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 | 2 || 4 | 5 |

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

-- [ Страница 3 ] --

Расхаживание сервомоторов регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД, перестройка сервомоторов РК ЦВД №3,4 обеспечивается автоматически подачей сигналов от ПТК на ЭМП сервомоторов.

Все ЭМП, датчики положения и конечные выключатели – в объеме поставки поставщика ПТК фирмы «ССС».

Модернизация блока коробки регулирования Предусмотрена установка датчиков частоты вращения (3шт) и датчиков электронного автомата безопасности (3шт). Для чего:

- демонтирован механический регулятор скорости, подшипник регулятора скорости, резервный бачок смазки и шлицевой валик;

- демонтирован статор датчика частоты вращения ТГИ-800, расположенный в корпусе переднего подшипника;

- снята звездочка тахогенератора ТГИ-800 с корпуса регулятора безопасности;

- заменено маслозащитное кольцо в коробке регулирования;

- центробежный регулятор безопасности – сохраняется, на корпус регулятора безопасности насаживается зубчатое колесо для установки трех датчиков частоты вращения для электронного регулятора скорости и трех – для электронного автомата безопасности с кольцом для штатного датчика относительного расширения ротора.

- существующий блок золотников регулятора скорости реконструирован с сохранением функций формирования давления на взвод ЗРБ, управляющего давления к стопорным клапанам, управляющего давления к промзолотнику. Это реализуется с использованием корпуса блока ЗРС и золотников управления.

- электродвигатель механизма управления турбиной сохраняется для дистанционного или автоматического взвода ЗРБ и открытия стопорных клапанов при пуске турбины;

- Использование такой схемы (см. Рис.1) дает возможность реализовать проект модернизации САР с ограниченным числом решений, требующих конструкторскую и эксплуатационную отработку и делает возможным с относительно небольшими усилиями и затратами дальнейшее усовершенствование САР.

Модернизация блока колонки регулирования Промежуточный золотник исключен из контура регулирования скорости вращения и временно сохраняется как узел, обеспечивающий требуемое быстродействие на закрытие регулирующих клапанов и формирующий управляющее давление для перемещения золотников сервомоторов регулирующих клапанов на нижние упоры.

Электрогидравлический преобразователь (ЭГП) исключается из схемы управления положением регулирующих клапанов демонтирован и отключен от системы имеющимся золотником отключения.

Модернизация сервомоторов стопорных клапанов и сбросных клапанов промперегрева.

Для обеспечения автоматического расхаживания этих сервомоторов необходимо выполнено следующее:

Модернизация обратных связей сервомоторов стопорных клапанов.

При модернизации сервомоторов вместо ручного механизма расхаживания на золотниковой части установлены электроприводы МЭО, которые управляют перемещением подвижной буксы.

Расхаживание обеспечивается автоматически подачей сигналов от ПТК контроллера на электроприводы МЭО сервомоторов.

Модернизация схемы управления сервомоторов сбросных клапанов промперегрева.

При модернизации демонтированы электромагнитные выключатели регулирующих клапанов ЦСД.

Управляющее давление к сервомоторам сбросных клапанов подводится из камеры под поршнем соответствующего сервомотора РК ЦСД.

Автоматическое расхаживание сервомотора сбросного клапана осуществляется одновременно с расхаживанием сервомотора регулирующего клапана ЦСД.

Рис. СООБЩЕНИЕ О ХОДЕ ВЫПОЛНЕНИЯ ПОРУЧЕНИЙ ПРИКАЗА № 524 ОТ 10.09.2002Г. ОАО "КОСТРОМСКАЯ ГРЭС" Назаров В.Е. - Гл. инженер ОАО "Костромская ГРЭС" Ведмедь В.А.– вед. инженер-технолог, АСУ ОАО "Костромская ГРЭС" С момента выхода приказа №524 от 10.09.2002г. ОАО "Костромская ГРЭС" проделана большая работа по выполнению поручений приказа для обеспечения участия энергоблоков ст.№1-8, выделенных приложением №6 к приказу, в общем первичном и нормированном регулировании частоты в ЕЭС России.

На энергоблоках ст.№1-8 смонтированы и налажены системы управления мощностью по схеме САУМ-У с частотным корректором. В сентябре-октябре 2002г. проведены комплексные испытания систем управления мощностью энергоблоков в соответствии с "Методическим пособием по проверке готовности ТЭС к первичному регулированию частоты в ЕЭС России". По результатам испытаний получено заключение АО "Фирма ОРГРЭС", в котором энергоблоки 300МВт признаны готовыми к регулированию частоты в рамках требований ПТЭ в диапазоне номинального давления при нагрузках 240-300МВт (на номинальном давлении). Для эффективного участия в регулировании частоты во всем диапазоне допустимых нагрузок необходимо обеспечить линейность характеристики парораспределения при работе на скользящем давлении.

Разработан, согласован и утвержден 31.03.2003г. "Сетевой график выполнения работ по обеспечению участия ОАО "Костромская ГРЭС" в нормированном первичном и вторичном регулировании частоты электрического тока в ЕЭС России". До 2008 года планируется оснастить все энергоблоки системами управления мощностью на базе современной микропроцессорной техники.

Для повышения качества регулирования процесса горения на всех энергоблоках установлены преобразователи содержания кислорода в уходящих газах типа ТДК-3М. На энергоблоках №2,3,4,6, регуляторы общего воздуха налажены при всех режимах сжигания топлива, на энергоблоках №1, регуляторы общего воздуха налажены при сжигании газа.

Функция общего первичного регулирования частоты энергоблоков №2,3,4,6,8 передана в ведение Костромского РДУ, САУМ с частотным корректором этих энергоблоков включена в постоянную эксплуатацию с зоной нечувствительности по частоте ±25mГц, соответствующей зоне нечувствительности регулятора скорости вращения турбины. САУМ остальных энергоблоков будет включена в эксплуатацию по мере наладки регуляторов общего воздуха для всех режимов сжигания топлива.

На опытном образце системы управления мощностью энергоблока №7 (САУМ-300ГМ на базе ПТК "Квинт") проведены испытания по участию энергоблока в нормированном регулировании частоты с воздействием на регулирующие клапана турбины по каналу ЭГП, так как коррекция статической характеристики турбины по каналу МУТ не обеспечивает требуемой скорости начальной реакции. Для устранения мертвой зоны при переходе от 4го к 5му клапану в режиме скользящего давления в соответствии с рекомендациями ОРГРЭС характеристика парораспределения была временно, на период испытаний, перестроена путем параллельного смещения точек открытия клапанов 5,6,7 влево по оси управляющего давления так, чтобы точка открытия 5го клапана приходилась на открытие 4го клапана на 10 мм.

Канал воздействия ЭГП имеет практически те же динамические характеристики, что и регулятор скорости вращения, поэтому он использован в САУМ-300ГМ для коррекции характеристики регулятора скорости. Испытания показали, что в комбинации с каналами РДТ и РДОМ он может обеспечить требуемую нечувствительность при высоком быстродействии и точности реакции.

Проверка проводилась на остановленной турбине и на работающем энергоблоке после выполнения ОРГРЭС комплекса наладочных испытаний и выбора оптимальных настроек контуров воздействия на МУТ и ЭГП.

Проверка чувствительности системы выполнялась путем нанесения возмущений ±10 mГц длительностью по 2 минуты с интервалами 2 минуты между возмущениями. После цикла возмущений по мГц выполнен цикл возмущений по 20мГц. На графиках, полученных при помощи архивной станции САУМ-300ГМ (рис.1), наблюдаются четкие изменения управляющего давления, находящиеся в противофазе с изменениями сигнала частотной коррекции. Величина изменений управляющего давления соответствует установленному статизму.

Для режима номинального давления переходные характеристики блока по мощности при имитации возмущений по частоте с периодом 10 и 20 минут показаны на рис.2. Здесь видно, что при такой длительности возмущения переходные процессы на блоке полностью заканчиваются. При этом процессы изменения мощности имеют следующие характеристики. Начальная (за время до 30 секунд) реакция блока более 70% от установившегося значения. За первые 10 секунд изменение мощности составляет около 40 %.

(При реальном скачке частоты и работе регулятора скорости начальная реакция будет больше).

Приведенные данные позволяют заключить, что реализованная в САУМ-300ГМ структура САУМ У с запасом обеспечивает требования к общему первичному регулированию и чувствительность АСР турбины, необходимую для нормированного регулирования.

Требования НПР по быстродействию, формально также можно считать выполненными. Однако однозначный ответ на этот вопрос не возможен, поскольку требованиями не определена необходимая динамическая точность отработки возмущений по частоте.

В период капитального ремонта энергоблока №7, согласно "Сетевого графика…", проведена модернизация системы контроля и управления на базе ПТК "Квинт". После проведения пусконаладочных операций планируется включение энергоблока №7 в опытную эксплуатацию по участию в нормированном регулировании частоты в энергосистеме.

Рис. Рис. ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА УЧАСТИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ В ОЭС СИБИРИ Гвоздев Д.Б., Щеглов Ю.П., Шестаков В.С., ОДУ Сибири Для оценки участия в первичном регулировании частоты электрического тока (ПРЧ) и в соответствии с требованиями [1] на WEB-сервере ОДУ Сибири создана и функционирует программа мониторинга участия в первичном регулировании частоты электростанций ОЭС Сибири. В программе отслеживается участие только тех станций, которые отчитались о готовности к общему первичному регулированию частоты (ПРЧ). Данные для работы программы берутся из ОИК ОДУ Сибири. На рис. представлен интерфейс программы мониторинга.

Рис. 1. Интерфейс программы для мониторинга ПРЧ ОДУ Сибири Программа позволяет осуществлять как мониторинг полностью всех электростанций и блоков, готовых к участию в первичном регулировании частоты, так и нескольких по выбору пользователя.

Разработанная программа, позволяет копировать данные в специально подготовленную форму MS`EXEL в которой производится автоматический расчет фактического статизма генераторов по следующей формуле:

2 * Pн ( f кон 50 f нч ) (1) S=, Рнач Ркон где Рн – номинальная мощность генератора (станции), МВт;

fкон – значение частоты при максимальном отклонении, Гц;

fнч – зона нечувствительности, Гц;

Рнач – активная мощность генератора (станции) до возмущения, МВт;

Ркон – активная мощность генератора (станции) после возмущения, МВт.

С вводом в эксплуатацию программы мониторинга значительно сократились потери времени, связанные со сбором и обработкой информации из ОИК, а при возникновении пусковых факторов для мониторинга появилась возможность в минимальные сроки оценить работу систем ПРЧ электростанций и их генераторов в масштабах ОЭС Сибири.

Анализ ПРЧ, проводившийся по событиям третьего и четвертого квартала 2003 года, показал, что возможность качественной оценки ПРЧ генераторов на основе данных ОИК имеется. Однако по данным ОИК ОДУ Сибири можно оценить только сам факт участия или неучастия генератора в ПРЧ, а для тепловых станций и наличие у генератора котельной поддержки.

Для более качественного мониторинга участия в ПРЧ, в ОДУ Сибири разработана программа мониторинга отклонений частоты ОЭС Сибири, что необходимо для качественной оценки режима работы ОЭС Сибири. Установленный в ОДУ Сибири частотомер позволяет получать данные с достаточно высоким качеством. Параметры мониторинга частоты: дискретность – 1 с, точность – 0,01 Гц, глубина архива – 6 мес.

Рис. 2. Выходные формы программы мониторинга частоты ОДУ Сибири Программа позволяет отображать информацию в форме таблицы, гистограммы и графика.

Выходные данные программы приведены на рис. 2.

Отдельной проблемой на настоящее время является оценка изменения мощности. Требования к мониторингу мощности, достаточному для количественной оценки участия генераторов в ПРЧ, не позволяет выполнить качество данных из ОИК (дискретность – 10 секунд, задержка по времени – до 30 секунд).

Для получения реальной картины о совокупной работе всех систем ПРЧ в ОЭС Сибири, 03.10. был проведен системный эксперимент: сброс мощности ГА №9 Саяно-Шушенской ГЭС, при изолированной от ЕЭС работе ОЭС Сибири (отключены ВЛ-500 кВ Рубцовская – Аксуйская ГРЭС, Рубцовская – Усть Каменогорская и шунтирующие связи более низкого напряжения).

Потребление ОЭС Сибири без Омской энергосистемы составляло на момент эксперимента порядка 19900 МВт. Испытания проводились в два этапа. На первом этапе (14:20, время кемеровское) был произведён сброс мощности 200 МВт. Автоматический регулятор частоты (АРЧ) системы АРЧМ ОДУ Сибири при этом был в работе. Частота опустилась от значения 50,015 Гц до значения 49,943 Гц. Снижение частоты составило 0,072 Гц.

Результаты первого этапа позволили провести расчет стартовой частоты для проведения второго этапа, что было необходимо для предотвращения ухода частоты ниже 49,8 Гц с одной стороны, и для достижения значения порядка 49,85 Гц (для выхода за зону нечувствительности, нормированную [2]) с другой. Расчёт показал, что значение стартовой частоты должно составлять 50,05 Гц, для того, чтобы после сброса планируемых 600 МВт получить значение частоты 49,84 Гц.

На втором этапе (16:00, время Кемеровское) был произведён сброс мощности в 620 МВт, но уже с выведенным на 10 мин. АРЧ системы АРЧМ ОДУ Сибири, что было необходимо для осуществления ПРЧ без участия системы АРЧМ ОДУ Сибири.

Частота электрического тока ОЭС Сибири, при отключении ГГ-9 на Саяно-Шушенской ГЭС со значения 50,057 снизилась до значения 49,877. Снижение частоты составило 0,18 Гц от исходной и 0,12 Гц от нормальной (контрольной).

По данным, полученным из ОИК ОДУ Сибири, от РДУ и непосредственно с электростанций, были выполнены расчеты, позволяющие оценить участие в ПРЧ электростанций ОЭС Сибири.

По результатам оценки зафиксировано, что общее увеличение нагрузки ГЭС ОЭС Сибири составило 500 МВт при их суммарной нагрузке на начало эксперимента 9342 МВт (без учета ГГ-9 Саяно Шушенской ГЭС). Таким образом, с учётом номинальной мощности фактически работающих гидрогенераторов, величина общего статизма по ГЭС ОЭС Сибири, полученная в результате эксперимента, рассчитанная по (1) равна:

2 *11234 * (0,12 0,01) S= = 4,94%, (2) В качестве примера, иллюстрирующего достоверность ОИК, на рис. 3 представлен график изменения мощности Саяно-Шушенской ГЭС по данным ОИК и по данным, представленным электростанцией во время проведения натурных испытаний участия электростанций ОЭС Сибири в ПРЧ, которые проводились 03.10.2003.

МВт Данные АСУ ТП СШ ГЭС Данные ОИК ОДУ Сибири время 15:59:40 16:00:23 16:01:06 16:01:50 16:02:33 16:03:16 16:03:59 16:04:42 16:05: Рис. 3. Сравнение данных АСУ ТП СШ ГЭС и ОИК ОДУ Сибири Как видно из рис. 3. реальная картина, отображающая динамику изменения мощности, значительно отличается от данных ОИК.

На рис. 4-13 приведены результаты мониторинга гидрогенераторов СШ ГЭС, находящихся в работе, и ТГ-7 Красноярской ГРЭС-2 по данным натурных испытаний 03.10.2003. Мониторинг был выполнен в ОДУ Сибири в соответствии с [1] по результатам, представленным станциями.

На рис. 4 представлена динамика частоты и мощности СШ ГЭС. Графики представлены по данным АСУ ТП СШ ГЭС, где видно, что при ходе частоты «вниз» станция набрала мощность, порядка МВт, и стабильно её удерживала, в течение 5 мин.

50, Мо щно сть, МВ т 3520 50, Час тота, Гц 3460 49, 49, 3400 49, 15:59:40 16:00:20 16:00:59 16:01:36 16:02:14 16:02:52 16:03:30 16:04:08 16:04: Рис. 4. Динамика изменения частота и мощности Саяно-Шушенской ГЭС МВт МВт Прогноз Прогноз Испытания Испытания Гц Гц 49,5 49,6 49,7 49,8 49,9 50 50,1 50,2 50,3 50,4 50,5 49,5 49,6 49,7 49,8 49,9 50 50,1 50,2 50,3 50,4 50, - - -100 - -150 - Рис. 5. Шаблон ОПР ГГ-1 СШ Рис. 6. Шаблон ОПР ГГ-2 СШ ГЭС при напоре 215 м в ГЭС при напоре 215 м в диапазоне диапазоне нагрузок 350-640 МВт нагрузок 350-640 МВт МВт МВт Прогноз Прогноз Испытания Испытания Гц Гц 49,5 49,6 49,7 49,8 49,9 50 50,1 50,2 50,3 50,4 50,5 49,5 49,6 49,7 49,8 49,9 50 50,1 50,2 50,3 50,4 50, - - - - - - Рис. 8. Шаблон ОПР ГГ-5 СШ Рис. 7. Шаблон ОПР ГГ-4 СШ ГЭС при напоре 215 м в ГЭС при напоре 215 м в диапазоне диапазоне нагрузок 350-640 МВт нагрузок 350-640 МВт 150 МВт МВт Прогноз Прогноз Испытания Испытания И 150 Гц з Гц МВт рисунко 49,5 49,6 49,7 49,8 49,9 50 50,1 50,2 50,3 50,4 50,5 49,5 49,6 49,7 49,8 49,9 50 50,1 50,2 50,3 50,4 50, в видно, Прогноз что - - статизм Испытания гидроге нератор - Гц - ов № (рис. 6), - 49,5 49,6 49,7 49,8 49,9 50 50,1 50,2 50,3 50,4 50, № - Рис. 10. Шаблон ОПР ГГ-7 СШ Рис. 9. Шаблон ОПР ГГ-6 СШ (рис. 8) - ГЭС при напоре 215 м в диапазоне ГЭС при напоре 215 м в диапазоне и № нагрузок 0-250 МВт нагрузок 350-640 МВт (рис.

-100 11) соответствует результатам послеремонтных испытаний, а - Рис. 11. Шаблон ОПР ГГ-8 СШ ГЭС при напоре 215 м в диапазоне статизм гидрогенераторов №1 (рис. 5), №4 (рис. 7), №6 (рис. 9) и №7 (рис. 10) – не соответствует. В данном случае статизм гидрогенераторов №1, №4, №6 и №7 больше, чем по прогнозу.

На рис. 12 представлена динамика частоты и мощности ТГ-7 Красноярской ГРЭС-2. Графики представлены по данным ОИК ОДУ Сибири. Из рисунка видно, что при ходе частоты «вниз» блок набрал мощность, порядка 7 МВт, и стабильно её удерживал, в течение трёх минут. На рис. 13 представлен шаблон ОПР ТГ-7. Из рисунка видно, что статизм по результатам послеремонтных испытаний (3%), практически соответствует статизму по результатам эксперимента (3,2%).

Шаблон ы ОПР, 63 50, Гц представленные в МВт позволяют [1], 62 50, легко оценить Мощность ТГ- статизм 61 50, генератора. Если 60 график, полученный в 59 49, результате эксперимента, Частота 58 49, совпадает с графиком, 57 49, полученным в 56 49, результате послеремонтных 55 49, испытаний, или параллелен ему, то 54 49, фактический статизм генератора 53 49, соответствует 16:00:00 16:00:43 16:01:26 16:02:10 16:02:53 16:03:36 16:04: заданному. Если Рис. 12. Частота и мощность ТГ-7 Красноярской ГРЭС- график, соответствующий результатам испытаний, имеет больший угол к оси мощности, чем график, полученный по МВт заданным для генератора параметрам статизма, то фактическая Прогноз величина статизма генератора будет больше, чем заданная для Испытания данного генератора. Гц 49,6 49,8 -3 50 50,2 50, - - Выводы. - 1. Имеющаяся на сегодня информация в ОИК ОДУ Рис. 13. Шаблон ОПР ТГ-7 Красноярской Сибири и разработанные программные средства мониторинга ПРЧ позволяют проводить только оценку наличия самого ГРЭС-2 в диапазоне нагрузок 0-100 МВт факта существования ПРЧ на генераторах электростанций ОЭС Сибири. Этого достаточно для оценки участия в общем первичном регулировании частоты в ЕЭС.

2. Свойства существующей технической базы телеизмерений обуславливают задержку изменения мощности электростанций на несколько десятков с., а вследствие этого некорректное отображение динамики изменения этой мощности.

3. Для качественного и достоверного мониторинга участия электростанций в ПРЧ, необходимо обеспечить получение информации непосредственно из АСУ ТП станции в ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

Информация в АСУ ТП должна быть организована согласно пункту 6.10.4 [2] как функция технологических приложений (“…сбор и обработка данных «быстрых» процессов”).

4. Выполнение п.3 является необходимым для тех электростанций, которые будут участвовать в нормированном первичном регулировании частоты электрического тока.

Литература Система мониторинга и оценки участия электростанций в общем и нормированном 1.

первичном регулировании частоты, вторичном регулировании частоты и мощности и третичном регулирования мощности (временные указания).

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации.

2.

- М.: ЭНАС, 2003.

ИНФОРМАЦИОННОЕ СООБЩЕНИЕ ОАО «РОСТОВЭНЕРГО»

Л.Б. Вершинин, Главный инженер, ОАО «Ростовэнерго»

В соответствии с приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 03.07.2000 г. № 368 «О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты» в первичном регулировании частоты могут участвовать только ВДТЭЦ-2 и ЦГЭС. Вышеупомянутыми электростанциями были разработаны мероприятия по обеспечению участия в первичном регулировании частоты. На электростанциях произведена ревизия систем регулирования турбин и сняты их характеристики. На ВДТЭЦ-2 выполнен комплекс мероприятий по налаживанию и вводу в работу автоматики горения на котлоагрегатах. Для этого были приобретены, смонтированы и включены в работу малоинерционные кислородомеры, заменены регулирующие клапана впрысков для регуляторов температуры перегретого пара. В соответствии с приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 18.09.02 г. № 524 «О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты» проведены контрольные испытания с целью определения готовности к участию в первичном регулировании частоты на ВДТЭЦ-2 в октябре 2002 г., а на ЦГЭС в ноябре 2002 г. По представленным результатам испытаний «Фирма ОРГРЭС» и Департамент электростанций РАО подтвердили готовность к участию в первичном регулировании частоты ВДТЭЦ-2 и ЦГЭС и с ноября 2002 г. эти станции участвуют в первичном регулировании частоты без каких-либо существенных замечаний. На ближайшие 2004-2005 г.г. планируется на ВДТЭЦ-2 перевести автоматику горения на котлоагрегатах на микропроцессорную технику, а по ЦГЭС планируется запроектировать групповые регуляторы активной мощности (ГРАМ), также на новой элементной базе.

В соответствии с п.2.8. Приказа ОАО «РАО ЕЭС России» № 524 с 01.09.03 на диспетчерском пункте ОАО «Ростовэнерго» организован текущий непрерывный мониторинг участия в общем первичном регулировании частоты (ОПР) каждого ТА и ВдТЭЦ-2 в целом, ГА №1-4 и ЦГЭС в целом.

Измеряется и фиксируется в базе данных ОИК:

- текущая мощность электростанций, каждого ТГ с точностью не хуже 2% и с задержкой не более 10 с.

- текущая частота с точностью не хуже 0,002 Гц и задержкой не более 10 с.

Зафиксированные в ОИК данные представлены в созданных кадрах мониторинга, содержащих данные по отклонениям текущей частоты, текущей первичной мощности, сравниваемой с шаблоном, рассчитываемым для каждого ТА. Информация по мониторингу хранится в течение 8 суток и может быть использована для просмотра и создания печатного документа, а также представлена в графическом виде, позволяющем оценивать эффективность регулирования при отклонениях частоты, превышающих зону нечувствительности АРС турбоагрегатов (0,15 Гц).

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ОДУ ЦЕНТРА ПО ПРИМЕНЕНИЮ СТАТИСТИЧЕСКОГО МЕТОДА В СИСТЕМЕ МОНИТОРИНГА УЧАСТИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В РЕЖИМАХ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ.

Толасов А.Г., ОДУ Центра В настоящее время мониторинг участия электростанций ОЭС Центра в режимах регулирования частоты и активной мощности (далее Мониторинг) в ОДУ Центра осуществляется службой эксплуатации программно-аппаратного комплекса (СЭПАК) как в части обеспечения функционирования системы сбора информации мониторинга и контроля блока мониторинга в ОИК, так и в части разработки программ аналитического аппарата. Обработка текущих результатов мониторинга в темпе процесса также производится СЭПАК и, в дальнейшем, передается в службу электрических режимов для проведения POST анализа и выработки экспертных заключений.

В ОДУ Центра накопление базы данных опыта Мониторинга велось и до утверждения ОАО «СО ЦДУ ЕЭС» «Системы мониторинга и оценки участия электростанций в общем и нормированном первичном регулировании частоты …» и это позволило сформировать ряд предложений по применению адекватного математического аппарата для обработки результатов Мониторинга в условиях дискретности значений телеметрической информации и временных задержек передачи данных по аналоговым каналам связи.

В настоящее время Системный оператор может организовать только первый этап системы Мониторинга на базе имеющегося объема телеизмерений, принимаемых и обрабатываемых ОИКами на уровне СО-ОДУ и СО-ЦДУ. Полномасшабное развертывание системы Мониторинга на данный момент невозможно по причинам достаточно низкого качества получаемой телеинформации и низкого (в рамках данной задачи) темпа ее обновления. Мониторинг должен основываться методах математической статистики и включать в себя:

• Статистический анализ процессов колебания частоты и изменения нагрузок энергоблоков, а именно:

накопление и обработку ТИ, фильтрацию недостоверной информации, математическое сглаживание дискретных данных и их нормировку;

вычисление взаимных корреляционных моментов (коэффициентов корреляции);

определение удельного (долевого) участия электростанций, построении гистограмм и т.д.

• Графический и параметрический анализ траекторий исследуемых процессов с точки зрения:

- определения «правильности» поведения энергоблоков в случаях отклонения частоты (контролируемых перетоков) за допустимые пределы;

- определения численных параметров регулирования, фактически имевших место при системных возмущениях.

•Заключительный экспертный анализ и оценку частотных характеристик ОЭС Центра и, на их основе, оценку общей эффективности первичного и вторичного регулирования.

В рамках решения задачи используются текущие значения и архивы ТИ с шагом 5-10с и значения (архив) частоты в формате 3 знака после запятой. Состав электростанций и энергоблоков (и их систем регулирования), подлежащих Мониторингу, утвержден согласно территориального перечня по признаку оперативного управления и ведения, однако при текущем Мониторинге он определяется фактическим наличием замеров мощности и ненулевой нагрузкой, которую несут генерирующие агрегаты.

При Мониторинге производится вычисление коэффициентов корреляции между нагрузкой энергоблоков (генерирующих агрегатов) и соответствующими значениями частоты, определяется степень соответствия изменений одного другому. Поскольку монотонный характер изменения нагрузок энергоблоков (например, при загрузке по плану) может вносить в корреляционный анализ ненужные искажения на тех интервалах времени, где изменения частоты также монотонны, актуальными являются только выраженные циклы отклонений частоты от номинального значения (рис.1.) Такие циклы могут выявляться как автоматически в темпе процесса, так и ретроспективным анализом по архивным данным.

На рис.2. приведен один из примеров возможной реализации мониторинга участия энергоблоков в регулировании частоты (здесь - по факту отказа одного из блоков на Волгодонской АЭС 11.04.02) Рис.

Рис.

Начало расчетов 04:40:00. Объем 10-ти секундных последовательных срезов ТИ составляет 1,2, … 30 мин, захватывая, в конечном итоге, цикл колебаний частоты.

В первой строке таблицы (Рис. 2.) показаны отклонения частоты от номинального значения (в мГц) на данный срез. Положительное отклонение в данном случае означает снижение частоты ниже 50 Гц и соответствует по знаку необходимому управляющему сигналу на загрузку агрегатов. Отрицательное отклонение соответствует повышению частоты выше 50 Гц и соответствует сигналу на снижение нагрузки.

Результат расчета для каждого блока (станции) на указанном временном интервале представлен коэффициентом корреляции между изменениями его (ее) нагрузки и колебаниями частоты.

Диапазон изменения этого коэффициента лежит в пределах [-1;

1]. Если Ку = 1, то это означает правильное взаимное расположение траекторий рассматриваемого аргумента и частоты сети, что позволяет провести аналогию с астатическим регулированием, без временных задержек, зон нечувствительности и др.

Если Ку = -1, то это означает “астатическое регулирование“ в противофазе, т.е. наибольший возможный “вред” процессу регулирования частоты и мощности за данное время.

Значения Ку, близкие к нулю, а также не достигшие статистической значимости, означают неопределенное, “пассивное” поведение участника при регулировании за данный интервал времени. В таблице такие результаты не отображаются, чтобы не вызывать информационную перегрузку формы отображения.

Статистический метод осуществления Мониторинга должен восприниматься с рядом ограничений, большинство из которых, однако, носит общий характер и не имеет к нему непосредственного отношения.

а) Значения расчетных коэффициентов в обязательном порядке должны соотноситься с величиной отклонений частоты. При малых отклонениях частоты они не несут информационной нагрузки. См. рис.2.

б) Вопрос о точном долевом участии каждого из «регулирующих» агрегатов (многопараметрическая модель корреляционного анализа) в регулировании частоты в настоящее время не может быть рассмотрен, так как для этого необходимо, во-первых, анализировать всю совокупность энергоблоков и гидроагрегатов по ЕЭС и, во-вторых, неточность исходных данных (в нашем случае величина ошибки квантования по самому мощному блоку) должна быть по крайней мере в двое ниже «дискретности принятия решения» (объективные результаты для совокупности: 300 блоков с ценой кванта МВт возможны при небалансе мощности не менее 2*300*4=2400 МВт).

в) Метод не позволяет делать выводов о качестве первичного регулирования (на интервалах времени менее 1 минуты). Ошибочные результаты на малых интервалах времени также могут обуславливаться несинхронностью получения данных телемеханики (протоколы ТМ на уровне ОДУ и СО ЦДУ не имеют меток времени).

г) Метод позволяет делать только ограниченные выводы о работе автоматики котлов и турбин:

внимательный и ответственный дежурный персонал на Эл./Ст. может вручную обеспечить требуемый набор / сброс нагрузки агрегатов.

д) Вывод о том, что данная генерирующая установка или их совокупность должным образом участвует в регулировании может быть сделан только на основании длительных наблюдений (и при наличии неоднократных аварийных дефицитов / избытков мощности).

е) Метод должен дополняться графическим анализом процессов.

Пример графического анализа траекторий процессов представлен на Рис.3.

Все величины подвергнуты нормировке. Масштаб оси абсцисс выражен в количестве 10-ти секундных срезов ТИ. Квантованные (ступенчатые) изменения для наглядности сглажены кривыми.

На рис.3 показаны энергоблоки, правильно участвующие в регулировании:

- при снижении частоты они увеличивали свою нагрузку;

- при увеличении свыше 50 Гц (0 – в нормированных величинах) соответственно снижали.

Таким же образом могут быть выявлены генерирующие агрегаты, не участвующие в регулировании или даже наносящие вред процессу восстановления частоты.

Графический анализ также может давать материал для выводов о работе автоматики (с регуляторами «до себя» и др. – Рис.4.) Нормированные отклонения Рис.4.

Нормированные отклонения Основные технические требования к системе Мониторинга на уровне электростанций сформулированы ниже:

• Высокая точность и стабильность замеров параметров, в том числе в режимах насыщения измерительных ТТ (класс точности 0,2-0,1);

• Дискретность замеров параметров в штатном режиме не реже 1 раза в 1 секунду и задержки передачи на верхний уровень не более 20 с;

• Режим осциллографирования параметров с количеством отсчетов за период сети не менее 50 и длительностью записи не менее 30 с.

• Синхронизация замеров по эталонному времени и использование протоколов передачи данных с метками времени;

• Ведение журналов событий и архивов информации (шаг 1с, 5с, 10с, 30с, 1 мин) с числом срезов при заданной дискретности не менее 86400;

• Высокая надежность хранения, обработки и доставки информации;

• Обеспечение информационной безопасности;

• Возможность организации удаленных АРМ, интеграция с системой верхнего уровня управления, стандартные протоколы обмена;

• Дополнительные функции;

ЦПА, телеуправление, АСКУЭ и др.

• Наращиваемость системы и низкая совокупная стоимость владения.

Выводы:

ОДУ Центра считает возможным использовать рассмотренный механизм для организации 1.

системы мониторинга участия энергоблоков в регулировании частоты на первом этапе. Метод дает значительный материал для анализа и полезен для изучения технологическими службами Системного Оператора.

Существующие системы первичного сбора телемеханики и ее передачи не позволяют в темпе 2.

процесса осуществлять полноценный мониторинг участия электростанций в процессе регулирования частоты и активной мощности. Необходима установка более совершенных низовых устройств сбора, переход на протоколы передачи информации с метками времени (МЭК-870), организация цифровых каналов. Однако, технология мониторинга может и должна быть отработана при современном развитии средств СДТУ и АСДУ.

Для фиксации временнЫх задержек сбора, обработки и передачи телеметрической информации 3.

по перетокам активной мощности и генерации электростанций в иерархической структуре АСДУ Системного оператора предлагается организовать передачу из всех РДУ общесистемного параметра – частоты электрического тока. По временнОму сдвигу траекторий частоты от эталонной (измеряемой в ОДУ) можно уверенно судить о задержках в передаче ТИ по каждому направлению в темпе процесса (!) и, в дальнейшем, разрабатывать и реализовывать мероприятия по их устранению.

Необходимы механизмы экономического стимулирования электростанций, участвующих в 4.

первичном регулировании частоты и активной мощности для реального повышения его эффективности.

О ХОДЕ МОДЕРНИЗАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКОВ № 1, № 2 - 200 МВТ ЩЁКИНСКОЙ ГРЭС.

С.В. Финкельштейн, Щёкинская ГРЭС.

Система автоматического регулирования частоты и мощности для энергоблоков 200 МВт ст. 1.

и 2 Щекинской ГРЭС Выполнение требований приказа РАО «ЕЭС России» №524 от 18.09.2002 г. (к участию энергоблоков №1, 2 Щекинской ГРЭС в нормированном первичном регулировании частоты сети и во вторичном регулировании частоты сети и перетоков мощности в энергосистеме) потребовало решения на современном уровне задач регулирования турбины и котла, а также обеспечения необходимых технических средств для реализации этих решений.

Проведенная модернизация существующей системы контроля и управления (СКУ) энергоблоков 1 и 2 включает в себя следующие мероприятия:

• Установку микропроцессорной системы управления на базе ПТК Simatic S7-WinCC, включающей в себя:

o микропроцессорные контроллеры, на базе которых реализуется собственно система АРЧМ блока, состоящая из общеблочного корректора, турбинного регулятора мощности (ТРМ), котельного регулятора мощности (КРМ), и основные контуры регулирования котла;

o операторские станции WinCC, обеспечивающие оператора всем объемом функций по контролю и управлению работой собственно системы АРЧМ и реконструированных контуров регулирования котла.

• Реконструкцию схемы управления механизма управления турбиной за счет установки электродвигателя переменной скорости, управляемого через частотный преобразователь выходным цифровым сигналом контроллера.

• Внедрение высокоточной схемы измерения частоты.

• Модернизацию периферийного оборудования реконструируемых контуров регулирования котла путем:

o дооснащения датчиками дополнительных измерений и замены существующих датчиков на современные;

o замены ряда исполнительных механизмов, в том числе, замены используемых на энергоблоке № 1 КДУ на МЭО;

унификации традиционных блоков управления регуляторами за счет установки БРУ-42;

o замены клапанов впрысков;

o проведения работы по уменьшению люфтов исполнительных механизмов;

o реконструкции кабельных связей и системы электропитания.

o Головным подрядчиком по внедрению системы АРЧМ является ЗАО «Интеравтоматика». Работы по проектированию связей микропроцессорной системы с периферийным оборудованием, разработке спецификаций на вновь поставляемое периферийное оборудование, а также по его монтажу и наладке выполнены по субподрядному договору ОАО «Ивэлектроналадка». Существенный объем мероприятий - по закупке периферийного оборудования, улучшению характеристик арматуры и т.д. - осуществлен Щекинской ГРЭС.

Аппаратная реализация системы.

2.

Структура внедряемой системы приведена на рис1 см. Приложения. В неоперативном контуре БЩУ каждого энергоблока установлена одна стойка системы автоматизации. В состав стойки входит контроллер серии S7-400, модули ввода/вывода аналоговых и дискретных сигналов, частотный преобразователь, преобразователи электропитания 24В, модули релейного интерфейса для приема и выдачи сигналов 220 В АС, клеммные терминалы.

Контроллеры связаны цифровой шиной Ethernet с операторскими станциями WinCC. Структура шины обеспечивает резервирование операторских станций. В случае выхода из строя одной из операторских станций функции оперативного контроля и управления системой АРМЧ могут быть реализованы через операторскую станцию соседнего энергоблока.

Входные сигналы регуляторов, а также другие аналоговые и дискретные сигналы, используемые в системы АРЧМ, поступают на вход контроллера через блоки аналого- и дискретно-цифрового преобразования (АЦП и ДЦП). Входные сигналы управления исполнительными механизмами (за исключением управления МУТ) через блоки цифро-дискретного преобразования (ЦДП) подаются из контроллера на расположенные на традиционном щите управления блоки ручного управления регуляторами. Наличие этих блоков позволяет оператору в случае необходимости отключить существующий канал микропроцессорного управления и перейти на традиционное дистанционное управление исполнительным механизмом.

Управление двигателем МУТ, как было сказано выше, осуществляется непосредственно подачей цифрового сигнала. В этом случае у оператора также имеется возможность отключения микропроцессорного канала и перехода на традиционное дистанционное управление двигателем МУТ. Эту функцию выполняет специализированный блок ручного управления, дополнительно установленный на панели БЩУ.

Алгоритмическая реализация системы АРЧМ.

3.

Система АРЧМ энергоблока 200 МВт Щекинской ГРЭС включает в себя собственно систему АРЧМ, состоящую из котельного и турбинного регуляторов мощности (КРМ и ТРМ) и общеблочного координатора, и основных контуров регулирования котла:

регулятора расхода газа;

a.

регуляторов давления воды с воздействием на регулирующие клапаны давления РКД-А и b.

РКД-Б;

регуляторов расхода питательной воды с воздействием на регулирующие питательные c.

клапаны РПК-А и РПК-Б;

регуляторов температуры пара на выходе из котла с воздействием на регулирующие d.

клапаны вторых впрысков 2А и 2Б;

корректоров температурного режима по тракту котла до первого регулируемого впрыска e.

(т.е. до второго впрыска), воздействующих на соотношение топливо-вода;

регуляторов расхода воздуха с коррекцией по содержанию О2 в дымовых газах, f.

воздействующих на направляющие аппараты дутьевых вентиляторов НА ДВ-А и НА ДВ-Б;

регуляторов разрежения в топке котла с воздействием на направляющие аппараты g.

дымососов НА ДС-А и НА ДС-Б.

В системе АРЧМ предусмотрены ограничения, при исчерпании диапазонов основных регулирующих органов котла с запретом изменения нагрузки в соответствующую сторону и учете перевода хотя бы одного из основных регулирующих органов котла на дистанционное управление с запретом изменения нагрузки в обе стороны.

Проектом предусмотрена возможность реализации двух вариантов системы АРЧМ. Основной вариант реализует традиционно принятую в странах СНГ структуру системы регулирования мощности энергоблока с прямоточным котлом САУМ-1. В этой структуре в статике фиксация поддержания заданной нагрузки блока возлагается на котел (на КРМ), а давление пара перед турбиной – на турбину (на ТРМ). В динамике величина небаланса сигнала по мощности (Nзд-N) подается не только на котел, но и на турбину.

Эта традиционная структура расширена с учетом требований регулирования частоты. В качестве резервного варианта предусмотрен вариант САУМ-2, в котором в статике принято обратное распределение функций:

заданная мощность блока поддерживается турбиной (ТРМ), а давление пара перед турбиной – котлом, т. е.

реализуется так называемый главный регулятор.

Операторский интерфейс 4.

Внедренная система АРЧМ (Автоматизированный Регулятор Частоты и Мощности) ориентирована на применение двух типов операторского интерфейса: традиционного и дисплейного с использованием видеомониторов операторских станций.

Основным видом операторского интерфейса является:

Дисплейный интерфейс. Он предусматривает следующие возможности сопровождения действий оператора по контролю и управлению за работой системы АРЧМ:

оперативный контроль и управление с использованием видеокадров, совместно отражающих фрагмент мнемосхемы технологического процесса и структурные схемы, связанные с этим процессом контуров регулирования;

анализ (текущий и ретроспективный) динамики переходных процессов в режимах регулирования нагрузки путем совмещенного представления графиков по группе взаимосвязанных технологических параметров;

сигнализация о недопустимых (или близких к недопустимым) отклонениях технологических параметров в режимах регулирования нагрузки;

архивирование и протоколирование событий, характеризующих работу блока в режимах регулирования нагрузки (факт отклонения частоты за определенные пределы, окончание отработки энергосистемного возмущения, исчерпание диапазона регулирующего органа, недопустимое отклонение технологического параметра).

Оперативный контроль хода переходных процессов и последствий действий оператора с использованием фрагментов мнемосхем значительно упрощает восприятие оператором хода технологического процесса за счет существенно большей концентрации информации и наглядности изображения.

Традиционный интерфейс (ключи управления, показывающие приборы, регистраторы) в основном выполняет резервные функции и частично (показывающие приборы) предоставляют дополнительную информацию.

Результаты внедрения системы АРЧМ.

5.

Для определения готовности энергоблоков 1,2 Щекинской ГРЭС в первичном регулировании частоты и мощности, проведены испытания в соответствии с «Рабочей программой проведения комплексных испытаний для определения готовности участия энергоблоков ЩГРЭС в первичном регулировании частоты в соответствии с требованиями ПТЭ, приказов РАО «ЕЭС России» № 386,№ 524 и распорядительных документов, заданиями ЦДУ ЕЭС России, ОДУ по размещению резервов первичного регулирования».

Материалы по испытаниям были направлены в ОАО «Фирма ОРГРЭС» и получено положительное заключение о готовности энергоблока №2 к участию в первичном регулировании частоты, по энергоблоку №1 материалы в стадии рассмотрения. Графики испытаний см. Приложения рис2-5.

В настоящее время ведутся работы по обеспечению выполнения требований приказа РАО «ЕЭС России» №524 от 18.09.2002 г. (к участию энергоблоков №1, 2 Щекинской ГРЭС в нормированном первичном регулировании частоты сети и во вторичном регулировании частоты сети и перетоков мощности в энергосистеме). Полученные предварительные результаты показывают, что внедренная система позволяет обеспечить необходимое быстродействие и покрытие диапазона нагрузок. Графики испытаний см.

Приложения рис 6-7.

Выводы.

6.

Проведенные испытания позволяют надеяться, что проведенная реконструкция энергоблоков №1,2 Щекинской ГРЭС обеспечит их участие в нормированном первичном регулировании частоты сети и во вторичном регулировании частоты сети и перетоков мощности в энергосистеме.

Однако мы столкнулись с трудностями организационного характера.

Утвержденный приказом ОАО РАО «ЕЭС России» №531 от 13.10.2003г. сетевой график предполагает окончание работ 26.12.03г., а нормативно-оценочная база будет создана только в первом квартале 2004г. и нам придется пролонгировать договор ЗАО «Интеравтоматика» и продлить срок окончания работ до второго квартала 2004г.

ПРИЛОЖЕНИЯ Система автоматического регулирования мощности блоков 1 и 2 ЩГРЭС частота сети Р’т Р возд за ДВ Р дым газ в топ мощность блока заданное Р’т заданная частота заданное Р возд за ДВ заданная темп пара заданное разрежение заданная мощность сети за ВРЧ в котле блока -+ -+ -+ -+ -+ + ++ ПИ И ДП ПИ +++ ПИ ПИ К ++_ ДП заданная нагрузка УП НА ДВ УП НА ДС F газа на котел блока ПД F воды за РПК УП РКД ++ К Д Блок управления МУТ ПД ПД ПД ПД ПД УП сервомотора РПК НА НА РГЗ РК ДВ ДС Д Рис. 120 МВт. Снижение частоты на 0,25 Гц 140 МВт. Увеличение частоты на 0,25 Гц 14 0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 Рис. 2 Рис. - - 100*dN/Nном 100*dN /Nном - 4 - - 0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 - Задание - 0,25 Гц Время, с Время, с Задание + 0,25 Гц Давление свежего пара, кг/см Давление свежего пара, кг/см 0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 Время, с Время, с Рис. 2 Рис. 160 МВт. Снижение частоты на 0,25 Гц 180 МВт. Увеличение частоты на 0,25 Гц 0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 12 - 10 - 100*dN/Nном 100*dN/Nном - - - - 0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 - Время, с Время, с Задание - 0,25 Гц Задание + 0,25 Гц 133 Давление свежего пара, кг/см Д а в ле н ие с ве ж е го п ар а, кг/см 0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 Время, с Время, с Рис. 4 Рис. Рис. Рис. Литература 1. Приказы РАО ЕЭС России: № 368 03.08.2001г, № 553 от 15.10.2001 г, № 524 18.09.2002 г, № 531 13.10.2003 г.

ИНФОРМАЦИОННОЕ СООБЩЕНИЕ ОРЛОВСКОГО РДУ А.А. Хомичук, Орловское РДУ В Орловской энергосистеме находится Орловская ТЭЦ установленная мощность которой составляет 330 МВт (три энергоблока по 110 МВт).

Блоки №1, 2, 3 Орловской ТЭЦ оборудованы каждый: котлом типа ТГМЕ-454, работающим на газе (резервное топливо-мазут), и турбиной типа Т-110/120-130.

30 сентября 2003 г. ОАО «Фирма ОРГРЭС» выдала заключение по результатам контрольных испытаний блоков №1, 2, 3 Орловской ТЭЦ по проверке готовности к участию в первичном регулировании частоты в ЕЭС, в котором указано:

Испытания и обработка результатов проводилась в соответствии с «Методическими рекомендациями по проверке готовности ТЭС к первичному регулированию частоты в ЕЭС России»;

Приведенные характеристики гидравлической системы регулирования турбин удовлетворяют требованиям ПТЭ;

Приведенные графики переходные процессов показывают, что для каждого блока изменения нагрузки турбины поддерживаются котлом;

Время стабилизации контролируемых параметров после нанесения возмущения не превышает допустимого. Кривые изменения активной мощности не выходят из заданных пределов. Стабилизация давления в опытах хорошая;

Результаты контрольных испытаний блоков №1, 2, 3 считать удовлетворительными, и блоки могут быть признаны готовыми к участию в общем первичном регулировании частоты в соответствии с приказом РАО «ЕЭС России» от 15.10.01 №553.

Во исполнение Распоряжения ОДУ Центра «О первичном регулировании», взято в оперативное ведение диспетчера Орловского РДУ оборудование, обеспечивающее функцию участия блоков №1, 2, Орловской ТЭЦ в общем первичном регулировании частоты.

Внедрение и пуск системы мониторинга и оценки участия Орловской ТЭЦ в общем первичном регулировании частоты намечено на I квартал 2004 г., после установки на диспетчерском пункте Орловского РДУ оперативно-информационного комплекса.

О ХОДЕ РАБОТ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ УЧАСТИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ОБЩЕМ ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ Коган Ф.Л., Касьянов Л.Н., Суворов В.А., Лабутина Л.В., Фирма ОРГРЭС На электростанциях ЕЭС России в течение последних трех лет действуют следующие руководящие документы, регламентирующие выполнение отраслевых требований по первичному регулированию частоты (ПРЧ):

- Приказ РАО «ЕЭС России» 03.07.2000 г. № 368 от «О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты»;

- Информационное письмо № ИП-06-2000(Э) «Рекомендации по реализации на ТЭС приказа РАО «ЕЭС России» от 03.07.2000 г. №368 «О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты».

- Приказ РАО «ЕЭС России» от 15.10.2001 г. № 553. «О первичном регулировании частоты в ЕЭС России»;

Приказ РАО «ЕЭС России» от 12.07.2002 г. № 401 «О продолжении работ по совершенствованию систем регулирования частоты в ЕЭС России»;

- Приказ РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 г. № 524 «О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России»;

- Письмо РАО «ЕЭС России» от 8.10.2002 г. № ПВ-6463 «Об исполнении приказа РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 № 524;

- Письмо РАО «ЕЭС России» от 10.12.02 г. № ПВ-7866 «О выполнении приказа РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 № 524.

- Письмо РАО «ЕЭС России» от 04.03.03 г. № ПВ-207-504 «О выполнении приказа РАО «ЕЭС России» № 524.

На начало декабря 2003 г. Фирмой ОРГРЭС получены сведения о готовности либо об отсутствии возможности участвовать в ПРЧ, а также материалы контрольных испытаний, подтверждающих готовность к участию в общем ПРЧ от 337 электростанций страны из 365 электростанций, взятых на учет.

В табл.1 приведены обобщенные данные о ходе выполнения электростанциями мероприятий по подготовке к участию в общем ПРЧ. Для демонстрации темпа этого процесса приведены данные по состоянию на 31 октября 2002 г., 30 апреля 2003 г. и на 30 ноября 2003 г. Как видите, эти данные очень показательны. Чтобы подчеркнуть объем того, что сделано в этой части на электростанциях страны за последние 3 года и определить первоочередные задачи сегодняшнего дня, следует напомнить, с чего мы начали.

На тепловых электростанциях страны основной парк энергоблоков 150 200 и 300 МВт работает на продленном ресурсе. При этом практически все энергоблоки с газомазутными котлами и значительная часть блоков с пылеугольными котлами за счет ремонтно-восстановительных и реконструктивных работ сохранили свои маневренные характеристики. Энергоблоки 500 и 800 МВт свой расчетный ресурс не выработали.


В 1998-1999 г.г., с целью определения фактического состояния и возможности активизации участия в регулировании частоты электростанций различных типов, Фирма ОРГРЭС по заданию РАО «ЕЭС России», с участием Урал- и ЮгОРГРЭС провела обследование 16-ти тепловых электростанций ОЭС Центра, Урала и Северного Кавказа. Были учтены материалы по 54 из 77 блоков 300 МВт, 4 из 10 блоков 500 МВт, 9 из 14 блоков 800 МВт, 16 из 76 блоков 200 МВт и 10 из 37 блоков 150 Мвт. Это позволило с достаточно высокой степенью вероятности судить о состоянии и режимах работы всего парка энергоблоков России.

Результаты обследования свидетельствовали о том, что если оперативные требования по регулированию частоты и перетоков мощности выполнялись всеми электростанциями, то требования в части автоматизации режима, практически повсеместно не выполнялись:

- на тепловых электростанциях, как правило, не были включены в эксплуатацию устройства автоматического регулирования, обеспечивающие работу котлов в регулировочном режиме и изменение их производительности при отклонении частоты в нормальном и аварийном режимах;

- на всех обследованных энергоблоках 200, 300 и 500 Мвт действующие системы автоматического регулирования котлов использовались только в базовом режиме, а нагрузка в пределах регулировочного диапазона периодически изменялась оператором вручную по диспетчерскому графику. Автоматическое регулирование нагрузки в переменных режимах оказалось неосвоенным.

- на всех блоках 300, 500 и 800 МВт с пылеугольными котлами, а также на большом количестве газомазутных блоков 200 и 300 МВт в работе постоянно находились регуляторы "до себя", которые препятствовали действиям регуляторов частоты вращения турбин;

- на ряде блоков 300 МВт режим скользящего давления применялся при полностью открытых регулирующих клапанах турбины, как наиболее экономичный режим для энергоблока и данной электростанции, без учета интересов энергосистемы в целом;

- частотные корректоры в системах регулирования мощности энергоблоков 300 и 800 МВт имели зону нечувствительности от 49,5 до 50,2 Гц, в пределах которой турбинные регуляторы мощности работают как регуляторы «до себя», препятствуя действиям регуляторов частоты вращения турбин, зона нечувствительности которых на порядок меньше;

- были выявлены случаи, когда величина степени неравномерности регулирования турбин при нормированной величине 4-5% фактически превышает 6,5%, а местная степень неравномерности в диапазоне нагрузок 80-100% номинальной достигает 10-15% при нормированной не более 6%;

- на блоках 300 МВт с турбинами ЛМЗ в области скользящего давления в характеристику регулятора частоты вращения турбины на ряде электростанций была введена дополнительная зона нечувствительности, равная основной зоне нечувствительности этого регулятора, что снижает эффективность участия этих энергоблоков в первичном регулировании частоты;

- значительная часть гидроагрегатов ГЭС, особенно поворотно-лопастного типа, из-за повышенных протечек масла в системе регулирования гидротурбин эксплуатировалась с повышенной зоной нечувствительности по частоте и сниженным быстродействием, а в ряде случаев на ограничителе открытия;

- существующие на ГЭС системы ГРАМ морально и физически устарели и эксплуатируются с динамическими и статическими характеристиками, несоответствующими нормативам, а на некоторых ГЭС они вообще выведены из эксплуатации;

- местными инструкциями по эксплуатации энергетического оборудования электростанций контроль за участием в первичном регулировании со стороны персонала не предусматривался, а в ряде случаев их указания фактически были направлены на противодействие автоматическому изменению нагрузки турбоагрегатов и энергоблоков. Поэтому при ручном управлении оперативный персонал, как правило, препятствовал действиям регуляторов частоты вращения турбин, восстанавливая заданную нагрузку воздействием на регулирующие клапаны.

Одной из основных причин слабости и неорганизованности автоматического регулирования частоты и мощности на электростанциях ЕЭС России, а по-видимому, и во всей ЕЭС, послужило отсутствие современных нормативов и жестких требований по их выполнению, а также отсутствие для этого стимулов и финансовых возможностей.

Таким образом, обследование показало крайнюю неудовлетворительность выполнения электростанциями требований ПТЭ РФ по автоматизации режима и многочисленные грубые нарушения нормативных документов - во имя повышения экономичности собственной работы, в ущерб интересам энергообъединения в целом. В связи с этим были выпущены приказы РАО «ЕЭС России» от 3 июля 2000г № 368 "О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты" и от 15 октября 2001г № 553 "О первичном регулировании частоты в ЕЭС России", содержащие перечисление обнаруженных ОРГРЭС недостатков и предписание руководителям АО – Энерго и АО-электростанций ЕЭС России в сжатые сроки выполнить мероприятия, обеспечивающие возможность активного участия электростанций в ПРЧ.

Фирмой ОРГРЭС было разработано и выслано во все энергосистемы России и на электростанции Информационное письмо [1] с рекомендациями о том, как необходимо проводить анализ причин, препятствующих выполнению нормативных требований по участию в ПРЧ каждой конкретной электростанции и какие конкретные мероприятия следует выполнить на электростанциях для устранения недостатков и реализации предписаний указанных выше приказов. Совместно с ЦДУ ЕЭС России были также разработаны и разосланы на электростанции методические рекомендации по проведению контрольных испытаний для проверки готовности электростанций к ПРЧ, вошедшие впоследствии в качестве приложений в Приказ РАО «ЕЭС России» №524 [2,3].

На основании этих документов в 2001-2003 г.г. в России была организована повсеместная разработка и выполнение электростанциями страны мероприятий, активизирующих их участие в первичном регулировании.. Все это время Фирмой ОРГРЭС, по заданию Департамента электрических станций, производился контроль и анализ выполнения электростанциями страны этих мероприятий: ежеквартально контролировались графики их выполнения, оказывалась электростанциям консультативная помощь, анализировались их отчеты о проведенных испытаниях, составлялись по ним заключения и акты о готовности, утверждаемые Департаментом электрических станций, или давались рекомендации по совершенствованию систем регулирования и рассматривались результаты повторных испытаний.

Эта работа особенно активизировалась с выпуском Приказа РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 № 524 «О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России». По состоянию на декабрь 2003 г. 170 электростанций страны общей установленной мощностью больше 80 тыс. МВт уже представили материалы испытаний, проведенных в соответствии с выше указанными документами и позволившие дать им положительное заключение о готовности к участию в общем ПРЧ.

Далеко не каждая из этих электростанций достигла нужного эффекта и получила положительное заключение сразу. Специалисты многих из них неоднократно консультировались в Фирме ОРГРЭС, ВНИИЭ, ВТИ;

на некоторых электростанциях при первом включении автоматики происходило немало неожиданностей вплоть до полной разгрузки блока;

некоторые в первый, а иногда и во второй раз представили неудовлетворительные результаты испытаний. Непосредственно Фирмой ОРГРЭС подготовлены к общему ПРЧ восемь энергоблоков 300 МВт Конаковской ГРЭС, один энергоблок Киришской ГРЭС, проведены работы на Рязанской, Черепетской, Новочеркасской, Смоленской ГРЭС, на Астраханской ТЭЦ-2.

В конечном счете, 170 электростанций добились удовлетворительной работы автоматики и успешно провели испытания на готовность к участию в общем ПРЧ. До 1 апреля 2004 г. (это крайний срок по приказу РАО «ЕЭС России» №524) должны быть проведены испытания еще на 20 электростанциях (Список 1). На 21 электростанции (Сп.2) проведены успешные испытания только на части энергоблоков или не на каждой очереди, и должны быть подготовлены к ним остальные. Это в общей сложности еще около 20 тыс. МВт, что в сумме с указанными выше составит уже порядка 50% общей установленной мощности электростанций страны.

68 электростанций освобождены в установленном порядке от участия в ПРЧ из-за использования у них только турбоагрегатов с противодавлением (типа «Р», «ПР») или из-за состояния основного оборудования (котлов, турбин, гидроагрегатов) использование которого для ПРЧ признано невозможным.

Общая установленная мощность таких электростанций 3908,5 Мвт, что составляет меньше 2% от суммарной мощности электростанций ЕЭС России. 33 электростанции согласовали в установленном порядке временные отступления от ПТЭ РФ и планы мероприятий по их устранению.

При таких согласованиях электростанциям всегда указывается на необходимость четко выполнять требования в отношении действия регуляторов скорости турбин в пределах использования паровых объемов и обязательного внесения в инструкции для оперативного персонала указаний о его действиях в случаях резкого изменения частоты.

В то же время, 19 электростанций (Сп.3) сообщили о своем отказе от участия в ПРЧ без всякого согласования и объяснения причин, а 28 электростанций (Сп.4) не представили никаких сведений. Это относительно мало, и 18 из этих электростанций работают в энергосистемах, изолированных от ЕЭС России, однако и для них вопрос обеспечения ПРЧ актуален, поскольку неготовность к нему резко понижает надежность их энергорайонов в аварийных ситуациях.

И, наконец, 10 электростанций (Сп.5) еще в 2001 г. заявили о своей готовности к ПРЧ, но до сих пор не провели контрольных испытаний и не представили материалов, подтверждающих эту готовность. А практика неоднократно показала, что уверенность электростанций в своей готовности часто полностью опровергалась испытаниями и от многих потребовала большой работы и повышения квалификации персонала для достижения нужного эффекта.


Приказ №524 поставил на повестку дня также задачу подготовки выделенных электростанций к нормированному ПРЧ и автоматизации вторичного регулирования частоты. Этим приказом, как известно, выделено 98 блоков на 19 электростанциях, на которых будут размещены оплачиваемые резервы первичного регулирования в ЕЭС и которые имеется в виду наряду с ГЭС привлечь к автоматическому вторичному регулированию. Это уже принципиально новый этап развернувшейся работы.

Приказом РАО «ЕЭС России» от 13.10.2003 №531 утверждены представленные этими электростанциями и энергокомпаниями сетевые графики выполнения ими работ по модернизации систем регулирования энергоблоков на современной основе, а СО-ЦДУ ЕЭС, Департаменту электрических станций, Департаменту научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России» с привлечением Фирмы ОРГРЭС, ВНИИЭ и ВТИ поручено подготовить методическую базу для этих работ и обеспечить контроль их выполнения. При этом если при подготовке к общему ПРЧ электростанции сами производили испытания по выданной им методике, то на электростанциях, выделенных для нормированного первичного регулирования, Фирме ОРГРЭС поручено принимать непосредственное участие в испытаниях каждого выделенного энергоблока на соответствие утвержденным Системным техническим требованиям.

Подчеркнем, что это будет совсем другая, гораздо более сложная программа испытаний, чем та, по которой электростанции самостоятельно проводили испытания на готовность к общему ПРЧ.

Фирмой ОРГРЭС реализована и в настоящее время проходит приемо-сдаточные испытания на блоке 300 МВт, ст.№7 Костромской ГРЭС система автоматического регулирования блока САУМ-300ГМ, разработанная нами на базе ПТК КВИНТ-5. Эта система обеспечивает автоматическое регулирование котла, турбины и блока в целом в соответствии с Системными требованиями для нормированного регулирования.

Электростанцией принято решение о выполнении этой системы на всех 8-ми блоках ГРЭС мощностью МВт.

На блоке мощностью 215 МВт Псковской ГРЭС в настоящее время создается полномасштабная АСУ ТП на базе ПТК КРУИЗ ЗАО «ПИКЗЕБРА» и проводится модернизация системы регулирования частоты и мощности. Эта работа выполняется несколькими организациями при техническом руководстве Фирмы ОРГРЭС. Она включает в себя полную замену штатной системы регулирования котла и турбины и создание универсальной системы регулирования мощности блока на микропроцессорных контроллерах КРУИЗ, а также замену механогидравлической системы регулирования турбины на электрогидравлическую с индивидуальными приводами регулирующих клапанов от ЭГП и турбинным контроллером (ЭЧСР) поставки ООО «Промавтоматика».

По договору с Пермской ГРЭС Фирма ОРГРЭС проведет обследование и должна разработать рекомендации по подготовке системы регулирования частоты и мощности блоков 800 МВт к участию в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании. Надеемся, что это поможет станции правильно и достаточно полно сформулировать технические требования при объявлении тендера на модернизацию оборудования и систем регулирования.

12 ноября 2001 г. выпущен Приказ РАО «ЕЭС России» №607 «О разработке планов мероприятий по модернизации САР гидроэлектростанций». Этим приказом Фирме ОРГРЭС предписано произвести обследование 15-и ГЭС (мощностью 400 МВт и более) и представить предложения по отбору гидростанций для привлечения к нормированному первичному и автоматическому вторичному регулированию частоты и мощности и для определения по ним объема модернизации на основе современных систем ГРАМ, замены аппаратуры телемеханики и т.д. Эту работу предстоит выполнить в первом полугодии 2004 г.

В целом принятые в последние годы меры оказали сильное воздействие на положение с регулированием частоты в ЕЭС России. Резкое усиление внимания к проблеме регулирования частоты, усиление диспетчерской дисциплины, активизация как ручного (через оперативно-диспетчерский персонал) так и автоматического вторичного регулирования, требование участия в ПРЧ как турбин, так и котлов привели к тому, что в настоящее время реакция на возмущения (при сопоставимых величинах этих возмущений) в ЕЭС России практически не отличается от UCTE. Так, по данным СО-ЦДУ, за 9 месяцев 2003 года ЕЭС проработала с частотой в диапазоне 50±0,05 Гц 99,97% общего числа часов времени за этот период, а отклонения средней за полчаса частоты от номинальной, как правило, не превышали 10 мГц.

Надо ли говорить о том, что это большое достижение. Но это достижение ведения нормальных режимов. А для отрасли в условиях ее реструктуризации и развития рыночных отношений, а также в преддверии включения ЕЭС на синхронную параллельную работу с Западными энергообъединениями UCTE, CENTREL, особенно важно обеспечить за счет эффективного действия децентрализованных систем регулирования частоты осуществление их важнейшей функции по предотвращению чрезмерных отклонений частоты при аварийных отключениях генераторов или крупных узлов нагрузки как в ЕЭС в целом, так и в случаях аварийного выделения отдельных энергорайонов, и предотвращения развития аварий из-за недопустимых отклонений частоты сверх нормированных пределов.

В этой связи подчеркнем, что не смотря на большую проделанную и еще предстоящую работу, мы сегодня не знаем, на каких из электростанций, успешно подтвердивших испытаниями свою готовность к общему ПРЧ, автоматика после этого осталась в работе с теми параметрами, которые имели место при испытаниях, а кто ее, после успешного проведения испытаний, снова отключил;

кто снова ввел указанную выше большую зону нечувствительности на частотных корректорах, кто продолжает работать при полностью открытых регулирующих клапанах на скользящем давлении, устранена ли на агрегатах недопустимо большая степень неравномерности и т.д.

С другой стороны, фактическое активное участие в общем ПРЧ указанного выше значительного количества электростанций, рассредоточенных по всей территории ЕЭС России, должно дать существенный системный эффект. С целью проверки системного эффекта от проделанной работы, закрепления дальнейшей постоянной готовности электростанций к участию в общем ПРЧ в соответствии с требованиями ПТЭ РФ и дальнейшего развития на этой базе нормированного первичного и автоматического вторичного регулирования частоты - принято решение о проведении в апреле 2004 г. в Европейской части России, включая зону Урала, натурных системных испытаний.

Это определено Приказом РАО «ЕЭС России» от 12.11.2003 №609, в соответствии с которым СО ЦДУ и его филиалы должны принять в оперативное ведение оборудование (системы регулирования), обеспечивающее функцию участия в ПРЧ электростанций, признанных по результатам контрольных испытаний готовыми к участию в общем ПРЧ, подготовить оперативно-информационные комплексы (ОИК) и средства регулирования частоты и мощности на контролируемых электростанциях для мониторинга участия электростанций в общем ПРЧ в соответствии с приложенной к приказу «Системой мониторинга и оценки участия электростанций в регулировании частоты…», а Фирме ОРГРЭС поручено разработать программу системных испытаний, участвовать в их проведении, а затем обобщить и проанализировать их материалы и подготовить отчет о результатах.

Обобщение накопленного в России опыта и результаты системных испытаний позволят принять решение о целесообразном объеме распространения принятых технических решений на энергосистемы СНГ и Балтии, которые работают параллельно с ЕЭС России. Кроме того, имеются основания полагать, что при увеличении количества задействованных САУМ энергоблоков, по мере введения нормированного первичного регулирования с обеспечением соответствующих резервов, подключения к ЦКС дополнительного количества ГЭС и ТЭС, располагающих возможностями участия во вторичном регулировании, - характеристики ЕЭС России не будут уступать характеристикам UCTE, а дальнейшая модернизация систем регулирования может производиться постепенно, с рациональным распределением затрат по мере технического перевооружения отрасли [4,5].

Такой подход позволил бы наиболее экономично и в достаточно сжатые сроки выполнить мероприятия, обеспечивающие возможность согласования на интерфейсе характеристик двух крупнейших объединений Запада (UCTE, CENTREL) и Востока (ЕЭС) при их включении на параллельную синхронную работу. Проверка достаточной обоснованности этого подхода также является одной из основных задач планируемых системных испытаний.

Литература:

1. Информационное письмо №ИП-06-2000(Э). «Рекомендации по реализации на ТЭС Приказа РАО «ЕЭС России» №368 от 03.07.2000 «О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты» // М:, СПО ОРГРЭС, 2000.

2. Временные методические рекомендации по проверке готовности ТЭС к первичному регулированию частоты в ЕЭС России. Приложение №1 к приказу РАО «ЕЭС России» № 524 от 18. 09. 2002 г).

3. Временные методические рекомендации по проверке готовности ГЭС к первичному регулированию частоты. Приложение №2 к приказу РАО «ЕЭС России» № 524 от 18. 09. 2002 г.

4. Коган Ф.Л., Касьянов Л.Н., Ительман Ю.Р., Киселев Г.С., Шилов В.С. Подготовка электростанций к активному участию в регулировании частоты и мощности // В кн. «Проблемы совершенствования регулирования частоты в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка и программные задачи РАО «ЕЭС России» по подготовке к параллельной работе энергосистем СНГ и Балтии с западноевропейским энергообъединением. М.: СПО ОРГРЭС, 2002 г, С. 54-67.

5. Коган Ф.Л., Ительман Ю.Р., Касьянов Л.Н., Киселев Г.С., Шилов В.С. Научно-технические проблемы и программные задачи эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка // Там же, С.159-231.

Обобщенные данные о ходе выполнения электростанциями России мероприятий по подготовке к участию в ПРЧ.

№№ Состояние выполнения Общее число электростанций В том числе по состоянию на п/п электростанциями мероприятий по по состоянию на: 30.11.03г.

Приказам РАО «ЕЭС России» по 31.10. 30.04. 30.11.

ПРЧ ТЭС ГЭС 2002г. 2003г. 2003г.

Электростанции, готовые к 1 66 103 148 100 участию в ПРЧ.

Электростанции, частично готовые 2 6 11 22 22 к участию в ПРЧ (по отдельным агрегатам, очередям, энергоблокам).

Электростанции, имеющие 3 58/3 51/4 34/7 33/7 1/ утвержденные ПМ, но не проводившие комплексных испытаний на подтверждение готовности к ПРЧ (числитель) или выполнивших их на части энергоблоков (знаменатель).

Электростанции, заявившие о 4 43 42 10 7 готовности без предоставления ПМ, но не представившие результаты испытаний.

Электростанции, согласовавшие 5 43 58 68 60 неучастие в ПРЧ или имеющие только т/а типа «Р» и «ПР».

Электростанции, отказавшиеся от 8 54 32 19 13 участия в ПРЧ без необходимого согласования.

Электростанции, по которым не 9 35 34 28 24 получено сведений.

ОРГАНИЗАЦИЯ МОНИТОРИНГА УЧАСТИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ОЭС УРАЛА В ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ.

А.Ф.Костарев, ОДУ Урала В ОДУ Урала постоянно осуществляется наблюдение и анализ реакции электростанций на изменение частоты, как в нормальных, так и в аварийных ситуациях [л.1]. В соответствии с приказом РАО «ЕЭС России» №401 от 12.07.2002 в ОДУ Урала была разработана Схема мониторинга систем регулирования турбо- (гидро) агрегатов и энергоблоков и их участия в первичном регулировании в соответствии с требованиями ПТЭ (см.таблицу).

Схема мониторинга систем регулирования турбо- (гидро) агрегатов и энергоблоков и их участия в первичном регулировании в соответствии с требованиями ПТЭ.

ОДУ Урала.

№ Что проверяется Способ Источник Испол- Периодичность Результат контроля нитель Соблюдение норм По Электростанции 2 раза в год, при Сводный ПТЭ документам- ОДУ проведении документ, отчетам контрольных замечания.

электростан- замеров ций (переписка) По Электростанции После ремонтов, Корректиров документам- ОДУ внесения ка сводного отчетам изменений документа, замечания (результаты испытаний, переписка) Выборочные Электростанции При подготовке к Акты проверки с ОДУ зимнему периоду проверки, выездом на (выдача паспортов корректиров электростан- готовности) и ка сводного ции спорадически документа, замечания Моделирован Режимы ОДУ При анализе Выводы, ие замеров, замеров и предложения переходных прогнозов, прогнозов процессов текущие режимов, спорадически Заключение По Электростанции ОДУ По мере Сводный ОРГРЭС о документам ОРГРЭС получения документ о готовности заключений готовности (переписка) участия в блоков ОЭС первичном регулировании АСРМ и типы По Электростанции ОДУ Один раз в год, Сводный используемого в документам по мере изменений документ по них оборудования ОЭС (переписка) АСРК и их По Электростанции ОДУ Один раз в год, Сводный технические документам по мере изменений документ по средства ОЭС (переписка) План – график По Электростанции ОДУ Один раз в год и Сводный выполнения работ документам энергосистемы по мере план-график согласованный с корректировки.

(переписка) ДЭС Задание По ОДУ ОДУ 1 раз в год весной Письма параметров документам при подготовке к задания.

первичного зиме (переписка) регулирования № Что проверяется Способ Источник Испол- Периодичность Результат контроля нитель Программы Рассмотрение Электростанции ОДУ При поступлении Корректиров испытаний программ, программ, заявок ка и первичного разрешение согласование регулирования заявок на программ испытания испытаний Результаты Рассмотрение Электростанции ОДУ При поступлении Выводы, испытаний отчетов, предложения протоколов Работы с Разрешение и Электростанции ОДУ При поступлении Сводный оборудованием сопровожден заявок документ о влияющем на ие заявок на состоянии первичное работы, (вкл/откл) за регулирование отключение отчетный период (год) Мониторинг По Энергосистемы ОДУ 2 раза в год по Сводный первичного документам, замерам (и м.б. по документ, регулирования отчетам прогнозу) предложения энергосистемами Контроль частоты Средствами ОИК ОДУ, ОДУ Ежедневно Выводы о ОИК ЦДУ причинах отклонения частоты, предложения Контроль Средствами ОИК ОДУ ОДУ Ежедневно Выводы, резервов ОИК предложения первичного регулирования Анализ схем и По Энергосистемы Энерго 2 раза в год по Сводный балансов для результатам систе- замерам (и м.б. по документ, определения замеров, мы, прогнозу) предложения параметров проведение ОДУ задания первичного расчетов регулирования ДПП Анализ участия в По отчетам и Электростанции Электр При вступлении в Выводы, первичном средствами энергосистемы, останц работу первичного предложения регулировании ОИК, расчеты ОДУ ии, регулирования блоков, ДПП энергос электростанций, истемы, энергосистем ОДУ Договор об По Электростанции ОДУ По мере Сводный участии в документам заключения документ по нормированном договоров ОЭС (переписка) первичном регулировании Согласно предложенной схеме мониторинг участия электростанций ОЭС Урала в первичном регулировании частоты осуществляется путем сопоставления изменения мощности энергоблоков и электростанций с отклонениями частоты от номинального значения в соответствии с методикой, изложенной в уточненной версии документа СО-ЦДУ ЕЭС «Система мониторинга и оценки участия электростанций в общем и нормированном первичном регулировании частоты, вторичном регулировании частоты и мощности и третичном регулировании мощности» (далее – Документ). До выхода этого Документа и «Регламента распределения полномочий и функциональных обязанностей рабочих групп…»

ОДУ Урала налаживало работу по организации мониторинга непосредственно на электростанциях с представлением результатов на уровень ОДУ по электронной почте.

Мониторингу подвергаются все генерирующее оборудование электростанций, системы регулирования которых находятся в оперативном ведении ОДУ согласно приказу РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 № 524, приложение 7 (далее – подведомственных).

Наблюдение за частотой ведется средствами ОИК. Анализируется график изменения частоты за интересующие сутки. Определяется время значительного отклонения частоты от номинальной (рис.1). Затем анализируется реакция (изменение активной мощности) блоков на изменение частоты в это время.

Блок мониторинга первичного регулирования выполнен в составе ОИК. При этом измеряется и фиксируется в базе данных ОИК:

- Текущая мощность подведомственных электростанций и энергоблоков с максимально возможной точностью (не хуже 2 %) и с задержкой не более 10 с. (рис.4) - Текущая частота с точностью 0,01 Гц и цикличностью (задержкой) 10 с. (рис.3) Определяется и фиксируется в ОИК:

Текущее отклонение частоты f, Гц от номинального значения f = f – 50,0;

Гц Отклонение текущей мощности турбоагрегата Р от заданного графиком значения Р0 (то есть текущая первичная мощность турбоагрегата РП) РП = Р- Р0, МВт Текущая первичная мощность турбоагрегата сравнивается с шаблоном этого турбоагрегата. (рис.5) Параметры шаблонов задаются в формах ОИК технологом со своего рабочего места. (рис.2) - Величины горячих резервов.

РРЕЗ = РРАБ- Р, МВт Зафиксированные в ОИК данные представляются в графическом виде с дискретностью по времени 10 с при устанавливаемом объеме кадра до 40 минут.

Оценка участия в ОПР производится в периоды времени, когда отклонения частоты от номинала составляли ±0,10 Гц и более на основании сопоставления текущей мощности и частоты с требованиями раздела 1 Документа.

Оценка участия в НПР производится в периоды времени, когда отклонения частоты превышали ±0,05 Гц на основании требований раздела 2 Документа.

Блок мониторинга участия электростанций в регулировании частоты включает в себя архивные данные за 2 последние недели:

- телеизмерения мощности энергоблоков, электростанций по блочным ТЭС и АЭС - каждого из энергоблоков мощностью 150 МВт и более. По другим энергоблокам и электростанциям представлена суммарная мощность отдельных групп энергоблоков или электростанции в целом;

- телеизмерения перетоков мощности по линиям электропередачи связи с соседними ОЭС по каждой из линий электропередачи напряжением 500 кВ и выше переток активной мощности контролируется индивидуально, а по транзитным линиям электропередачи более низких напряжений контролируется суммарный переток по группам линий;

- измерения частоты в ОЭС.

Дискретность архива – не более 10 с.

Анализ проводится на всех стадиях отклонения частоты до ее нормализации.

Количественная оценка результатов мониторинга производится сравнением первичной регулирующей мощности с шаблоном (с разверткой по времени) и с вычислением первичной энергии (рис.

5,6).

Выводы по результатам мониторинга производятся при значительных отклонениях частоты.

При незначительных отклонениях производится качественный анализ.

К недостаткам мониторинга относятся большая задержка контролируемых телеизмерений и недостаточная точность.

Анализ первичного регулирования в целом по ОЭС Урала не выявил заметных улучшений регулировочных показателей по сравнению с 2001годом [л.1]: так. 17.08.2003 первичная регулировочная мощность составила 50% от требуемой (рис.7), причем половина ее пришлась на неблочные электростанции составившие 20% (рис.8). В тоже время, работы по совершенствованию регулирования, проводимые на Пермской ГРЭС значительно повысили ее маневренность (см. рис.4-6, реакция блока №3, 800МВт на возмущение 17.08.2003).

Литература 1.Костарев А.Ф. Анализ участия электростанций Урала в первичном регулировании. - Сборник докладов научно-технической конференции «Повышение качества регулирования частоты в ЕЭС», М., ВВЦ.



Pages:     | 1 | 2 || 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.