт pт N т N зд + - + ТРМ Д K + + - + ПД ПД И МУТРКТ КРМ Fг Fг,зд - + РТ ПД РКГ Рис. 1. Структурная схема автоматического регулирования мощности теплофикационного блока - турбинный регулятор мощности (ТРМ), воздействующий на регулирующие клапаны турбины (РКТ) через механизм управления (МУТВД), в задачу которого входит поддержание в статике давления пара перед турбиной p в соответствии с заданием pт, зд, а при изменении N зд обеспечение т форсированного изменения N на начальном участке переходного процесса за счет быстрой перестановки РКТ при допустимых отклонениях p. т Задатчик плановой мощности построен по принципу следящей системы, в которой небаланс ( N зд,кон - N зд,пл ) поступает на вход трехпозиционного релейного элемента (РЭ) с малой зоной нечувствительности, который управляет трехпозиционным переключателем П. Переключатель коммутирует сигнал задания по скорости изменения N зд,пл dN зд,пл dt на входе интегратора И. Диапазон изменения dN зд,пл dt составляет 0 2 МВт/мин. Диапазон изменения N зд,пл равен 45 85 МВт.

Частотный корректор состоит из датчика частоты сети типа Е 858/7 со шкалой 45 55 Гц и нелинейного элемента типа “зона нечувствительности”.

Котельный регулятор мощности получает основной сигнал по небалансу N зд - N и дополнительный скоростной сигнал по p, формируемый дифференциатором Д. Настройка т дифференциатора выбирается таким образом, чтобы отклонение N, вызванное перемещением РКТ, компенсировалось скоростным сигналом по p. Благодаря этому на работу КРМ практически не влияет т перемещение РКТ и настройки КРМ не зависят от схемы и параметров настройки ТРМ. Кроме того, скоростной сигнал по p уменьшает инерционность канала регулирующего воздействия КРМ, что т позволяет повысить быстродействие КРМ. КРМ действует по ПИ-закону, который формируется последовательным включением ПД-преобразователя и интегратора И. Выходной сигнал последнего является заданием Fг, зд для регулятора расхода газа.

Турбинный регулятор мощности (ТРМ), воздействующий на механизм управления РКТ (МУТВД) получает основной сигнал по небалансу p - p, зд и при замкнутом положении ключа К – форсирующий т т исчезающий сигнал N зд - N, интенсивность которого можно изменять с помощью коэффициента. При разомкнутом ключе К ТРМ превращается в обычный регулятор “до себя”. Такой режим предусмотрен для случаев, когда по тем или иным причинам КРМ не работает.

3. На рис. 2 показана технологическая схема подогрева сетевой воды в подогревателях ПСГ 1 и ПСГ 2 и структурная схема системы регулирования температуры сетевой воды.

Fбайп.

t пвк pотб,н pотб,в Fпсг t 1 ПСГ 1 ПСГ 2 tпсг t хол псг БФЗ Д tпвк, зд - ++ ПИ ++ ПД МУТД Рис.2. Структурная схема системы автоматического регулирования температуры сетевой воды теплофикационного энергоблока Обратная сетевая вода с температурой t хол поступает к последовательно включенным подогревателям ПСГ 1 и ПСГ 2, где она подогревается паром из нижнего и верхнего отборов пара турбины. Расход сетевой воды через ПСГ обозначен Fпсг, а температуры за ПСГ 1 и ПСГ 2 – t псг1 и t псг 2. При малой тепловой нагрузке ПСГ 2 может быть отключен соответствующими задвижками, и оставлен в работе только ПСГ 1. Подогретая в ПСГ сетевая вода смешивается с обратной (холодной) водой, которая к месту смешения поступает через байпас с расходом Fбайп. После смешения сетевая вода с температурой t пвк поступает для подогрева в пиковые водогрейные котлы.

Схема регулирования выполнена по каскадному принципу. Подчиненный регулятор, воздействующий на механизм управления диафрагмой (МУТД), получает сигнал по давлению в нижнем отборе pотб,н и задание от корректирующего ПИ-регулятора, который, в свою очередь, получает основной сигнал по t псг 2 и опережающий скоростной сигнал, формируемый дифференциатором Д по температуре t псг1 (при отключенном ПСГ 2 на корректирующий регулятор подается сигнал только по t псг1 ). Применение каскадной схемы обусловлено стремлением нейтрализовать взаимные связи между двумя рассматриваемыми системами регулирования. Это достигается наличием в каскадной схеме подчиненного регулятора по давлению пара в отборе, который, кроме того, ослабляет нежелательные воздействия гидравлического регулятора давления пара в отборе на РКТ.

В задачу системы регулирования температуры сетевой воды входит поддержание температуры t пвк, которая зависит не только от температуры за ПСГ, но также от t хол и от соотношения Fбайп Fпсг. В то же время, отклонения t пвк при изменениях положения диафрагмы зависят от соотношения Fбайп Fпсг и при имеющих место на практике значениях этого соотношения в несколько раз меньше, чем отклонения t псг 2. Поэтому в схеме предусмотрен блок формирования задания (БФЗ), который, получая необходимую информацию, пересчитывает t пвк, зд в задание по t псг 2 или t псг1 (если ПСГ 2 отключен).

Формирование задания t пвк, зд осуществляется таким образом (на рис.1 не показано), чтобы переход от исходного к новому значению задания происходил с заданной скоростью (как правило 0,5 °С/мин).

4. Некоторые результаты испытаний вышеописанных систем регулирования, проведенных сотрудниками ТЭЦ 27 и ВТИ на энергоблоке №1 в октябре с.г., представлены на рис. 3 и 4. На обоих рисунках показаны переходные процессы при скачкообразном изменении N зд на 8 МВт (10%), что соответствует мгновенному изменению частоты на 0,25 Гц.

Рисунок 3, где изображены графики изменения N, p, положения РКТ ( H ркт ) и Fг, относится т к теплофикационному режиму (диафрагма – в положении минимума) при исходной мощности блока МВт. Через тридцать секунд после возмущения изменение мощности N составляет ~55% от N зд, а через минуту ~70%. Выбег по давлению p составляет 3 5 кгс/см2 (менее 4% от номинального т значения p =130 кгс/см2). При выбранных умышленно несколько “затянутых” параметрах настройки т КРМ и ТРМ перерегулирование по расходу газа не превышает 25%, а быстрое перемещение РКТ составляет ~75% от их установившегося отклонения.

Рисунок 4 относится к смешанному режиму при исходной мощности энергоблока 66 МВт, задание которой скачком было увеличено до 74 МВт, и исходном положении диафрагмы 24 мм. В процессе опыта положение диафрагмы изменялось от 17 до 46 мм Выбег по давлению составил ~ кгс/см2. Температуры сетевой воды поддерживались с высокой точностью – максимальные выбеги составили по t псг1 - 1°С, по t псг 2 - 1,6°С, по t пвк 0,6°С.

Вывод Теплофикационные энергоблоки рассмотренного типа, при оснащении их системами регулирования мощности и температуры сетевой воды по представленным схемам могут эффективно участвовать в регулировании частоты в энергосистеме, а в смешанном режиме обеспечивать при этом высокое качество поддержания температуры сетевой воды.

Н т р N Fг т 160 142 40 152 140 38 Н т, мм N зд, МВт 144 138 36 N, МВт 136 136 34 128 134 32 120 132 30 112 130 28 р, кгс см т 104 128 26 96 126 24 Fг, 103 м 3 ч 88 124 22 80 122 20 12:34:00 12:39:00 12:44:00 12:49:00 12:54:00 12:59: Рис. 3. Переходные процессы при скачкообразных изменениях N зд на 8 МВт (10%) (теплофикационный режим) Н т р Fг N, t т 160 142 40 152 140 38 N зд, МВт 144 138 36 N, МВт Н т, мм 136 136 34 128 134 32 t пвк, oC 120 132 30 112 130 р, кгс см 104 128 26 61 т 96 126 Fг, 103 м3 ч 88 124 22 80 122 14:22:00 14:27:00 14:32: Рис. 4. Переходные процессы при скачкообразных изменениях N зд на 8 МВт (10%) (смешанный режим) Обеспечение проведения эффективного мониторинга участия электростанций ОЭС Северо-Запада в первичном регулировании частоты в соответствии с утвержденной методикой и предусмотренными ею характеристиками.

Д.А.Дементьев, ОДУ Северо-Запада Приказом РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 № 524 «О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России» были установлены новые требования по поддержанию частоты.

С 01.06.03 ОДУ Северо-Запада приступило к мониторингу участия электростанций ОЭС в общем и нормированном первичном регулировании частоты, вторичном регулировании частоты и мощности и третичном регулировании мощности.

По данным мониторинга частоты ОДУ Северо-Запада, за пять месяцев 2003 года с 01.06.03 ОЭС Северо-Запада в составе ЕЭС России проработала с частотой 49,95 - 50,05 Гц 3671 часов 04 минуты, что составляет 99,974 % от общего числа часов за этот период.

Количество выходов частоты из диапазона ±0.05 Гц Общее время выхода частоты из диапазона ±0.05 Гц 53 мин. 20 сек.

Количество выходов частоты из диапазона ±0.1 Гц Общее время выхода частоты из диапазона ±0.1 Гц 2 мин. 40 сек Отклонения средней за полчаса частоты от номинального значения за указанный период, как правило, не превышали 0,01 Гц.

Анализ этих случаев выявил следующие основные причины отклонений частоты:

• нарушение баланса ЕЭС из-за аварийных отключений крупных энергоблоков, либо отделение энергорайонов в ЕЭС, незапланированных изменений межгосударственных сальдо перетоков странами - участниками параллельной работы (Казахстан, Украина, Беларусь), прекращение передачи мощности в Финляндию и изменение заданных сальдо-перетоков в отдельных ОЭС без ведома диспетчера СО-ЦДУ;

• возникновение дефицита/избытка мощности в отделившихся частях ОЭС.

Кроме того, отсутствие программных средств на всех уровнях для прогнозирования потребления с учетом изменения метеоусловий, снижает качество краткосрочного планирования режима, что способствует выходу частоты из заданных пределов при ведении режимов диспетчером РДУ-ОДУ-ЦДУ.

Ниже в таблицах № 1 и № 2 приведены данные регистрации участия в первичном регулировании частоты по каждой электростанции и отдельных энергоблоков (для ТЭС и АЭС) ОЭС Северо-Запада, находящихся в ведении ОДУ. При этом системой мониторинга фиксировались случаи отклонения частоты в ЕЭС в диапазоне +/- 0.05 Гц и носит справочный характер.

Недостаточная точность ТИ, о чем свидетельствуют данные приведенные в колонке «Количество случаев недостаточной точности ТИ», не позволяет проводить точную оценку участия электростанций в первичном регулировании частоты. Случаев отклонения частоты в диапазоне +/- 0.2 Гц, в котором может быть уверенная фиксация участия электростанций в общем первичном регулировании частоты, с начала мониторинга частоты ОДУ Северо-Запада не было.

Регистрация участия в первичном регулировании частоты электростанций ОЭС Северо-Запада:

Участие в НПРЧ Табл. № Количество Количество Количество Средний кажущийся зарегистрир случаев не случаев статизм, Sk (в %) ованных участия в недостаточной случаев регулировании точности ТИ Киришская ГРЭС блок №1 10 0 9 3, Киришская ГРЭС блок №2 32 0 30 6, Киришская ГРЭС блок №3 18 0 17 3, Киришская ГРЭС блок №4 36 0 33 8, Киришская ГРЭС блок №5 3 0 2 2, Киришская ГРЭС блок №6 0 0 0 Печорская ГРЭС блок №1 28 3 13 8, Печорская ГРЭС блок №2 22 2 10 9, Печорская ГРЭС блок №3 2 0 0 11, Печорская ГРЭС блок №4 34 3 17 8, Печорская ГРЭС блок №5 14 1 8 14, Псковская ГРЭС блок №1. 16 0 12 7, Псковская ГРЭС блок №2. 32 4 25 9, Участие в ОПРЧ Табл. № Количество Количество Количество Средний кажущийся зарегистрир случаев не случаев статизм, Sk(в %) ованных участия в недостаточной случаев регулировании точности ТИ Кольская АЭС Г-1. 45 1 30 5, Кольская АЭС Г-2. 45 0 38 4, Кольская АЭС Г-3 4 0 3 7, Кольская АЭС Г-4 11 1 9 4, Кольская АЭС Г-5. 11 0 9 8, Кольская АЭС Г-6 4 0 3 7, Кольская АЭС Г-7. 40 0 35 3, Кольская АЭС Г-8. 41 0 36 5, Ленинградская АЭС Г-1. 44 9 28 25, Ленинградская АЭС Г-2. 45 7 23 16, Ленинградская АЭС Г-3. 45 6 34 14, Ленинградская АЭС Г-4. 45 3 27 14, Ленинградская АЭС Г-5. 43 9 29 19, Ленинградская АЭС Г-6. 43 5 26 10, Ленинградская АЭС Г-7 2 0 1 16, Архангельская ТЭЦ. 46 1 34 7, Борисоглебская ГЭС-8 46 25 18 2, Верхнее-Териберская ГЭС-18. 19 0 17 1, Верхнее-Туломская ГЭС-12. 46 8 29 9, Воркутинская ТЭЦ-2. 46 9 24 8, ГРЭС-8 32 15 12 13, Кривопорожская ГЭС-14. 46 9 21 10, Киришская ТЭЦ-19. 46 16 21 19, Княжегубская ГЭС-11. 46 1 42 1, Ковдинский каскад. 37 4 31 0, Ленинградская АЭС Г-8 2 0 2 Нива ГЭС-3. 46 7 34 12, Нижнее-Териберская ГЭС-19. 20 9 11 Новгородская ТЭЦ. 46 3 39 7, Петрозаводская ТЭЦ. 46 24 15 24, Путкинская ГЭС-9. 46 13 32 8, Северодвинская ТЭЦ-1. 45 3 34 6, Северодвинская ТЭЦ-2 13 1 8 7, Серебрянская ГЭС-15. 40 8 26 6, Серебрянская ГЭС-16. 40 10 28 8, Сосногорская ТЭЦ. 46 3 23 13, ТЭЦ-14. 44 22 16 11, ТЭЦ-15. 30 14 14 8, ТЭЦ-17. 44 7 26 10, ТЭЦ-21 22 8 7 17, ТЭЦ-22 Г-1. 28 5 17 9, ТЭЦ-22 Г-2 5 1 4 ТЭЦ-22 Г-3. 25 5 16 8, ТЭЦ-7 30 23 6 3, Где средний кажущийся статизм рассчитывается по формуле :

F Sk = 2 * Pном * Pп Эффективности проведения мониторинга частоты препятствует излишнее запаздывание передачи параметров телемеханики, имеющихся в ОИК, недостаточное быстродействие, точность и надежность передачи необходимой информации по перетокам мощности, мощности электростанций и отдельных энергоблоков (для ТЭС и АЭС).

Но, несмотря на указанные трудности, система мониторинга участия электростанций ОЭС в первичном регулировании частоты ОДУ Северо-Запада с привлечением данных систем мониторинга энергосистем и энергообъектов позволяет предъявить некоторые результаты.

Например:

За прошедший период (с начала мониторинга) имели место случаи кратковременного отклонения частоты от заданных пределов в отделившихся частях ОЭС. Так, системой мониторинга частоты ОДУ Северо-Запада зарегистрировано отклонение частоты 23.06.03 г. с 14 час. 48 мин. до 15 час. 15 мин. на изолированно работающей территории (ремонтная схема транзита 220 кВ), включающей в себя АЭК «Комиэнерго» и Котласский энергоузел ОАО «Архэнерго» при возникновении дефицита мощности МВт В период с 14 час. 48 мин. до 14 час. 54 мин. персоналом газоснабжающей организации при переключениях на Приводинской ГРС (переход с одной рабочей нитки на другую) был перекрыт газ на ТЭЦ–1 Котласского ЦБК. В результате отключились 5 котлоагрегатов из 8 работающих, и ТЭЦ снизила нагрузку с 156 МВт до 47 МВт в течение 6 мин. со скоростью 18.1 МВт/мин. Частота снизилась с 50.03 Гц до 49.08 Гц (на 0.95 Гц) за время 6 мин. со скоростью 0.158 Гц/мин. – т.о., изменение частоты не было резким.

Процесс реализации резерва и восстановление баланса генерация-потребление в отделившейся части ОЭС проходили следующим образом:

Отключение потребителей (от устройств АЧР и по команде диспетчера):

На ПС ОАО "Архэнерго" отключились потребители на мощность порядка 14 МВт. Дополнительно по команде диспетчера производились отключения потребителей по графику временных отключений, в том числе по согласованию с диспетчером ОАО "Вологдаэнерго" в 15 ч. 05 мин. на ПС "Заовражье" были отключены выключатели ВЛ 110 кВ "Великий Устюг-1 и 2", потребление по которым составляло 20 МВт.

Всего 34 МВт.

На ПС АЭК "Комиэнерго" отключений потребителей от АЧР не было.

В результате загрузки ТЭС Комиэнерго, под воздействием систем регулирования турбо и котлоагрегатов и с учетом саморазгрузки потребителей, в отделившейся энергосистеме установился баланс генерация-потребление, и в 15 час. 10 мин. частота достигла допустимых пределов F=49.96 Гц (согласно п. 4.1 приложения № 3 к Приказу РАО «ЕЭС России от 18.09.02 г. № 524 допустимое отклонение частоты составляет +/- 0.05 Гц).

По территории АЭК «Комиэнерго» в 14 час. 52 мин (Р нач.= 663 МВт), за первые 4 мин. снижения частоты, со скоростью 13.5 МВт/мин. (в основном за счет аккумулирующей способности котлоагрегатов Сосногорской ТЭЦ и Печорской ГРЭС) реализован резерв 54 МВт (суммарно) при имеющемся в системе резерве 130 МВт (без учета СЛПК). Недостаточная регулирующая способность регулирующих устройств котлоагрегатов на Сосногорской ТЭЦ и Печорской ГРЭС привела к снижению суммарной мощности энергосистемы до 695 МВт (т.е на 22 МВт) во время наименьшей частоты в энергосистеме в 14 час. 54 мин.

Неавтоматическая загрузка Сосногорской ТЭЦ и Печорской ГРЭС персоналом станций на 29 МВт (до Р=724 МВт) в 14.час. 57 мин. привела к восстановлению утраченного резерва. Разгрузка станций под воздействием систем регулирования по мере роста частоты произошла за 13 мин. со скоростью 2. МВт/мин. Зафиксированная в 15 час. 10 мин Р нагр.= 693 МВт. при F=49.96 Гц.

Таким образом:

Время восстановления частоты в энергосистеме до допустимых пределов (F=49.96 Гц в 15 час.

10 мин) составило 22 мин. при допустимых 15 мин. (п. 4.1 приложения № 3 к Приказу РАО «ЕЭС России от 18.09.02 г. № 524).

По данным блока мониторинга частоты ОДУ Северо-Запада и данным мониторинга частоты АЭК «Комиэнерго», ОАО «Архэнерго» и ОАО «Печорская ГРЭС можно сделать вывод, что:

• Воркутинская ТЭЦ-2 и ТЭЦ СЛПК в части регулирования частоты имеют слишком большую величину статизма.

• Сосногорская ТЭЦ, БЛ-1, БЛ-2 Печорской ГРЭС в части регулирования котлоагрегатов недостаточно готовы к ОПРЧ.

При этом быстродействие регуляторов скорости турбин не оценивалось, т.к. падение частоты не было резким.

В ОДУ Северо-Запада, для повышения эффективности мониторинга участия электростанций в первичном регулировании частоты в отделившихся частях ОЭС, предусматривается в ближайшее время включение в систему мониторинга ОДУ ТИ по частоте передаваемых и имеющихся в ОИК из энергосистем находящихся за «слабыми сечениями». Это, прежде всего ОАО «Комиэнерго» и ОАО «Колэнерго».

Основной задачей повышения эффективности мониторинга участия электростанций ОЭС Северо Запада в первичном регулировании частоты в соответствии с утвержденной методикой и предусмотренными ею характеристиками на перспективу является снижение запаздывания передачи параметров телемеханики, имеющихся в ОИК, повышение быстродействия, точности и надежности передачи необходимой информации по перетокам мощности, мощности электростанций и отдельных энергоблоков (для ТЭС и АЭС).

Эту задачу можно решить только в тесном взаимодействии опративно-диспетчерских структур системного оператора, энергосистем и энергообъектов.

Для этого на электростанциях ОЭС, участвующих в общем и нормированном первичном регулировании частоты, вторичном регулировании частоты и мощности и третичном регулировании мощности необходимо провести ряд неотложных мероприятий:

1.Заменить аналоговые измерительные преобразователи серии Е на цифровые измерительные преобразователи, что повысит точность измерений;

2.Так как на всех объектах, участвующих в регулировании, в эксплуатации находятся устаревшие устройства передачи данных (МКТ-2, МКТ-3, ТМ-120), то их замена на современные устройства с современными протоколами передачи данных и высокоскоростными каналами связи позволит:

- существенно сократить время доставки необходимой информации до диспетчера РДУ, ОДУ, ЦДУ;

- получать только достоверную информацию с меткой времени;

- значительно увеличить объём получаемой информации.

Все данные мероприятия необходимо проводить в комплексе, чтобы получить результат отвечающий требованиям Приказа РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 № 524 «О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России».

КРАТКИЙ АНАЛИЗ ПО АВАРИЙНЫМ СИТУАЦИЯМ 2003 ГОДА В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ США И ЗАПАДНОЙ ЕВРОПЫ (ИТАЛИЯ, ВЕЛИКОБРИТАНИЯ, ШВЕЦИЯ-ДАНИЯ, ФИНЛЯНДИЯ) А.Т. Демчук, А.Н. Владимиров, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»

1. США, Канада, 14.08. Каскадное отключение перегруженных линий электропередач с возникновением лавины напряжений и сбросом нагрузки электростанций с погашением собственных нужд привели к погашению нескольких регионов большого энергообъединения Северной Америки.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.