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:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

«Системный оператор - Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы СО-ЦДУ ЕЭС СБОРНИК ДОКЛАДОВ К совещанию ...»

-- [ Страница 2 ] --

Массовыми отключениями электроэнергии были охвачены крупнейшие города в Северо-восточной части США (в штатах Нью-Йорк, Огайо, Мичиган, Пенсильвания, Коннектикут, Нью Джерси) и Канады (Торонто, Оттава). Общая потеря нагрузки составила 61 800 МВт. В общей сложности, в процессе развития аварии отключились 263 электростанции (531 энергоблок), включая 10 АЭС (7 – в США и 3 в Канаде, всего 19 блоков).

Авария в системе электроснабжения является самой крупной по количеству лишенных электричества людей за всю историю США. Без электроснабжения остались 50 миллионов человек, проживающих на территории около 24 тысяч квадратных километров.

Энергоснабжение Нью-Йорка было восстановлено за 24 часа, а в течение 44 часов было подано энергопитание всем потребителям.

Основные причины Российские специалисты считают, что причины аварии 14 августа и предыдущих аварий заложены в идеологии создания энергосистем и управления ими, а также во взаимодействии рынка с технологией управления процессом энергетического производства. Не случайно в Америке параллельно работающие энергосистемы называются соединенными энергосистемами, а не объединенными энергосистемами.

Соединение энергосистем проводилось по инициативе соседей для решения своих, как правило, местных чисто экономических задач. Так постепенно, руководствуясь названными целями, создалось громадное объединение без единого плана и единого управления. Для решения местных задач было достаточно относительно слабых по масштабам американской энергетики линий электропередачи напряжением 345 кВ и ниже. По мере увеличения обмена электроэнергии создавались параллельные линии, главным образом, такого же класса. Отдельные энергетические компании, отвечающие за энергоснабжение больших территорий, строили линии более высоких классов напряжения (так, у компании American Electric Power – AEP – построена линия 765 кВ, соединяющая две территории, обслуживаемые этой компанией), однако эти линии не стали основой энергосистемы Северной Америки.

Задача создания линий сверхвысокого напряжения восток – запад и север – юг, охватывающих большинство параллельно работающих энергосистем, практически не ставилась. С экономической точки зрения было трудно доказать необходимость таких линий, а, следовательно, и не было желающих инвесторов. Плотная сеть линий электропередачи 345 кВ и ниже создавала впечатление «плотной сети», при которой крупные системные аварии практически невозможны.

Не случайно Президент NERC Michehl R. Gent сразу после аварии 14 августа заявил, что в Америке создана самая надежная в мире энергосистема и ему не понятно, как могла произойти такая страшная авария. По мнению российских специалистов, дело в том, что используемые в Америке классы напряжения электрической сети далеко отстали от масштабов американской электроэнергетики.

В самой развитой сети всегда есть хотя бы одна линия, закруженная близко к пределу пропускной способности. Эта линия при относительно небольшом изменении потоков мощности, вызванном отключением последовательно двух близлежащих энергоблоков, может перегрузиться и отключиться релейной защитой. Это ведет к перегрузке другой сильно загруженной линии, которая тоже может отключиться. Процесс продолжается с ускорением, так возникает каскадное развитие аварии. Прекратить развитие каскадной аварии делением энергосистемы в заранее установленном месте этой сети практически невозможно, так как надо быстро отключить десятки линий, принадлежащих разным собственникам, во многих удаленных друг от друга местах. Снятие перегрузок в плотной сети перераспределением генерации без единого иерархического оперативно-диспетчерского управления, контролирующего загрузку сети и генерацию электростанций, также затруднено.

В отличие от США в России сети слабее, но построена системообразующая сеть единой энергосистемы напряжением 500 кВ и выше, способная передавать большие потоки мощности на дальние расстояния. Наличие магистральной сети, построенной и развиваемой в соответствии с единым планом, позволяет обозревать, контролировать и управлять единой энергосистемой. Магистральная сеть защищена противоаварийной автоматикой.

Второй серьезной причиной является отсутствие в США централизованной системы оперативно диспетчерского управления, в которой была бы организована соподчиненность диспетчеров по иерархии и обеспечена реальная независимость диспетчера от коммерческих интересов субъектов рынка – сетевых и генерирующих компаний, наряду с ответственностью, установленной за неподчинение субъектов рынка командам диспетчера.

В Америке оперативно-диспетчерская система управления не соответствует сложившейся системе рыночных взаимоотношений между субъектами рынка. В Америке нет единого центра диспетчерского управления и единого собственника электректроэнергетической сети, и поэтому отсутствует четкая координация производства, передачи и распределения энергии (различных субъектов рынка) в масштабах, соответствующих осуществляемым коммерческим операциям, охватывающим большую часть страны.

Третьей причиной является отсутствие инвестиций в сетевое строительство. Американцы считают, что чрезмерное государственное регулирование в сфере передачи электроэнергии сдерживает инвестиции в строительство ВЛ. Кроме того, непривлекательность строительства новых сетей вызвана сложностями с получением разрешений на строительство и землеотводов (необходимость получения разрешения на строительство линии, проходящей через несколько штатов, у властей каждого штата;

отсутствие у федеральных регулирующих органов полномочий на разрешение строительства таких линий в условиях противодействия местных властей), жесткие экологические требования к проектам новых линий, нерыночные инвестиционные риски при строительстве новых линий (риски получения согласований). В результате инвестиции в строительство новых линий стали менее привлекательными, чем инвестиции в генерацию, которые увеличились на 30 процентов за период либерализации отрасли. За пятнадцать лет не было построено ни одной лини передачи сверхвысокого напряжения.

Четвертой основной причиной возникновения и развития аварии в Америке явились противоречия между коммерцией и надежностью и необязательность соблюдения стандартов надежности, отсутствие стремления к взаимопониманию между системными операторами, а также между системными операторами и субъектами рынка, в том числе - в части изменения нагрузки электростанций и ограничения (отключения) потребителей для предотвращения перегрузки линий. Это можно объяснить противоположностью их задач и интересов на фоне добровольности соблюдения стандартов надежности, правил функционирования и подчинения диспетчеру. Ни развитие сети, ни создание единого диспетчерского управления не предотвратят аварии в энергообъединении, если не обеспечена обязательность исполнения требований по соблюдению надежности на уровне нормативных требований, обязательных к соблюдению и подкрепленных негативными санкциями за их неисполнение.

Анализ аварии показывает, что в регионе, в котором начиналась авария, отсутствуют рыночные механизмы поддержания стабильности энергосистемы (балансирующий рынок). Кроме того, отсутствуют санкции за невыполнение команд координатора надежности, а также за нарушение самим координатором надежности нормативов надежности, установленных Североамериканским советом по надежности.

Другие охваченные аварией штаты, где существует полномасштабный рынок, из-за чрезвычайно быстрого распространения аварии (эффект «домино») не смогли остановить процесс, так как фактически не предоставлялось времени для принятия решения диспетчерами.

В соответствии со стандартами Североамериканского совета по надежности, для оперативной разгрузки перегруженных сечений координатор надежности может потребовать от сетевых компаний ограничить выполняемые в данный момент контракты на поставку электроэнергии, однако это – исключительно административные требования, не подкрепляемые ни экономическими стимулами, ни однозначно определенной ответственностью за неисполнение команд.

Выводы о причинах аварии, опубликованные 20 ноября в отчете рабочей группы США и Канады 20 ноября опубликован промежуточный отчет совместной рабочей группы, в которую вошли представители США и Канады, созданной для расследования причин аварии 14 августа.

В отчете представлен анализ фактических причин аварии и не рассмотрено влияние либерализации электроэнергетики и организации диспетчерского управления на возникновение предпосылок аварии.

В отчете выделены следующие причины возникновения аварии:

Во-первых, в диспетчерском центре компании FirstEnergy, которая осуществляет энергоснабжение в северной части штата Огайо, произошел сбой в компьютерной системе предупреждения о возникновении аварийных ситуаций в системе. Последнее предупреждение от этой системы было получено в 14-14, и, очевидно, вскоре после этого система «зависла»: новых предупреждений система не высылала и прекратилась автоматическая запись в журналах. Операторы не знали об этих проблемах и воспринимали отсутствие сигналов как отсутствие аварийных сбоев в работе энергосистемы. Хотя информация продолжала поступать в комнату управления, операторы не отслеживали поступление информации с должным вниманием, полагаясь на систему сигнализации. В течение более чем полутора часов – до 15-42 – операторы не догадывались о том, что у них не работает система предупреждения, даже при том, что координаторы надежности соседних систем неоднократно звонили им, наблюдая странное поведение системы FirstEnergy. Более того, в 14-41 остановился основной сервер, в 14-54 остановился резервный сервер, на которых работала информационная система диспетчерского центра FirstEnergy. Персонал технической поддержки восстановил системы, однако функции оповещения о нарушениях в работе оборудования в сети восстановлены не были. Первый раз операторы обратились к службе технической поддержке по поводу проблем с работой системы оповещения только в 15-42. Признаков внешнего вмешательства в систему, повлекшего сбой (например, заражения компьютерным вирусом), обнаружено не было. FirstEnergy использует EMS систему ХА21, разработанную компанией GE Harris (сейчас - GE Network Systems), которая была установлена в 1995 году. Последнее обновление системы состоялось в 1998 году.

Во-вторых, ряд линий FirstEnergy отключились из-за контактов с деревьями, при том, что системные условия были в рамках допустимых. Так, первая линия – Harding-Chamberlin 345 кВ, в 15- замкнула на дерево при загрузке, соответствующей 43,5% от максимально допустимой, другие две линии 345 кВ взяли на себя нагрузку от отключившейся линии, но они также отключились из-за замыканий на дерево: Hanna-Juniper в 15-32 при загрузке 87,5%, и Star-South Canton в 15-42 при нагрузке 93,2%.

Расследование показало, что компанией FirstEnergy были нарушены требования по расчистке полос под линиями электропередачи. После отключения первой линии система FirstEnergy не удовлетворяла более требованиям критерия N-1, и дальнейшие отключения усложняли ситуацию. Из-за проблем с компьютерным обеспечением, упоминавшихся выше, операторы в диспетчерском центре FirstEnergy не знали об отключении этих линий и о нарушении требований по надежности функционирования систем.

В-третьих, координатор надежности для FirstEnergy – Независимый системный оператор среднего запада (MISO), являясь резервным пунктом управления для FirstEnergy, не располагал полной информацией о состоянии этой энергосистемы. Информация о том, что на линиях срабатывали отключающие устройства, поступала в центр управления MISO, однако система автоматического анализа ситуации в энергосистеме была отключена. Согласно установленным процедурам, в MISO каждые 5 минут осуществлялся автоматический анализ состояния системы для уточнения получаемых данных и восполнения недостающих.

Однако в 12-15 анализ показал неверные результаты (из-за того, что не произошло обновления информации об одной из линий), и для исправления ошибки в программе инженер отключил функцию автоматического анализа каждые 5 минут. К 13-00 ошибка была устранена и получены корректные результаты, однако инженер забыл включить автоматическое повторение анализа. В результате, информация на мониторах не обновлялась, а операторы воспринимали ее как соответствующую действительности. Обнаружено это было примерно в 14-40. Система была включена, однако снова выдала некорректный результат (из-за того, что в системе не обновлялась автоматически информация о линии Stuаrt-Atlanta, находящейся под управлением PJM, однако оказывающей влияние на систему MISO). Новый расчет, основанный на точных данных о состоянии этой линии, был осуществлен в 15-41, и к 16-04 аналитические системы MISO снова работали корректно в автоматическом режиме. Как показало расследование, если бы аналитические системы MISO работали корректно на протяжении этого времени, то исходя из разницы показаний, полученных расчетным путем, и показаний реальных, получаемых из системы, операторы MISO могли понять, что на территории, управляемой FirstEnergy, возникли нарушения в работе энергосистемы.

2. Великобритания, г. Лондон, 18.08. Авария произошла из-за сбоя в работе сетевого оборудования, принадлежащего компании «National Grid» (оператора магистральной сети в Великобритании), к которому было присоединено распределительное оборудование компании EDF Enrgy – оператора распределительной сети Лондона. В результате аварии было обесточено 3 подстанций и отключено 724 МВт нагрузки.

Согласно отчету компании National Grid, авария произошла из-за неправильно подключенного реле при замене оборудования на подстанции в 2001 году.

В 18-11 диспетчерский центр получил сигнал от защитного оборудования трансформатора на подстанции Hurst о скоплении газа в масле трансформатора. Для предотвращения возможной аварии, было решено отключить данный трансформатор, отключение началось в 18-20. На время переключения оборудования поставки электроэнергии осуществлялись только по одной линии, что допускается инструкциями National Grid (на время переключения - от 5 до 10 минут). Однако, через несколько секунд после того, как было начато переключение, на этой линии сработала релейная защита (ошибочно подключенное реле), которая интерпретировала изменение потока электроэнергии как аварию.

После отключения электроснабжения не работали светофоры на 270 перекрестках, на 60% была обесточена лондонская подземка, остановились или были задержаны более 500 поездов пригородного сообщения. Инцидент затронул в той или иной степени более 250 тыс. жителей.

National Grid в 18-38 сообщила EDF, что она готова восстановить электроснабжение обесточенных подстанций, запрос от EDF на восстановление энергоснабжения был получен в 18-48, и к 18-51 снабжение было восстановлено (в течение 30 минут после аварии). Задержка в восстановлении функционирования метрополитена была связана с тем, что сразу после перерыва в энергоснабжении метрополитена началась эвакуация пассажиров, и напряжение не подавалось до тех пор, пока не были полностью выведены все люди.

National Grid было известно, что начиная с 20 июля 2003 года распределительная система EDF была сконфигурирована таким образом, что большая часть метрополитена Лондона снабжалась только по одной электрической схеме, без резервирования. Однако EDF сообщала, что у нее есть план действий для немедленного восстановления питания метрополитена в случае аварии на магистральных подстанциях National Grid.

Таким образом, авария произошла по технической причине – неправильная работа противоаварийного оборудования, – произошедшей в момент, когда система находилась в условиях кратковременного нарушения стандартов надежности, одобренного системным оператором. Возможно также, что были нарушены стандарты надежности распределительной компанией EDF (в частности, в системе энергоснабжения метрополитена).

3. Финляндия, г. Хельсинки, 23.08. Причиной возникновения аварии явилось ошибочная подача напряжения на заземляющее устройство при вводе в работу кабеля 110 кВ в распределительных сетях города Хельсинки. Трехфазное короткое замыкание в сети 110 кВ было ликвидировано отключением линий 110 кВ неселективным действием релейной защиты на 2-х подстанциях 400 кВ магистральной сети Fingrid, питающих городскую распределительную сеть. Это привело к полному обесточению г. Хельсинки.

4. Швеция, Дания 23.09. Авария началась в 12:27 в Швеции после отключения реактора на атомной электростанции Oskarshamm-3 мощностью 1135 МВт и повреждения подстанции недалеко от атомной электростанции Ringhals, которую пришлось остановить. Дефицит увеличился на 1800 МВт. Это вызвало перегрузку линий электропередачи 400 кВ шведского оператора Svenska Krafnaet и их отключение. Произошло разделение севера и юга Швеции.

Восточная Дания связана со Швецией кабелем, по которому передавалось 1300 мегаватт в сторону Дании. В процессе развития аварии кабель был отключен. В 15:00 кабель был включен под нагрузку.

Энергоснабжение Дании было восстановлено около 19:00.

В результате Копенгаген и остальная часть восточной Дании потеряли энергоснабжение на 6, часов. Для южной Швеции это была самая крупная авария, оставившая без электричества около миллионов жителей в обеих странах.

5. Италия, 28.09. Отключение произошло в ночь на воскресенье, примерно в 3:20 по местному времени. Одна из двух линий электропередачи, которая соединяет Италию со Швейцарией, вышла из строя. Потом вследствие возникшей перегрузки автоматически отключилась вторая, а затем еще две, которые передавали энергию из Австрии и Франции.

Это привело к возникновению дефицита мощности в энергосистеме Италии до 20% и полному ее погашению. Энергоснабжение 95 % потребителей было восстановлено утром 29 сентября.

В оставшейся избыточной части Европы для снижения частоты согласно правилам UCTE были предприняты немедленные действия во всех странах, в том числе снижена генерация на 3000 мВт в Германии и 3200 мВт во Франции.

Причины аварии, ход ее развития, предложения по недопущению подобных инцидентов в будущем были отражены в Промежуточном докладе представителей Системных операторов пяти стран (Австрии, Франции, Италии, Словении, Швейцарии), понесших ущерб в результате отключения Италии от объединенной системы энергоснабжения. Все пять стран входят в Союз координации по передаче электроэнергии (UCTE), представляющий собой ассоциацию системных операторов, призванную обеспечивать надежность и безопасность функционирования системы по передаче электроэнергии в данных странах путем обмена информацией «на сутки вперед» и возможности оценить степень надежности работы системы в реальном времени.

Авария была спровоцирована отключением в 3-01 линии электропередачи 380 КВ Lukmanier line в Швейцарии из-за замыкания на дерево, что вызвало перегрузку другой швейцарской линии (San Bernardino line, 380 КВ). Попытки автоматического и затем (в 3-08) ручного включения линии Lukmanier не увенчались успехом, и в 3-11 швейцарский системный оператор (ETRANS) обратился к оператору Италии (GRTN) с просьбой о снижении импорта электроэнергии на 300 МВт (превышение импорта Италии над запланированным объемом). Через 10 минут системный оператор Италии выполнил просьбу, однако снижение нагрузки на линию оказалось недостаточным, и в 3-25 линия San Bernardino провисла и отключилась из-за замыкания на дерево. В дальнейшем в течение 12 секунд произошла «цепная реакция», в результате которой итальянская электрическая система полностью отделилась от европейской энергосистемы. Низкое напряжение в северной части Италии вызвало отключение нескольких электростанций, в результате чего автоматические системы снижения нагрузки в Италии не смогли компенсировать дефицит генерации и, в результате, отключение распространилось на территорию всей страны.

Анализ состояния энергосистемы перед началом аварии, проведенный Комитетом по расследованию, показал, что с учетом противоаварийных мер, доступных швейцарскому системному оператору за пределами энергосистемы Швейцарии, система удовлетворяла критерию N-1. На севере Италии, рядом со швейцарской границей, расположены гидроаккумулирующие электростанции, и отключение насосов (снижение потребления на 3500 МВт) в случае возникновения перегрузок на линиях Швейцария - Италия, является стандартной процедурой. В данной ситуации, однако, такого запроса со стороны системного оператора Швейцарии не поступило.

В отчете выделяется четыре основных причины аварии:

1) Неудачные попытки восстановить работу линии Lukmanier.

Автоматическое оборудование заблокировало возможность включения линии из-за слишком большой разницы фазовых углов на концах линии, которая превышала 30 градусов. Швейцарским операторам потребовалось 10 минут для координации действий по повторному включению линии Lukmanier и принятия мер для снижения нагрузки. Учитывая, что согласно нормативам, перегрузка линии San Bernardino допускалась в течение не более 15 минут, после чего она провисла и произошло замыкание на дерево, время, затраченное на попытки повторного включения линии Lukmanier и снижение нагрузки, оказалось критическим для развития аварийной ситуации.

Данная причина, по оценкам Союза координации по передаче электроэнергии, оказала существенное влияние на все произошедшие события.

В качестве мер по предотвращению высокой разницы в напряжениях выделяются: тщательное изучение и применение на практике всеми системными операторами правил и условий механизмов защиты сети, переоценка возможных рисков и потерь в результате сбоя в системе электроснабжения, координация процедур и мер, принимаемых в чрезвычайных случаях.

2) Отсутствие быстрой и адекватной реакции системных операторов на перегрузку линии San Bernardino, неадекватный запрос на разгрузку сети со стороны системного оператора Швейцарии к системному оператору Италии.

Действия системного оператора Швейцарии показывают, что серьезность ситуации не была оценена в полной мере. Анализ показал, что теоретически снижение нагрузки на 300 МВт, которое запросил системный оператор Швейцарии, могло сохранить в действии линию San Bernardino, однако для этого необходимы были благоприятные внешние условия (слабый ветер, температура воздуха около 10 градусов, своевременная и полная расчистка трассы, по которой проложена линия, быстрое восстановление работы линии Lukmanier). Невыполнение этих условий в реальности привело к тому, что действия, предпринятые после отключения линии Lukmanier, не позволили вернуть систему в состояние, удовлетворяющее критерию N-1.

Таким образом, отмечается, что источником данной проблемы является так называемый человеческий фактор. Для устранения возможности возникновения подобных ситуаций в будущем в отчете предлагается: проводить операционные тренинги персонала, обучение правилам поведения в чрезвычайных ситуациях, пересмотр допустимого уровня загрузки сетей, единовременный, проводимый на постоянной основе мониторинг передающей способности линий электропередач.

3) Неуспешное функционирование энергосистемы Италии в изолированном от энергосистемы Европы состоянии.

Асинхронный режим и падение напряжения в северной части энергосистемы Италии привели к массовому отключению электростанций. 21 из 50 блоков на ТЭС отключились до того, как частота достигла 47.5 герц, в основном в результате падения напряжения в системе. Таким образом, итальянская энергосистема оказалась не в состоянии функционировать в изолированном режиме при подобном дефиците.

4) Возможно недостаточное очищение трассы, по которой проложены линии – электропередачи.

Поскольку правила и порядок расчистки территории под линиями электропередачи зависят от конкретной местности, условий эксплуатации этих линий, комиссия не проводила оценку того, насколько правильно и своевременно проводится расчистка полосы. Тем не менее отмечается, что, возможно, замыкания происходили из-за слишком малого расстояния между деревьями и проводами.

В дальнейшей работе по анализу аварии в энергосистеме Италии 28 сентября 2003 года Союз координации по передаче электроэнергии предполагает изучить следующие вопросы:

определение краткосрочных действий, которые необходимо предпринять для недопущения повторения подобных ситуаций;

сравнительный анализ с аварией в сентябре 2000 года (тогда произошла авария на той же территории, но без ограничения потребления электроэнергии);

оценка управления системой соответствующими системными операторами с точки зрения выполнения критерия N-1;

оценка поведения энергосистемы Европы в процессе развития аварии и после отделения Италии;

оценка способов взаимодействия системных операторов между собой и оперативного обмена данными между системными операторами Швейцарии (ETRANS) и Италии (GRTN).

Итальянская общенациональная энергетическая авария 28 сентября (самая крупная в Европе со времен второй мировой войны) является следствием все еще нерешенных организационных проблем, с которыми операторы системы передачи электроэнергии сталкиваются в Европе.

UCTE неоднократно предупреждало Италию об особенно напряженной ситуации в энергоснабжении Италии, связанной с ее зависимостью от оптового импорта электричества.

По-видимому, национальная энергетическая политика построена неправильно, если способствует направлению инвестиций в соседние страны, с целью получения импорта дешевой электроэнергии, вместо развития собственной генерации и линий электропередачи, что приводит к острому дефициту мощности в своей стране.

Выводы Исходя из вышеизложенного, наиболее вероятными причинами возникновения аварий, с вытекающими моральными, материальными и политическими последствиями, являются:

• При планировании режимов не в полной мере учитывались комбинации факторов, при которых возможно возникновение системных аварий, приводящих к погашению крупных регионов.

• Несовершенство структуры оперативно-диспетчерского управления, недостаточные техническая оснащенность диспетчерских центров, квалификация персонала, а также степень взаимодействия с другими диспетчерскими центрами и диспетчерским персоналом других организаций.

• Неэффективность противоаварийного управления, реализуемого у потребителей (АЧР, САОН).

• Несовершенство (или отсутствие) автоматики выделения энергоблоков на собственные нужды при отделении от основной системы энергорайонов с дефицитом мощности.

• Противоречие между коммерцией и надежностью и отсутствие стремления к взаимопониманию между системными операторами и субъектами рынка в части изменения нагрузки электростанций и ограничения (отключения) потребителей для предотвращения перегрузки линий. Это можно объяснить противоположностью их задач и интересов.

ОБ ВЫПОЛНЕННЫХ И ПЛАНИРУЕМЫХ К ВЫПОЛНЕНИЮ РАБОТАХ НА ОАО «КОНАКОВСКАЯ ГРЭС» ПО РЕАЛИЗАЦИИ ТРЕБОВАНИЙ ПРИКАЗА РАО «ЕЭС РОССИИ № 524 ОТ 18.09.2003.

Кащеев Н.Н., ОАО «Конаковская ГРЭС»

Несколько слов по исполнению на электростанции требований п.1.3. и п. 1.4. приказа РАО «ЕЭС России» № 368 от 03.07.2000г. « О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты».

Работы начались в 2001г. с утверждения «Плана мероприятий по обеспечению участия ОАО «Конаковская ГРЭС» в первичном регулировании частоты и закончились 12.09.2003г. передачей функции «Готовность» по энергоблокам №№ 1-8 в оперативное ведение в ОДУ Центра.

Для реализации требований на энергоблоках 1-8 была смонтирована, налажена и проведены испытания САУМ-У, которая была рекомендована для применения на энергоблоках с прямоточными котлами. Эти работы состояли в доведении параметров системы регулирования турбины до требуемых ПТЭ величин – эту работу мы выполнили своими силами – и в создании системы САУМ-У на основе штатных регуляторов котла, турбины и частотных корректоров, что мы выполнили в содружестве с ОРГРЭС.

Реальное участие наших энергоблоков в общем первичном регулировании частоты с нечувствительностью около 35-50 мГц началось с 5 ноября текущего года по команде ОДУ.

Схемы частотных корректоров на шести энергоблоках были выполнены на базе штатной аппаратуры авторегулирования «Каскад-2», а на двух – с помощью модулей ПТК «Квинт». Кстати, как и следовало ожидать, схемы микропроцессорного управления гораздо удобнее в наладке, надежнее в эксплуатации и позволяют обеспечить большую точность настройки регуляторов. Это – очередное соображение в пользу перевода авторегуляторов на цифровую технику. Уже на начальном этапе реального участия энергоблоков Конаковской ГРЭС в регулировании частоты выявились и технические и организационные несовершенства наших схем. С этими несовершенствами и связаны трудности, с которыми мы сейчас сталкиваемся.

Первая, и видно, основная трудность – несоответствие между требуемой точностью выдерживания диспетчерского графика (2%) и зоной нечувствительности САУМ к изменению частоты в системе. Так, при отклонении частоты больше 30-35 мГц, что бывает довольно часто, САУМ автоматически изменяет нагрузку энергоблоков на величину, превышающую 2% от э, обрекая нас на несоблюдение точности выполнения диспетчерского графика. Пока мы не нашли пути преодоления этой трудности. Загрубление чувствительности САУМ, по крайней мере сейчас, считаем преждевременным и нежелательным.

Планируем наработать побольше фактического материала (распечатки графиков нагрузки, частоты, работы регуляторов и пр.), комиссионно все проанализировать, привлечь к анализу ОРГРЭС, как исполнителя системы, а также обратиться к опыту других электростанций с аналогичными энергоблоками и схемами регулирования.

Другая трудность, которую мы не преодолели, хотя и могли бы предположить создавая САУМ, - так называемое «качание» нагрузки блоков, одновременно включенных в регулирование частоты. Это явление не особенно опасное, хотя и вредное для оборудования, но нежелательное и требующее систематического вмешательства операторов энергоблоков в работу САУМ нами пока не исследовано. Мы не можем достоверно сказать, при каких условиях оно возникает. Является ли оно известным в авторегулировании случаем «раскачивания» друг друга параллельно работающих САР, или может быть это – результат одновременной работы систем регулирования частоты других электростанций. Возможно также, что причина совсем другая, которую мы пока не видим. В тоже время сегодня мы считаем, что пути решения этой трудности чисто технические и мы их найдем в ходе работ при «доводке» наших систем.

Определенные хлопоты доставляет нам и необходимость периодической подстройки параметров статической и динамической настройки аналоговых авторегуляторов, участвующих в САУМ. Причина – нестабильность самой аппаратуры, настроек и, прежде всего – переменных резисторов. В условиях даже небольшой вибрации они способны самопроизвольно менять свою настройку, пусть незначительно, но сопоставимо с зонами нечувствительности различных контуров регуляторов. Выход здесь – переход на цифровую аппаратуру регулирования, что мы планируем в основном на 2004 год. Функциональные модули серии «Каскад-2», выработавшие, кстати, свой ресурс, будем заменять на «Протары» производства того же Московского завода тепловой автоматики. Так что эта проблема решаема.

Сохраняется проблема с регулирующими органами и исполнительными механизмами и их сочленениями. Неудовлетворительные характеристики первых и люфты последних, конечно, отрицательно сказываются на показателях качества авторегулирования. Мало того, эти характеристики и люфты постоянно меняются, что требует перестройки параметров регуляторов вслед за ними. Впрочем это извечная проблема наших САР, решение которой – в повседневной кропотливой работе эксплуатационного и ремонтного персонала.

Следующий не решенный пока вопрос – обеспечение регулировочного диапазона нагрузок энергоблока. По мнению наших специалистов, которое, кстати, разделяют и наши коллеги из ОРГРЭС, этот диапазон должен быть 200 270 МВт. Сейчас мы не имеем этого диапазона и работаем в пределах 120300 МВт. Но это уже чисто организационный вопрос, который еще ждет своего решения.

В ходе эксплуатации САУМ выявился недостаток схемного решения – отсутствие ограничения по ходу регулирующих клапанов турбины, в частности, при максимальном давлении управляющей жидкости.

Это приводит к тому, что в ряде случаев золотник управления турбиной уходит далеко в крайнее положение, из которого потом недопустимо долго возвращается. Думаю, однако, что у нас уже есть решение, как устранить этот недостаток.

Не буду останавливаться на всех вопросах и проблемах, которые встают перед нами в этот начальный период участия в регулировании частоты. Для того и существует персонал, чтобы решать эти задачи в ходе их появления. Главное в том, что мы впервые реально регулируем частоту в РАО ЕЭС.

Персонал реально чувствует эту задачу, осваивает ее и проникается ею. В то же время САУМ-У – это система общего первичного регулирования частоты, и хотя мы постараемся реализовать все ее возможности, понятно, что требовать от нее невозможного – не стоит.

Для соответствия наших энергоблоков требованиям Приказа № 524 нужно большее.

Обеспечение участия станции в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты потребуют более серьезного совершенствования системы регулирования турбины и основных авторегуляторов котла и турбины. В применении к Конаковской ГРЭС такая работа потребует практической модернизации этих систем.

Т.к. время и средства для выполнения этих работ весьма ограниченны, а кабельные трассы на ГРЭС забиты полностью, мы, при организации тендера на проектирование и выполнение этих работ, поставили условием применение микропроцессорных контролеров с минимальным количеством новых кабельных соединений при сохранении имеющегося «полевого уровня» СКУ (датчиков, приводов исполнительных механизмов регуляторов, трубных проводок, импульсных линий и т.п.). Правда, параллельно с этим мы планируем постепенную замену существующего парка датчиков ( прежде всего расхода, уровня и давления) на современные, более точные датчики.

Кроме того, мы собственными силами проводим замену регулирующих органов, прежде всего клапанов, на современные типы с лучшими расходными характеристиками и меньшими люфтами в сочленениях с исполнительными механизмами для уменьшения зоны нечувствительности регуляторов.

Во исполнение п. 6 Приказа РАО «ЕЭС России» № 524 от 18.09.2002 г. нами был разработан и согласован с соответствующим Департаментом РАО «Сетевой график выполнения работ по обеспечению участия ОАО «Конаковская ГРЭС» в НПРЧ и автоматическом регулировании частоты тока в ЕЭС России».

Графиком предусмотрено ежегодно, начиная с 2004 г., выполнять работы по САРЧМ на 2-х энергоблоках. На 2004 г. выполнение запланировано на энергоблоках №№ 4 и 8.

10.06.03 г. на электростанции состоялись торги по выбору исполнителя проектно-сметной документации для системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблока 300 МВт с последующей поставкой оборудования для ОАО «Конаковская ГРЭС». Участие в торгах принимали компании:

- ООО «Альстом»;

- ООО «АББ Автоматизация»;

- ЗАО «Интеравтоматика»;

- Компания « ССС».

По результатам торгов принято конкурсное предложение ЗАО «Интеравтоматика». На данный момент заключен договор между ОАО «Конаковская ГРЭС» и ЗАО «Интеравтоматика» на разработку проектно-сметной документации, поставку оборудования и услуги (шефмонтаж, наладка) по созданию САРЧМ блок №8. По энергоблоку № 4 договор в стадии оформления. Разработан сетевой ( пооперационный) график выполнения работ, сформирована база данных. Проведено техническое совещание ЗАО «Интеравтоматика» и ОАО «ЛМЗ» по вопросу выполнения реконструкции системы регулирования турбины К-300-240 ст. № 8. Обсуждена структурная схема системы регулирования, а также результаты моделирования объекта в широком спектре возмущений.

Пришли к соглашению, что предложенная схема реализуется с использованием одного ЭМП и является наиболее экономной, т.к. требует минимального изменения гидравлической части системы регулирования. При этом регулятор частоты реализуется в микропроцессорной системе ( с использованием ПТК «Симатик»). Предполагается, что предложенная схема позволит снизить зону нечувствительности системы регулирования турбины. Решение остальных вопросов в соответствии с требованиями заказчика будет производиться в процессе рабочего проектирования. Срок выполнения проектных работ – январь г. Системы АРЧМ на блоках №№ 8 и 4 планируется создать также на базе ПТК «Симатик».

В 2005 году мы планируем оснастить системами АРЧМ также 2 энергоблока, а в 2006 –остальные четыре. Возможно – потому что к этому времени на наши планы могут повлиять работы по созданию замещающей мощности на Конаковской ГРЭС, но это уже другая тема.

РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И МОЩНОСТИ ПРИ МОДЕРНИЗАЦИИ АСУ ТП ЭНЕРГОБЛОКОВ 800МВТ БЕРЕЗОВСКОЙ ГРЭС- Белый В.В., Киселев Ю.А., Савостьянов В.А., Ладохин А.С. (Березовская ГРЭС-1) Биленко В.А., Микушевич Э.Э., Никольский Д.Ю., Меламед А.Д. (ЗАО «Интеравтоматика») Важнейшим объектом работ ЗАО «Интеравтоматика» в последние три года (2001-2003) явилась одна из крупнейших в Сибири Березовская ГРЭС-1. Сейчас она включает в себя два пылеугольных энергоблока 800 МВт с котлоагрегатами ЗиО П-67 и паровыми турбинами ЛМЗ К-800-240, первый из которых был введен в эксплуатацию в 1987 году. В 2000 году руководством ГРЭС было принято решение о модернизации средств АСУТП и на проведенном в декабре 2000 года конкурсе по выбору поставщика модернизированной АСУТП для энергоблока №1 победителем было признано ЗАО «Интеравтоматика».

После того, как работа по модернизации АСУТП энергоблока №1 на базе программно-технического комплекса Teleperm XPR (ТПТС51) была в 2001-ом году успешно выполнена, Березовская ГРЭС и ЗАО «Интеравтоматика» продолжили свое сотрудничество. В 2002-ом году на энергоблоке №1 была осуществлена модернизация ЭЧСР паровой турбины на технических средствах ТПТС51 и на объединенной АСУТП энергоблока проведены наладка и испытания системы АРЧМ, продемонстрировавшие возможность участия столь сложного оборудования (крупный пылеугольный энергоблок с прямоточным котлом, оснащенным пылесистемами прямого вдувания) в режимах регулирования энергосистемных параметров.

В 2003-м году выполнена модернизация АСУТП энергоблока №2, причем с учетом результатов работ на блоке №1 модернизация охватывала средства контроля и управления всего энергоблока, включая ЭЧСР.

Разработка и внедрение модернизированной АСУТП энергоблока №1 (как впоследствии и энергоблока №2) были произведены в рекордные не только для отечественной, но и мировой энергетики сроки: в феврале 2001 года был подписан договор, а уже в октябре того же года блок работал в сети по диспетчерскому графику.

Основной базой для обеспечения принципиально нового уровня автоматизации столь сложного объекта как энергоблок с пылеугольным прямоточным котлом, оснащенным пылесистемой прямого вдувания с мельницами-вентиляторами, является обеспечение всережимной работы всего комплекса автоматических регуляторов блока. Внедрено большое число новых регуляторов, в частности, АСР пылесистем и топлива в целом, корректор температуры, которые являются практически основными для поддержания стабильного режима работы блока. Часть ранее внедренных регуляторов была существенно усовершенствована для улучшения качества регулирования и расширения режимов эксплуатации.

Распределение функций между ЭЧСР и остальной частью АСУ ТП энергоблока осталось в основном таким же, как и при исходной ЭЧСР-М, в частности, еще потому, что при внедрении основной части АСУТП в 2001 году предполагалась ее совместная работа со «старой» ЭЧСР-М (поставки ЛМЗ). В составе новой стойки ТПТС, внедренной в 2002 году, реализованы: собственно регулятор турбины (давление, положение клапанов, мощность);

регулятор разворота турбины;

противоаварийная автоматика, устройства формирования задания по плановой и внеплановой составляющим мощности блока, включая ограничители темпа задания с учетом допустимого термонапряженного состояния турбины;

корректор частоты;

устройства формирования и учета технологических ограничений (ТО) по турбине. В рамках основной АСУТП, внедренной в 2001 году, наряду с полным объемом автоматических регуляторов котла были реализованы котельный регулятор мощности (КРМ) и устройства формирования и учета технологических ограничений по котлу. При внедрении новой ЭЧСР были усовершенствованы решения по связям ее общеблочных алгоритмов с котельной автоматикой.

Укрупненные структурные решения по построению системы АРЧМ энергоблока (нормальные режимы) и основных регуляторов котла представлены соответственно на рисунках 1 и 2. Основными регулируемыми параметрами системы АРЧМ являются мощность энергоблока (N) и давление острого пара перед турбиной (Р’т), заданные значения этих параметров обозначаются соответственно Nзд и Р’зд. В качестве внешних сигналов, определяющих нагрузку энергоблока, использованы:

- задатчики плановой (пл) составляющей нагрузки – конечного значения (Nпл) и скорости изменения задания (dNпл/dt), определяющие закон выходного сигнала ограничителя темпа задания (ОТЗ).

- сигнал заданного значения неплановой (нпл) составляющей нагрузки, поступающей от энергосистемных устройств или общестанционного уровня (данный канал пока не задействован из-за отсутствия первичных сигналов);

- частота сети f, преобразуемая корректором частоты (КЧ).

- На рис. 1 и 2 использованы следующие обозначения элементов систем регулирования:

- сумматор;

К – коэффициент усиления;

ДП – динамический преобразователь;

МАХ – выделитель максимального сигнала.

Каналы действия энергосистемной противоаварийной автоматики и других воздействий, требующих экстренной разгрузки энергоблока и поступающих на вход быстрого контура регулирования, воздействующего на ЭГП, на рисунке не показаны. Представлены лишь сигналы, подаваемые в схему нормального регулирования от блочных алгоритмов ПАА, в частности от канала ограничения мощности.

Задания по плановой и неплановой составляющим мощности преобразуются в алгоритмах ограничителей темпа задания (ОТЗ), а сигнал по частоте – в корректоре частоты, зона нечувствительности которого настраиваема. Выходные сигналы всех трех каналов после преобразования и суммирования подаются на вход КРМ и турбинных регуляторов: давления пара, положения клапанов турбины (Нт) и минимального давления (на рисунке не показан). Распределение функций между регуляторами котла и турбины соответствует отечественным типовым решениям. В статике функция поддержания мощности блока возлагается на котел, а давления пара или положения клапанов турбины – на турбину. В динамике величина небаланса Nзд-N подается и на котел, и на турбину. В свете современных требований наибольшую важность представляет канал частоты сети. Именно при его воздействии должны быть обеспечены высокие динамические требования изменения нагрузки котла и турбины. Эти требования выполняются за счет ввода динамических преобразователей (ДП), формирующих необходимую форсировку передачи отклонения частоты на котел и турбину.

Важным аспектом является учет в каналах передачи результирующего сигнала на котел и турбину наличия технологических ограничений (ТО). В их состав входят как установленные оператором и/или при наладке предельные максимальные и минимальные значения нагрузок котла и турбины, так и автоматически формируемые в процессе управления блоком вследствие выхода из строя или изменения характеристик работы узлов оборудования. Это - отключения мельниц, включение в работу агрегатов очистки поверхностей нагрева и т.д. Необходимо учитывать, что величина ограничения может меняться и в момент отработки задания по нагрузке. При этом наличие ограничения в одну сторону не должно препятствовать изменению нагрузки, в том числе и под влиянием корректора частоты, в другую сторону. Причем отсчет величины изменения должен вестись от фактического значения нагрузки блока. В состав факторов, препятствующих автоматическому изменению нагрузки в обе стороны, в первую очередь, входит перевод на дистанционное управление основных регуляторов котла и турбины.

Имеющая в целом принципиальное значение для решения проблемы участия энергоблока в регулировании частоты задача обеспечения высокого качества работы комплекса взаимосвязанных регуляторов котла, является особо сложной для пылеугольных котлов с прямым вдуванием пыли, к которым относятся и котлы П-67 энергоблоков Березовской ГРЭС-1. На рис. 2 представлена укрупненная структура только части этого комплекса, непосредственно отвечающей за отработку задания КРМ. На рисунке приняты следующие обозначения: Wзд, Bзд и Vзд – заданные значения расходов соответственно питательной воды, топлива и воздуха;

nпсу – суммарное число оборотов питателей сырого угля (ПСУ).

Принципиальными решениями, обеспечивающими новый уровень регулирования нагрузки котла, здесь являются:

- реализация взаимосвязанной автоматической системы регулирования (АСР) каждой пылесистемы (П/С) с учетом всего объема возможных ТО;

- организация схемы учета ТО по всем пылесистемам, формирование обобщенных сигналов ТО и использование «схемы переворота», обеспечивающей в случае возникновения топливного ограничения переход на поддержание температурного режима по тракту котла воздействием на изменение расхода питательной воды;

- формирование и использование сигнала качества топлива;

- динамическая коррекция изменения расходов топлива и питательной воды в процессе изменения нагрузки;

- использование схемы температурной коррекции соотношения питания и топлива с воздействием как на топливо (суммарный температурный режим по потокам), так и на питательную воду (разность температурных параметров), с полным контролем состояния температурного режима вплоть до первых впрысков;

- учет ТО не только по топливу, но и по питательной воде (с учетом режимов работы ПТН), воздуху, разрежению;

- обеспечение постоянной работоспособности схемы коррекции содержания кислорода в дымовых газах.

Внедрение этих и целого ряда других решений по отдельным контурам регулирования позволило гарантировать готовность котла к требуемому качеству отработки энергосистемных воздействий. Очевидно, что эта готовность реализуется только в пределах технологических возможностей котла, а в случае возникновения технологических ограничений величина воздействия на котел автоматически ограничивается, после чего и турбина за счет учета ТО на блочном уровне приводится к допустимому уровню нагрузки.

Наладка системы АРЧМ проводилась осенью 2002 года, непосредственно после ввода в эксплуатацию новой ЭЧСР. Осложняющим фактором являлось то, что в то же время блок впервые за годы своего существования переводился в режим комбинированного давления. А если учесть, что максимальная нагрузка блока была значительно ограничена возможностями котла (не превышала 710 МВт), то основным являлся режим скользящего давления. Это не только усложнило наладку системы АРЧМ, но и потребовало усовершенствования работы ряда регуляторов котла. Кроме того, наладка систем регулирования фактически шла параллельно с наладкой технологического режима работы блока.

Наладка проводилась одновременно в двух направлениях. Первое из них состояло во включении всей системы АРЧМ в работу (конечно, после предварительного выбора параметров настройки элементов системы) и оптимизации ее функционирования в процессе нормальной эксплуатации: плановые изменения нагрузки, текущие отклонения частоты, топливные и другие внутренние возмущения. Второе направление – это подача через канал действия корректора частоты искусственно сформированных скачкообразных возмущений на разных уровнях нагрузки с постепенным увеличением амплитуды воздействия и достижением на каждом этапе приемлемого качества регулирования, как по самому изменению нагрузки, так и по основным общеблочным параметрам: давлению пара, температурам по тракту котла, показателям экономичности процесса горения.

В январе 2003г.было получено заключение ОАО «Фирма ОРГРЭС» о готовности энергоблока № Березовской ГРЭС-1 к участию в первичном регулировании частоты.

На рис. 3 представлены графики изменения основных параметров и регулирующих органов нагрузки при скачкообразном изменении частоты, вызывающем разгрузку блока на 65 МВт, что немногим менее 10%-ов, составляющих 71 МВт (требуемых Приложением1 к приказу РАО ЕЭС №524). Как видно из рисунка, практически 50% изменения мощности, как и следует в соответствии с нормативными требованиями, достигнуто «в темпе МУТ» за время, не превышающее 15 секунд. Основная часть оставшегося задания по мощности достигнута за время немногим более трех минут, что также полностью удовлетворяет новым нормативным требованиям. Качество поддержания технологических параметров энергоблока оставалось в норме (уставки сигнализации или другие граничные условия не достигались).

Качество поддержания основных параметров котла: температуры свежего пара и содержания кислорода в уходящих газах (О2) представлено на рис. 4 и 5. Графики требуют определенных пояснений.

Изначально в конструкции котла имелись дефекты (в частности, ширина топки оказалась на 10 метров больше требуемой), влияние которых на режимы эксплуатации полностью исключить не удалось. Одной из возникающих проблем являются существенные перекосы тепловыделения, которые не могут быть устранены. При этом дополнительное негативное влияние оказывает конфигурация пароводяного тракта, который в начальной части имеет два потока, а к выходным поверхностям разделяется уже на 8 подпотоков.

Вследствии этого два подпотока П1-1 и П1-2 постоянно работают с полностью закрытыми впрысками и возможность регулирования температуры на выходе этих подпотоков отсутствует (при другом составе работающих пылесистем в аналогичном положении оказываются другие подпотоки). По остальным подпотокам качество регулирования вполне удовлетворительное. Перекосами объясняются и различные значения О2 в разных частях газохода. Изменение статических значений О2 при переходе на новый уровень нагрузки соответствует режимной зависимости усредненного значения измерений.


В процессе нормальной эксплуатации блока корректор частоты включен с зоной нечувствительности ±50 мГц и степенью неравномерности 4,5%, что соответствует существующим в данном регионе нормативным требованиям. При этом среднее количество срабатываний корректора частоты составляет 15 срабатываний в сутки с относительной небольшой (до1%) требуемой величиной отклонений по нагрузке. Ни к каким нарушениям технологического режима эти отклонения не приводили, что подтверждают графики рис.4 и 5.

Результаты данной работы продемонстрировали, что при оснащении энергоблока современными средствами АСУТП и проведении тщательной работы по усовершенствованию и наладке всего комплекса автоматических регуляторов, принимающих участие в отработке изменения нагрузки, даже на таком сложном с позиции управления технологическом оборудовании, как пылеугольный энергоблок 800 Мвт с пылесистемами прямого вдувания пыли, можно достигать вполне приемлемлемого качества участия блока в регулировании энергосистемных параметров.

Сокращения, принятые на рис. 3-5, приведены в таблице:

Код сигнала Текст НП Знач. ВП Ед. изм. Курсор Обозначение Краткое Нижний Текущее Верхний Единицы Значение параметра в наименование предел значение предел измерения параметра в базе данных параметра измерения измерения измерения параметра фиксированной точке (по местоположени ю курсора) Рис. 3. Основные технологические параметры при разгружении и нагружении бл. №1 БГРЭС-1 800 МВт в автоматическом режиме.

Рис. 4. Поддержание температур острого пара при разгружении и нагружении бл. №1 БГРЭС-1 800 МВт в автоматическом режиме.

Рис. 5. Поддержание содержания О2 при разгружении и нагружении бл. №1 БГРЭС-1 800 МВт в автоматическом режиме.

Разработка и внедрение модернизированной АСУТП энергобока №2 было произведено в еще более сжатые сроки. В настоящее время оба блока в работе и несут полную нагрузку. В работе все запроектированные регуляторы.

Персонал станции не только успешно эксплуатирует систему, но и продолжает работу по совершенствованию алгоритмов регулирования и логического управления, а также созданию новых алгоритмов, необходимость в которых возникает при модернизации или замене основного технологического оборудования.

О ХОДЕ МОДЕРНИЗАЦИИ НА СУРГУТСКОЙ ГРЭС-2, ТРУДНОСТЯХ И ПУТЯХ ПРЕОДОЛЕНИЯ, ОБ УЖЕ ВЫПОЛНЕННЫХ И ПЛАНИРУЕМЫХ К ВЫПОЛНЕНИЮ РАБОТАХ Миляев Р.Г.– главный инженер, Сургутская ГРЭС-2 ОАО «Тюменьэнерго».

Воинов Н.Н.– зам. главного инженера.

Регулирование частоты и мощности является приоритетной обязанностью электростанции.

Выполнение системных требований по регулированию является одним из основных условий их подключения к ЕЭС России.

Проектная система автоматического регулирования частоты и мощности не обеспечивала выполнение требований ПТЭ в части:

- зона нечувствительности частотного корректора по исходной версии программного обеспечения ЭЧСР-М составляла - ±0,1 Гц (по ПТЭ требуется 0,3% fном = ±0,075 Гц;

- статизм частотного корректора ЭЧСР-М не всегда удавалось выставить в соответствии со статизмом регулятора скорости турбины из-за дискретности установки статизма в частотном корректоре ЭЧСР-М (с шагом в 1%, т.е. 3%;

4%;

5%;

6%), при этом статизм регулятора скорости определяется опытным путем до сотых долей %.

В соответствии с приказом РАО «ЕЭС России» № 524 Сургутская ГРЭС-2 выделена в состав электростанций для участия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты и мощности. Согласно норм UCTE регулирование частоты нормируется величиной и временем мобилизации резервов, коэффициентом статизма и зоной нечувствительности систем автоматического регулирования агрегатов:

- первичное регулирование (время мобилизации до 30 с) – реализуется автоматически под действием системы автоматического регулирования (САР) турбоагрегатов, систем регулирования производительности котлов, реакторов при отклонении частоты от заданного уровня.

Рекомендуемые коэффициенты статизма для турбин ТЭС и АЭС – 4-6%, гидроагрегатов 2-6%.

Рекомендуемая зона нечувствительности ±0,01 Гц;

- вторичное регулирование (время мобилизации до 15 мин) – реализуется вручную или автоматически. К нему относятся изменения мощности включенных агрегатов, выполняемые оперативно персоналом либо воздействием АРЧМ.

Приведение агрегатов к современным требованиям в части первичного и вторичного регулирования требует значительных затрат на их модернизацию.

Модернизация САР блоков на Сургутской ГРЭС-2 осуществляется в соответствии с согласованным сетевым графиком модернизации САР на ТЭС «Тюменьэнерго» 2003 – 2008 г.г.

Улучшением качества регулирования частоты и мощности эн. блоков Сургутская ГРЭС- занимается с 2000 года с выходом приказов РАО «ЕЭС России» № 368 от 03.07.2000 г. и последующих № 553 от 15.10.2001 г.№ № 120 от 06.03.2002 г.;

№ 401 от 12.07.02 г.;

№ 524 от 18.09.02 г.

Таким образом для успешного удовлетворения указанных требований необходимо широкое привлечение агрегатов и энергоблоков электростанций в регулирующий, маневренный режим работы с тем, чтобы обеспечить качественную и экономичную работу энергосистемы и надежность энергоснабжения потребителей не только в нормальных, но и аварийных режимах.

Одной из автоматических систем управления технологическими процессами на электростанциях и в энергосистемах, решающих указанные выше задачи, является система автоматического регулирования частоты и активной мощности – АРЧМ (в том числе регулирование и аварийное ограничение перетоков мощности, экономическое распределение нагрузок как между агрегатами внутри станции, так и между электростанциями внутри энергосистем и энергообъединениями).

В решении этой общей задачи и проблемы СГРЭС-2 принимает самое активное участие, особенно при появлении первых Приказов РАО ЕЭС России по активизации работ по автоматизации регулирования частоты и активной мощности и перетоков мощности в энергосистеме.

Вот некоторые из работ, которые мы выполнили:

1. ОАО «Урал ОРГРЭС» совместно с ЛМЗ и «Прософт-Е» разработали и внедрили в промышленную эксплуатацию на блоке ст. № 5 СГРЭС-2 программно-технический комплекс электрической части системы регулирования и защиты паровых турбин (присвоено наименование ПТК ЭЧСРиЗ).

Отметим некоторые особенности ПТК ЭЧСРиЗ:

- система построена по 2-х канальному принципу со 100%-ым резервированием (в отличие от существующих на СГРЭС-2 ЭЧСР-М со 100%-ым резервированием только микро-ЭВМ), без резервирования остаются только исполнительные органы турбины (ЭГП, ЭМВ ПЗ, МУТ);

- система выполнена, в основном, на высоконадежной аппаратуре ведущих иностранных фирм (OCTAGON SYSTEMS, Graehill, Wago и др.), что существенно сокращает трудозатраты на ее обслуживание;

на оперативный пульт управления может быть вызвана необходимая информация на экраны мониторов для производства операций с ними;

- на основном экране с общей схемой приведена структурная схема основных элементов и органов управления с текущей информацией об общем состоянии оборудования системы и технологического процесса, о параметрах и состоянии контроля и сигнализации (значения параметров, режимы работы ЭЧСРиЗ и др.);

- система ПТК ЭЧСРиЗ, кроме оперативного пульта управления имеет технологический пульт с встроенным электролюминисцентным двухстрочным дисплеем, который выполняет функции отображения и корекции технологических коэффициентов и уставок, отображение текущего состояния входных и выходных дискретных и аналоговых сигналов, просмотр архива событий контроллера и другие функции;

при этом технологический пульт может быть использован в качестве резервного управляющего средства при повреждении операторского пульта управления;

встроенный пульт управления имеется в каждом из двух резервированных каналов ЭЧСРиЗ. Этот пульт особенно ценен при производстве пуско-наладочных работ, а также при эксплуатации системы ЭЧСРиЗ;

- система ЭЧСРиЗ позволяет установить любое значение зоны нечувствительности частотного корректора вплоть до ~0;

другие параметры настроек в системе ПТК ЭЧСРиЗ могут также устанавливаться на любые значения;

- очень важное значение имеет то обстоятельство, что каждый из 2-х каналов выполнен на отдельном полушкафе и это позволяет производить работы (профилактические, опробование усовершенствованных алгоритмов и др.) при работающем втором канале, занимающем вторую часть шкафа ЭЧСРиЗ).

2. Второй работой, которая была выполнена, касается разработка, внедрение и испытания взаимодействия старой ЭЧСР-М с новой системой АСУ ТП блока – ПТК АСУ ТП «Космотроника». Эта работа по стыковке и отработке взаимодействия двух систем по существу двух поколений по аппаратному исполнению, выполнена, по нашим сведениям, впервые на СГРЭС-2. Кстати отметим, что несмотря на то, что система ЭЧСР-М (она тоже микропроцессорная система) на блоке ст. № 6 работает уже более 15 лет, она до сих пор эксплуатируется во всех режимах в том числе и в режиме противоаварийного управления (каналы АИР, ПУ) и противоразгонной защите турбоагрегата (РФ, ДИФ, ПЗ).

Факт работы двух отдельно выполненных ПТК АСУ ТП и ЭЧСР-М еще раз подтверждает целесообразность внедрения подобных систем независимо (по времени и по аппаратным средствам) друг от друга. Эти системы могут и должны разрабатываться отдельно, поскольку задачи у них разные: ЭЧСР-М предназначена решать задачу блочного станционного и энергосистемного уровней, в то время как АСУ ТП – это система блочного уровня. Необходимо только, чтобы обе системы, как таковые, работали по своим алгоритмам и решали свои задачи качественно и надежно и тогда взаимодействие их решается достаточно просто. Разработкой, внедрением и эксплуатацие систем регулирования частоты и перетоков мощности на основе ЭЧСР и других подобных систем должны заниматься электротехники, т.к. они ближе и глубже связаны с потребностями энергосистем, с их задачами и проблемами. В то время, как теплотехники должны заниматься теплотехническими задачами и проблемами, которых кстати сказать, так много, что как говорится, дай бог с ними справиться.


Опыт внедрения ПТК ЭЧСР совместно с ПТК АСУ ТП подтверждает высказанное мнение, т.к.

такой подход упрощает весь комплекс систем, сокращаются связи, упрощает наладку, испытание и эксплуатацию и нужно лишь четко установить границы их разделения и взаимодействие.

3. Следующим этапом работ – это решение задач по привлечению СГРЭС-2 к первичному, нормированному первичному регулированию частоты и автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков мощности (регулирование и аварийное ограничение перетоков).

3.1. Первой задачей была необходимость проведения комплексных испытаний по определению готовности станции к первичному регулированию частоты. Такие испытания были проведены на СГРЭС- по всем шести блокам 800 МВт ст. № 1 – 6.

Материалы испытаний были направлены в «Фирму ОРГРЭС», которая подтвердила готовность СГРЭС-2 к первичному регулированию частоты в соответствии с Приказом РАО «ЕЭС России» от 15.10. г. № 553 (см. «Заключение по результатам контрольных испытаний блоков № 1 – 6 Сургутской ГРЭС-2 по проверке готовности к участию в первичном регулировании частоты в ЕЭС», ОАО «Фирма ОРГРЭС» от 03.03 г.»).

При рассмотрении вопросов участия энергоблоков СГРЭС-2 в режиме ПРЧ были разработаны и внедрены отдельные мероприятия по повышению надежности и эффективности работы системы АРМ при этих испытаниях с учетом рекомендаций и предложений ОРГРЭС, ВНИИЭ, ВТИ, в частности следующее:

1). В системе тепловой автоматики блока имеется схема контроля исправности теплотехнических регуляторов (КИР): регулятор топлива (РТ), регулятор питательной воды (РП), регулятор общего воздуха (РОВ) и регулятор разряжения (РР). Эта схема обеспечивает защиту блока от ложного изменения нагрузки при неисправности этих регуляторов, сопровождающейся возникновением ложных длительных импульсов управления. При этом уставка защиты по длительности импульсов у регуляторов может быть различной, например, для РТ и РП – 5 сек, а для РОВ и РР – 4 сек.

Возникновение длительных импульсов при нормальной работе системы АРМ блока может возникнуть в связи с участием СГРЭС-2 в первичном и вторичном регулировании частоты в сети при работе частотного корректора (ЧК) ЭЧСР с малой зоной нечувствительности и с возможностью большого управляющего сигнала на его входе. Так, при отклонении частоты за зону нечувствительности ЧК на ±0,2 Гц и статизме его 4,5%, уровень на входе ЧК будет равен 71 МВт и этот сигнал явно приводит к срабатыванию схемы защиты по длительности импульсов. При этом, работа схемы приведет к отключению (снятию) указанных выше регуляторов РТ, РП, РОВ, РР с автоматического их управления и прекращению отработки блоком пришедшего управляющего сигнала при отклонении частоты сети от номинального значения.

Положение может серьезно осложниться и привести к аварийной ситуации на блоке, если снимутся с автоматического управления только те регуляторы, которые имеют малую уставку по времени, а другие с большой уставкой останутся на автоматическом управлении.

Таким образом, такая ситуация с работой системы защиты может привести не только к прекращению или искажению в реализации управляющего сигнала на системы АРМ, но и снижает надежность работы блока в режимах ПРЧ и вторичном регулировании частоты и перетоков мощности.

В связи с этим ОАО «Урал ОРГРЭСом» была предложена система автоматической блокировки действия схемы защиты регуляторов по длительности импульсов со следующим алгоритмом:

- при работе блока в режиме ПРЧ и ВРЧ при существенных отключениях частоты сети от номинального значения система ЭЧСР выдает дискретный сигнал в систему КИР, блокирует ее действие и она не препятствует реализации больших управляющих сигналов;

- при небольших отключениях частоты за зону нечувствительности, когда управляющие сигналы имеют небольшую величину, система КИР не блокируется и она работает со своим назначением – снимает теплотехнические регуляторы с автоматического управления при возникновении в них неисправностях, приводящих к образованию ложных длительных (непрерывных) сигналов управления - согласно проведенному анализу уровней сигналов по частоте и уставок по времени срабатывания защиты по длительности импульсов, уставка автоматической блокировки по частоте (с некоторым запасом) определена равной (50 ±0,2)Гц;

- при возврате частоты в зону 45,8Wном50,2 Гц блокировка защиты по длительности импульсов автоматически снимается.

По указанному выше алгоритму в ЭЧСР-М и в ЭЧСРиЗ разработано программное обеспечение и проведена проверка правильности ее работы. В настоящее время эта блокировка внедрена на всех шести блоках.

Кстати заметим, что на одном из блоков (ст. № 6) СГРЭС-2 блокировка действия КИР выполнена сравнением величины управляющего сигнала по частоте в ЭЧСР-М с уставкой теплотехнических регуляторов.

2). Не менее важный (а может быть, самый важный с точки удовлетворения требований для возможности осуществления включения энергообъединения ЕЭС России на параллельную работу с энергообъединениями Западной Европы) вопрос возникает по снижению зоны нечувствительности частотного корректора в системе ЭЧСР-М.

В исходной проектной версии программного обеспечения ЭЧСР минимальная зона нечувствительности ЧК, которая может быть установлена, равна ±0,1 Гц.

Поскольку по ПТЭ зона нечувствительности регулятора скорости должна быть не более ±0,075Гц, то необходимо в ЭЧСР иметь хотя бы такую же З.Н. ЧК. В связи с этим уставка по З.Н. ЧК была перепрограммирована с ±0,1 Гц на ±0,075Гц. Дальнейшее снижение этой зоны в ЭЧСР-М до требуемой по мировым стандартам сопряжено с определенными трудностями в связи с недостаточно высокой точностью измерения частоты.

В связи с этим было бы очень своевременно распространить установку новой ЭЧСРиЗ изготовления фирмы НПФ Прософт-Е на других энергоблоках СГРЭС-2, т.к. эта система обладает высокой надежностью, сокращает трудозатраты на ее обслуживание, обладает 100%-ным резервированием, что практически исключает необходимость вывода ЭЧСРиЗ из работы и обеспечивает непрерывность работы контроля и защиты от разгона при сбросе электрической нагрузки блока с отключением генератора из сети. Это тем более целесообразно в связи с тем, что вместе с ЭЧСРиЗ изготовитель поставляет и электронный автомат безопасности, что уменьшает заброс оборотов и таким образом повышает ресурс работы турбоагрегата.

3). Еще одна задача возникла в ходе привлечения энергоблоков СГРЭС-2 к задачам первичного регулирования.

Возник вопрос о работе регулятора «до себя» (РДС) в условиях работы частотного корректора ЭЧСР с малой зоной нечувствительности.

Хотя режим РДС на блоке создается только в исключительных случаях и сравнительно редко – лишь при неисправностях в системе АРМ (неисправен котельный регулятор мощности и др.), но даже в этих случаях РДС должен работать правильно.

В исходном алгоритме и в версии программного обеспечения в ЭЧСР-М РДС сразу же как только частота «выходила» за зону нечувствительности ЧК и обратное включение РДС в работу производилось оператором (и это правильно!). Поскольку эта зона до появления Приказов РАО ЕЭС России о повсеместном участии станций в режиме ПРУ с малой З.Н ЧК была сравнительно широкой (49,4 – 50,2) Гц, то практически никаких неудобств этот режим не создавал.

При существующей в данное время малой З.Н. ЧК (±0,075 Гц), а она должна быть еще меньше и при частоте вблизи этой зоны, РДС практически систематически блокируется и блок лишается автоматизации регулирования давления пара, что мягко говоря крайне нежелательно. Более того, при этих условиях создание режима АРМ после устранения неисправности (например, была устранена неисправность в КРМ) не представляется возможным, т.к. систематически блокировка РДС препятствует этому. Такие случаи имели место, и операторы испытывали дискомфортность в управлении блоками.

В связи с этим ОАО Урал ОРГРЭСом был предложен несколько другой алгоритм, а именно:

- регулятор РДС не блокируется в зоне малой З.Н. ЧК, а работает в режиме поддержания давления;

- при отклонении частоты выше определенного значения РДС блокируется и данный энергоблок принимает участие в регулировании частоты, т.е. алгоритмом предусматривается вторая З.Н ЧК, при выходе частоты, из которой РДС блокируется;

- в качестве уставки по второй З.Н ЧК может быть принята величина ±0,2 Гц от номинального значения частоты 50Гц (49,8 – 50,2) Гц. Одним из оснований выбора такой уставки ЧК по З.Н.

является то, что отклонение частоты на 0,2 Гц является той еще допустимой величиной, которая регламентируется и при которой должны быть приняты меры по скорейшему (не более 15 мин) ее восстановлению до нормального уровня частоты с отклонением не более ±0,05 Гц от номинального значения частоты;

- при восстановлении частоты и возврате ее в зону 49,8 Wном50,2Гц блокировка снимается и оператор может включить его в работу с предварительной проверкой величины отклонения давления острого пара перед турбиной.

На основании этого алгоритма было разработано и внедрено соответствующее программное обеспечение.

Такое решение по режиму РДС можно считать оправданным, т.к. кратковременное и редкое «устранение» блока от участия в режиме ПРЧ мало может изменить ситуацию в энергосистеме по частоте в сети, но с другой стороны, автоматический контроль и регулирование давления пара перед турбиной на это хоть и на это короткое время обеспечивает надежность работы блока и полностью компенсирует ту кратковременную и достаточно «малую» потерю мощности для первичного регулирования частоты станцией.

4). В настоящее время на СГРЭС-2 ведутся работы по внедрению системы управления турбиной ст.

№ 1 с реконструируемой гидравлической ее частью на основе разработки фирмы ССС (США);

при этом система ЭЧСР (она получила название ПТК САР турбины) выполнена по алгоритмам ЭЧСР-М с учетом изменений, дополнений и усовершенствованию ее по разработкам Урал ОРГРЭС как для нормального, так и для противоаварийного управления турбиной.

Система ПТК САР взаимодействует с новой системой АСУ ТП – АСУ ТП фирмы «Космотроника».

На СГРЭС-2 в настоящее время после проведения Урал ОРГРЭС комплексных испытаний и согласования их с формой ОРГРЭС все энергоблоки (кроме ст. № 1, на котором идет реконструкция и внедрение системы ПТК АСУ ТП фирмы «Космотроника» и система ЭЧСР-М, именуемая сейчас ПТК САР турбины на основе аппаратуры «фирмы ССС») работают в режиме первичного регулирования частоты. В 2003 г. Урал ОРГРЭС проводит работы в соответствии с Приказом № 524 от 18.09.2003 г. по дальнейшему совершенствованию алгоритмов систем АРМ и оптимизации переходных процессов с целью повышения маневренности блоков и подготовке СГРЭС-2 к участию не только в первичном, но и в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков мощности.

В первой половине т.г. были выполнены теоретическая часть работы. В частности было проведено исследование по определению параметров системы АРЧ, которые обеспечивают, с одной стороны, увеличение быстродействия системы, а с другой оптимизирует процесс регулирования турбинного регулятора мощности при внутренних возмущениях со стороны котлоагрегата. По результатам этой части работы была разработана методика проведения экспериментальных исследований и проведены испытания на энергоблоке, которые подтвердили ожидаемые результаты.

В связи с работой блока в первичном регулировании частоты, а также привлечением СГРЭС-2 в ближайшее время к вторичному регулированию частоты и перетоков мощности с возможным быстрым подъемом нагрузки блока, приводящие к повышению давления острого пара перед турбиной до недопустимой величины были проведены проверка и испытания быстродействующего контура давления пара, которые подтвердили его эффективную работу и обеспечивают повышение надежности работы оборудования блока. При выполнении этой части работы были усовершенствованы отдельные алгоритмы по вводу сигналов.

Были также проведены теоретические исследования вопроса оптимальной настройки звена динамической коррекции в частотном корректоре и определение его передаточной функции, соответствующей передаточной функции турбины. При этом обеспечивается более оптимальный переходный процесс при воздействии на блок управляющего сигнала по частоте в энергосистеме за счет оптимизации взаимодействия частотной коррекции и регулятора скорости турбин.

Кроме этого рассмотрен вопрос об одновременном воздействии управляющего сигнала на частотный корректор и, имитируя регулятор скорости, на ЭГП. Такое взаимодействие само по себе представляет большой интерес, поскольку контрольные испытания проводятся в условиях, когда автоматический регулятор скорости остается пассивным, т.к. воздействие по частоте происходит имитацией частоты, а не по реальной частоте в энергосистеме.

В соответствии с теоретическими исследованиями и уточнению параметров настройки звена динамической коррекции (Л1) была разработана методика проведения экспериментальных исследований.

В настоящее время эти испытания проведены и получены результаты, которые представляют большой интерес. В частности, в результате проведенной этой части работ решается вопрос о практической реализации возможности управляющего воздействия частотного корректора по быстродействующему контуру управления турбиной и снижения зоны нечувствительности по частоте в соответствии с требованиями Приказа № 524 от 18.09.02 г.

Одновременно решается вопрос о более оптимальном взаимодействии частотного корректора и регулятора скорости турбины.

Таким образом, выполненная работа Урал ОРГРЭС в 2003 г. позволяет повысить быстродействие системы АРМ, обеспечивает оптимальность действия турбинного регулятора мощности в связи с его адаптивной настройкой от внутренних котельных возмущений. Кроме этого выполняемая работа повышает надежность работы блока в условиях быстрых по времени и больших по уровню управляющих сигналов за счет подготовленного и испытанного быстродействующего корректора давления острого пара перед турбиной. Работой также показано, что реализация управляющих сигналов через ЭГП вполне возможна и решает задачи быстродействия и возможность снижения зоны нечувствительности в соответствии с существующими требованиями. Однако в этом направлении работа требует дополнительных разработок и исследований.

При выполнении работы была разработана методика изменения алгоритма измерения параметров отдельных подсистем, так как выполненный алгоритм дискретного изменения параметров в ЭЧСР-М не позволяет без перепрограммирования изменять их дробными числами.

В связи с предстоящими работами по привлечению СГРЭС-2 к задачам автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности Урал ОРГРЭС планирует продолжение работ по подготовке СГРЭС-2 к решению этих задач.

Одной из задач в этом плане предусматривается проведение испытаний энергоблока в условиях знакопеременных управляющих сигналов с резными периодами с целью оценки возможности работы турбоагрегата и котлоагрегата в этом режиме. Планируются и другие работы.

В последнее время на СГРЭС-2 производится реконструкция системы регулирования турбины на основе фирмы «ССС» и внедряется новая система АСУ ТП – ПТК АСУ ТП на основе разработок фирмы «Космотроника». Ведутся работы по взаимодействию ПТК АСУ ТП с ПТК СА «ССС». Для выполнения требований приказа от 19.09.2002 №524 на блоке №1 Сургутской ГРЭС- была проведена модернизация системы автоматического регулирования турбины К-800-240-5 ОАО ЛМЗ с применением программно-технического комплекса (ПТК) производства фирмы Compressor Controls Corporation (CCC), США.

Система соответствует «Техническим требованиям к техническим и программным средствам системы автоматического регулирования для замены на паровых турбинах К-800-240 производства ОАО ЛМЗ и приводных турбин К-17-15П производства ОАО КТЗ» утверждённым Главным инженером ОАО «Тюменьэнерго» В.А. Васильевым. Уточнения и изменения согласуются в рабочем порядке.

Внедрение САР привело к аппаратурному и функциональному упрощению гидравлической части САР.

САР обеспечивает необходимое взаимодействие с АСУ ТП блока для регулирования частоты и мощности энергоблока в целом.

САР отрабатывает сигналы противоаварийной автоматики энергосистемы.

Модернизация САР предусматривает установку троированного электронного автомата безопасности, обеспечивающего возможность испытания защиты без увеличения частоты вращения до уровня срабатывания механической защиты.

ПТК САР представляет собой цифровую систему регулирования и реализуется на базе универсального программно-технического комплекса для регулирования и управления турбинами и компрессорами, Series 5, разработанного и изготавливаемого фирмой «Compressor Controls Corporation», США.

Модернизация обеспечивает снижение нечувствительности САР до 0,02% при заданной неравномерности 4,0% и выше и удовлетворяет требования европейских энергосистем UCTE.

Реконструированная САР обеспечивает следующие основные функциональные возможности:

- регулирование мощности с коррекцией по отклонениям от номинальных значений частоты сети и давления свежего пара;

- регулирование давления свежего пара;

- поддержание заданного положения регулирующих клапанов;

- поддержание заданной скорости вращения ротора и защиты от недопустимых ее изменений;

- улучшение линейности нагрузочной характеристики;

- автоматическое расхаживание регулирующих и стопорных клапанов ЦВД и ЦСД, сбросных клапанов промперегрева.

При модернизации гидравлической части системы регулирования механогидравлический регулятор частоты вращения ротора заменен на электронный с целью снижения общей нечувствительности системы регулирования и получения возможности привлечения энергоблоков к эффективному участию в первичном регулировании частоты и мощности в соответствии с требованиями европейских энергосистем UCTE.

Существующий блок золотников регулятора скорости как гидравлический усилитель в контуре частоты вращения исключается.

В связи с аннулированием регулятора скорости турбина оснащается электронной защитой от разгона (электронный автомат безопасности), при этом механический регулятор безопасности сохраняется.

Внедрение электронного автомата безопасности обеспечит после отработки уставок возможность проведения испытания защиты турбины без увеличения частоты вращения ротора.

До настоящего времени управление сервомоторами регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД осуществлялось переменным управляющим давлением, формируемым в промежуточном золотнике, как сумма воздействий от регулятора скорости, механизма управления турбины и ЭГП (сигнал поступал от ЭЧСР).

При модернизации сервомоторов демонтирована механическая обратная связь. Для управления сервомоторами на золотниковой части устанавливаются электромеханические преобразователи (ЭМП), которые управляют перемещением подвижной буксы, при этом золотники сервомоторов ставятся на специально выполненные упоры давлением от промзолотника.

Для ввода в ПТК сигналов обратной связи о положении клапанов на сервомоторах регулирующих клапанов устанавливаются датчики положения;



Pages:     | 1 || 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.