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 | 3 || 5 |

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

-- [ Страница 4 ] --

Рис.1. Просмотр частоты Рис.2. Формирование шаблона Рис.3. Текущая частота Рис.4. Текущая мощность блока Рис.5. Первичная мощность блока Рис.6. Первичная энергия блока Рис.7. Нагрузка всех ТЭС с АЭС Рис.8. Нагрузка только неблочных ТЭС О МОНИТОРИНГЕ ПЕРВИЧНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ В.Н.Кузнецов, Н.А.Филаретов, Е.Ф.Филякина, Тюменское РДУ Для выполнения приказа № 524 «О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России» возникает необходимость наблюдения в режиме реального времени за поведением каждого энергоблока, участвующего в процессе регулирования частоты и мощности (мониторинг).

Приказом для ряда электростанций Тюменьэнерго помимо участия в общем первичном регулировании определено участие в нормированном первичном регулировании. Это следующие электростанции:

• Сургутская ГРЭС-2 (6 энергоблоков по 800 МВт);

• Нижневартовская ГРЭС (2 энергоблока по 800 МВт);

• Сургутская ГРЭС-1 (13 энергоблоков из 16 по 210 МВт).

В связи с тем, что в настоящее время характеристики систем регулирования всех энергоблоков, которые должны участвовать в нормированном первичном регулировании, не соответствуют требуемым (зона нечувствительности должна быть на уровне 0,01 Гц), Тюменское РДУ совместно с техническим управлением ОАО «Тюменьэнерго» разработало технические требования к организации мониторинга участия электростанций Тюменьэнерго с использованием показателя качества регулирования применительно только к общему первичному регулированию для всех электростанций, включая турбогенераторы ТЭЦ с поперечными связями.

При организации мониторинга были проработаны следующие вопросы:

1. Наличие на электростанциях АСУ ТП.

2. Наличие на электростанциях измерений активной мощности энергоблоков и частоты.

3. Наличие каналов связи и аппаратуры для передачи показаний активной мощности всех энергоблоков и турбоагрегатов и частоты на сборных шинах электростанций на уровень ОАО «Тюменьэнерго» (в Тюменское РДУ).

4. Обеспечение требуемой точности измеряемых и передаваемых величин.

5. Способность установленного в Тюменском РДУ комплекса КИО-3 отображать качество регулирования энергоблоков (турбогенераторов) и электростанций в целом по ОПР шаблонам.

6. Наличие в Тюменском РДУ частотомера требуемой точности.

7. Наличие телепередачи из Тюменского РДУ на уровень ОДУ Урала требуемого объема и качества передаваемой информации о суммарных значениях электрической мощности тепловых электростанций.

По результатам проработки было выявлено следующее:

1. АСУ ТП существует только на Сургутских ГРЭС-1 и 2, Нижневартовской ГРЭС. На этих электростанциях реально возможно осуществлять мониторинг на существующих средствах измерения.

2. На всех электростанциях, за исключением Уренгойской ГРЭС установленной мощностью 24 МВт, измерение активной мощности энергоблоков (турбогенераторов) и частоты существует.

3. Измерение активной мощности энергоблоков (турбогенераторов) и частоты всех энергоблоков (турбогенераторов) передается на уровень ОАО «Тюменьэнерго»

(Тюменского РДУ) за исключением Уренгойской ГРЭС, откуда нет каналов телепередачи на уровень Тюменского РДУ.

4. Требуемая достоверность измеряемых и передаваемых величин повсеместно не соблюдается, за исключением используемых непосредственно на электростанциях измеренных величин активной мощности энергоблоков (турбоагрегатов).

5. Необходимую точность измерений обеспечивают данные с цифровых регистраторов ЦАО РЭС-03 (разработка ООО «НПФ «ПРОСОФТ-Е»), установленные на всех блоках СГРЭС2, ТТЭЦ2, 2 блоках ТБТЭЦ, 6 блоках СГРЭС1 (в стадии установки). Устройства ЦАО РЭС имеют выход в корпоративную сеть через станционные ЛВС.

6. Существующая схема корпоративной телекоммуникационной сети предоставляет возможность передачи параметров мониторинга в Тюменское РДУ по цифровым каналам связи (Приложение 1).

7. По плану 2003 года на всех станциях Тюменьэнерго должен быть установлен «ОИК Диспетчер» (ООО «НТК Интерфейс») с возможностью сбора данных по протоколу TCP/IP.

Существующий в Тюменском РДУ оперативно-информационный комплекс КИО- 8.

позволяет в табличном виде с использованием шаблонов осуществлять контроль качества первичного регулирования каждого энергоблока и электростанций в целом.

9. Частотомер требуемой точности (0,002Гц) в Тюменском РДУ отсутствует.

10. Требуемый объем телепередачи информации о значениях активной мощности электростанций Тюменьэнерго из Тюменского РДУ в ОДУ Урала осуществляется.

На основании анализа было принято решение:

• в первую очередь организовать мониторинг первичного регулирования в Тюменском РДУ средствами существующего программного комплекса КИО-3;

• далее разработать технические требования и на их основе техническое задание с целью организации мониторинга на электростанциях Тюменьэнерго и в Тюменском РДУ на базе обновленных средств измерений и передачи данных измерений с электростанций, передачи данных на уровень ОДУ Урала.

Для системы КИО-3 и для технических требований на усовершенствованную систему мониторинга в основу был положен шаблон в виде отображения зависимости изменения мощности каждого турбоагрегата от изменения частоты в виде, представленном на рис.1.

Pn, МВт Pn = 10% Pном Зона «плохого, Гц 49,9 50,1 50, регулирования»

Ро=0 Зона «плохого 49,6 49,85 50, регулирования»

Рn = -10% Рном Рис. Ро постоянно измеряемая величина мощности, которая приравнивается к нулю при отображении на графике при условии нахождения в интервале 49,9 50,1 Гц.

При выходе за ограниченный интервал, Ро становится равной изменению мощности турбоагрегата относительно последней измеренной величины в допустимом интервале частоты.

При стабилизации частоты в интервале 49,950,1 Гц в течение 10 минут, Ро обнуляется на графике и начинает фиксироваться текущие измерения Р и f.

Таким образом на графике отображается годограф Р и f в течение времени. Точки годографа, выведенные на график, остаются на нём в течение 40 минут. Точка, соответствующая настоящему моменту времени обозначается зелёным цветом, остальные точки - красным цветом.

Данные измерения хранятся в архиве АСДУ станции не менее 2-х недель. Если значение f находится вне интервала 49,9 50,1 Гц, то данные хранятся в архиве с признаком «регулирование».

В настоящее время данный алгоритм частично реализован средствами КИО-3 и находится в стадии накопления информации.

Для усовершенствованной системы мониторинга были приняты следующие подходы:

На всех электростанциях должно быть выполнено измерение активной мощности каждого 1.

турбоагрегата и частоты электрического тока на шинах распределительных устройств электростанций с использованием существующих преобразователей активной мощности и частоты или цифровых регистраторов ЦАО РЭС-03.

На всех электростанциях должно быть организовано измерение активной мощности 2.

каждого турбоагрегата с точностью не хуже 1% и частоты электрического тока на шинах распределительных устройств электростанций с точностью не хуже 0,001 Гц.

Требования к станционным АСДУ:

3.

- Организация сбора данных для мониторинга (P и f) по каждому блоку (турбоагрегату) с необходимой цикличностью;

- Реализация программно-техническими средствами графического отображения зависимости изменения мощности каждого турбоагрегата от изменения частоты в виде, представленном на рис.1.

- Архивирование параметров мониторинга с необходимой глубиной хранения;

- Формирование пакетов со значениями P и f в протоколе FDST для передачи в Мост КИО 3 Тюменского РДУ с цикличностью не менее 10 сек по цифровому каналу связи с использованием транспортного протокола TCP/IP.

Все средства измерений, применяемые для мониторинга, должны быть сертифицированы, 4.

внесены в Госреестр средств измерений РФ и иметь действующие клейма о поверке (калибровке).

Требования к АСДУ Тюменского РДУ 5.

- Прием и разбор переданных со станций пакетов со значениями Р и f;

- Реализация программно-техническими средствами графического отображения зависимости изменения мощности каждого турбоагрегата от изменения частоты в виде, представленном на рис.1.

Исходя из вышеизложенного, для организации системы мониторинга частоты на базе имеющихся технических и программных средств с использованием существующих каналов связи, необходимо выполнить следующее:

- Установить цифровые осциллографы ЦАО РЭС-03 на все блоки всех станций (сертифицирован, класс точности 0.3, внесен в Госреестр средств измерений РФ);

- Осуществить прием параметров мониторинга с ЦАО РЭС-03 в станционные «ОИК Диспетчер» по станционным ЛВС (TCP/IP);

- Реализовать в «ОИК Диспетчер» текущий непрерывный мониторинг участия каждого турбоагрегата в ОПР, а выделенных для НПР турбоагрегатов – в НПР в соответствии с требованиями «Системы мониторинга и оценки участия электростанций в ОПР и НПР..».

- В «ОИК Диспетчер» реализовать формирование пакетов в протоколе FDST для передачи в Мост КИО-3 Тюменского РДУ с цикличностью не менее 10 сек по цифровому каналу связи с использованием транспортного протокола TCP/IP.

- Реализовать в КИО-3 текущий непрерывный мониторинг в соответствии с требованиями «Системы мониторинга и оценки участия электростанций в ОПР и НПР..».

В приложении 2 представлена схема сбора данных для мониторинга частоты на примере Сургутской ГРЭС 2.

На основании проведенного анализа можно сделать следующие выводы:

В настоящее время мониторинг можно полноценно организовать только на уровне РДУ с 1.

имеющейся точностью измерений.

Для организации полноценного мониторинга требуются существенные затраты как на 2.

технические средства, так и на программное обеспечение.

Si Si Приложение СГРЭС БЛОК ЦАО РЭС-.

. Сервер ОИК станции.

БЛОК ЦАО РЭС- Cisco Опорная сеть АТМ ИЛК ТЭ (155МБит/с) Cisco СГРЭС Hub Hub Сервер ОИК ТЭ Этажные коммутаторы...

WS диспетчера WS диспетчера WS диспетчера WS диспетчера Схема сбора данных для мониторинга частоты с СГРЭС ДОКЛАД О МОНИТОРИНГЕ ПЕРВИЧНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ В КОЛЬСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ.

А.Г. Маланов, А.Е. Никулин, Кольское РДУ 26 августа 2003 года Приказом №24 директора Кольского РДУ была создана рабочая группа по исполнению поручений Приказа ОАО РАО «ЕЭС России» от 18 сентября 2002 года №524.

Мониторинг первичного регулирования частоты электрического тока электростанциями Кольской энергосистемы производится средствами ОИК—РСДУ 2. Текущая мощность электростанций и частота электрического тока в РСДУ 2 измеряется с дискретностью 1 раз в 5 секунд, точность измерения частоты не хуже 0,002 Гц, точность текущей мощности электростанций зависит от качества датчиков и передающей аппаратуры установленной на каждой из станций.

Первичное регулирование частоты осуществляется на всех ГЭС ОАО «Колэнерго» ( гидростанций) и Кольской АЭС, из них 5 специально выделенных ГЭС могут выполнять функцию вторичного регулирования частоты по АРЧМ ДП Кольского РДУ. Нормально, при параллельной работе Кольской энергосистемы с ЕЭС, АРЧМ находится в режиме регулирования сальдо-перетока или перетока мощности в Карельскую энергосистему. При аварийных отключениях ЛЭП 330 кВ на транзите Колэнерго— Карелэнерго АРЧМ с уставкой 50,5 Гц автоматически переходит в режим регулирования частоты.

В ОИК Кольского РДУ поступают телеизмерения о текущей активной мощности с каждого турбогенератора Кольской АЭС, с гидростанций поступают телеизмерения текущей суммарной активной мощности каждой электростанции. Необходимо отметить, что качество телеизмерений с Нивских ГЭС 1,2,3, Ковдинской ГЭС 10, Кумской ГЭС 9 не позволяет объективно судить об участии данных ГЭС в первичном регулировании частоты. Данное обстоятельство и предложение о необходимости рассмотрения возможности передачи в ОИК Кольского РДУ телеизмерений по каждому генератору ГЭС, результаты приведенного ниже мониторинга первичного регулирования частоты в энергосистеме отмечены в письме Кольского РДУ на имя главного инженера ОАО Колэнерго №КРДУ/02-09-267 от 09.10.2003.

Электростанции каскада Пазских ГЭС: ГЭС 4,5,6,7,8 находятся в режиме параллельной работы с NORDEL.

Особенность транзита Колэнерго--Карелэнерго состоит в том, что при аварийном отключении ЛЭП 330кВ данного транзита происходит отделение Кольской энергосистемы от ЕЭС (или отделение Кольской энергосистемы с частью Карельской энергосистемы) с избытком мощности и динамическим повышением частоты до 52 Гц (до 4%). Для ограничения повышения частоты в энергосистеме на южных ГЭС 9,10,11 и КАЭС с уставками 50,5 Гц, 0,5 сек. и 51,5 Гц, 0,5 сек., соответственно, установлены устройства АОПЧ, действующие на отключение генераторов, выбранных по режиму.

При ремонтах ЛЭП транзита 330 кВ Колэнерго—Карелэнерго, плановая часть которых проводится в летний период, Кольская энергосистема работает изолированно от ЕЭС. При этом частотный коэффициент составляет 16 МВт на 0,1 Гц в режиме летнего дневного потребления ~ 1350МВт, 15,2 МВт на 0,1 Гц в режиме ночного летнего потребления ~ 1160 МВт. Доля выработки Кольской АЭС в данных режимах доходит до 70 % ночью, когда гидростанции разгружаются в связи со снижением потребления. При аварийных отделениях от ЕЭС, в некоторых возможных режимах доля выработки КАЭС доходит до 80%. В этих условиях особенно важно, чтобы энергоблоки Кольской АЭС полноценно участвовали в первичном регулировании частоты электрического тока.

При аварийном отключении Л 393 в Карелии 05.08.03 и отключении Л 395 11.02.2003 был проведен мониторинг первичного регулирования частоты турбогенераторами Кольской АЭС. Анализ полученных данных (Приложения № 1,2,3,) показывает, что энергоблоки Кольской АЭС не обеспечивают удержание требуемого отклонения в зависимости от изменения частоты, что противоречит алгоритму первичногорегулирования. Предположительно можно сделать вывод, что не обеспечено совместное регулирование энергоблока: турбины и реакторной установки. Данная информация была доведена до руководства Кольской АЭС и ОДУ Северо-Запада в письме от 22.08.2003 «Об участии в первичном регулировании частоты электрического тока».

На данное письмо получен ответ с Кольской АЭС от 22.09.03 «Об участии Кольской АЭС в первичном регулировании частоты», в котором отмечалось, что в режиме регулирования частоты и мощности должны выполняться ограничения по циклическому нагружению комплекса кассет за срок службы (4-6 топливных циклов), и участие энергоблоков Кольской АЭС в отработке глубоких изменений частоты сети при нынешней нормальной эксплуатации приведет к более быстрому исчерпанию ресурса кассет с ядерным топливом. До принятия решения об участии энергоблоков Кольской АЭС в регулировании частоты необходим анализ достаточности ресурса топливных кассет. Кроме того, необходим комплексный анализ достаточности ресурса и остального тепломеханического оборудования реакторной установки (в частности, парогенераторов). В соответствии с приказом концерна «Росэнергоатом» №17 от 09.01.03 г. в концерне ведется работа по подготовке к испытаниям в режиме первичного регулирования частоты выбранных энергоблоков АЭС. Комплексные испытания блока №3 КАЭС в режиме первичного регулирования частоты предполагается выполнить в III квартале 2004 года.

Анализ проведенного мониторинга ОПР частоты приведен в Приложении.

Выводы:

1. Недостаточность объема и качества передаваемой в ОИК телеинформации не позволяет объективно производить мониторинг участия в общем первичном регулировании частоты электростанций АО-энерго. Но нужно отметить, что и на данный момент Кольское РДУ может дать предварительную оценку участия в ОПР гидроэлектростанций.

2. Мониторинг участия гидроагрегатов ГЭС в общем первичном регулировании частоты выявил ряд отклонений от требований Приказа ОАО РАО «ЕЭС России» от 18 сентября 2002 года №524, при этом были составлены планы мероприятий по устранению выявленных замечаний со сроками исполнения и назначением ответственных лиц.

3. Результаты мониторинга участия Кольской АЭС в ОПРЧ показали, что алгоритм первичного регулирования частоты энергоблоками Кольской АЭС соблюдался только в одном, зафиксированном в Приложении №4 (Таблица №1), случае, где частота электрического тока после заброса до 50,318 Гц снизилась до 49,783 Гц и вернулась к значению 50 (+/-0,06) Гц, при этом ТГ 1,2,7,8 КАЭС отработали согласно алгоритму первичного регулирования, т.к. не было необходимости, после выдачи требуемой первичной мощности, устойчивого ее удержания. В остальных зафиксированных случаях турбоагрегаты Кольской АЭС (разгрузка КАЭС в Приложении №2 с ~ 12:15:45 произошла по команде диспетчера Кольского РДУ для удержания значения частоты в допустимых пределах) не удерживают выданную первичную мощность из-за повышения частоты, когда требуется согласно алгоритму первичного регулирования. Данное обстоятельство, в случаях отказа устройств ПА и высокой доле выработки КАЭС относительно ГЭС, может привести к лавине повышения частоты, срабатыванию автоматов безопасности турбин Кольской АЭС с вытекающими последствиями.

Приложение Анализ мониторинга первичного регулирования частоты электростанциями Кольской энергосистемы при:

- ошибочном переводе из режима СК в генераторный режим от устройства АР ОБ (автоматика разгрузки при отключении блока) КАЭС гидрогенератора №3 Верхнетуломской ГЭС 12 и раздельной работе Кольской энергосистемы от ЕЭС 26.08.03 (Таблица №1), при работах персонала КАЭС на УФПГМ (устройство фиксации потери генерирующей мощности) блока №2;

- отключении электропечи на комбинате Печенганикель (40 МВт) и раздельной работе Кольской энергосистемы от ЕЭС 02.09.03 (Таблица №2);

- отделении Кольской энергосистемы с частью Карельской энергосистемы от ЕЭС из-за отключения ВС 220 ПС 18 в Карелии 01.10.03 (Таблица №3).

Таблица № Первичная* Первичная мощность мощность, расчетная, при выдаваемая № Электростанция Генератор Примечания отклонение генераторами частоты на 0,3 Гц фактическая по данным ОИК (МВт) (МВт) ТГ 1 21,41 - ТГ 2 21,41 - КАЭС 1.

ТГ 7 26,9 - ТГ 8 26,9 -10, ГЭС 1 Г 2.

Не отреагировали на изменения частоты ГЭС 2 Г 2,3, 3.

ГЭС 3 Г 1,3, 4.

ГЭС 13 Г 2, 5. 2,86 -1, ГЭС 16 Г 6. 3 -2, * Расчетное значение первичной мощности получено согласно методики описанной в «Системе мониторинга и оценки участия электростанций в общем и нормированном первичном регулировании частоты, вторичном регулировании частоты и мощности и третичном регулировании мощности (временные указания)»

Исходя из данных, приведенных в Таблице №1 можно сделать вывод, что ГЭС 1, 2 и ТГ2,7, КАЭС не удовлетворяют требованиям первичного регулирования частоты электрического тока. Ситуация с ГЭС 3 повторяется.

Таблица № Первичная Первичная* мощность, мощность выдаваемая расчетная, при № Электростанция Генератор Примечания генераторами отклонение фактическая по частоты на 0,3 Гц данным ОИК (МВт) (МВт) Из Приложения № видно, что после сброса нагрузки ТГ 1 набрал бльшую КАЭС ТГ 1. 21,41 - мощность, чем до отключения ЭП, хотя частота была выше 50 Гц Из-за сбоя телеизмерений не ТГ 2 21,41 удалось зафиксировать Из Приложения № видно, что после ТГ 7 26,9 -7- сброса нагрузки ТГ 7,8 набрали бльшую мощность, чем до ТГ 8 26,9 -5- отключения ЭП, хотя частота была выше 50 Гц ГЭС 1 Г 2.

ГЭС 2 Г 2, 3.

Не отреагировали на изменения частоты ГЭС 3 Г 1,3, 4.

ГЭС 9 Г 5.

ГЭС 10 Г 6.

ГЭС 13 Г 2, 7. 2,8 -1, ГЭС 16 Г 8. 3 -2,62, * Расчетное значение первичной мощности получено согласно методики описанной в «Системе мониторинга и оценки участия электростанций в общем и нормированном первичном регулировании частоты, вторичном регулировании частоты и мощности и третичном регулировании мощности (временные указания)»

Исходя из данных, приведенных в Таблице №2 можно сделать вывод, что ГЭС 1,2 и ТГ 1,7, КАЭС не удовлетворяют требованиям первичного регулирования частоты. Объективную оценку участия в первичном регулировании частоты ГЭС 3,9,10 дать нельзя из-за неудовлетворительной точности измерений, поступающих в ОИК с данных ГЭС Таблица № Первичная* Первичная мощность мощность, расчетная, при выдаваемая № Электростанция Генератор Примечания отклонение генераторами частоты на 0,42 Гц фактическая по данным ОИК (МВт) (МВт) Из Приложения ТГ 1 30 - № 6 видно, что ТГ 2 30 -32 генераторы КАЭС после сброса ТГ 3 37,7 - КАЭС нагрузки в первый 1.

ТГ 4 30 -13 момент времени, увеличивали ТГ 5 30 - генерацию при ТГ 8 30 -9,6 частоте выше 50 Гц ГЭС 1 Г 1, 2.

Не отреагировали на изменения частоты ГЭС 2 Г 1,2, 3.

ГЭС 3 Г 1,3,4 Невозможно оценить из-за отключения Г 4 от АОПЧ 4.

ГЭС 13 Г 1, 5. 3,92 - ГЭС 16 Г 2, 6. 8,4 -4, * Расчетное значение первичной мощности получено согласно методики описанной в «Системе мониторинга и оценки участия электростанций в общем и нормированном первичном регулировании частоты, вторичном регулировании частоты и мощности и третичном регулировании мощности (временные указания)»

Исходя из данных, приведенных в Таблице №3 можно сделать вывод, что ГЭС 1, 2 и ТГ 4,5, КАЭС не удовлетворяют требованиям первичного регулирования частоты электрического тока.

Примечание: мониторинг первичного регулирования частоты гидроэлектростанциями, генераторы которых все или выборочно находились в режиме вторичного регулирования частоты по АРЧМ, не анализировался, ввиду отсутствия телеизмерений по каждому генератору ГЭС. Выводы об участии или неучастии в первичном регулировании ГЭС делались с учетом максимально разрешенной мертвой зоны по частоте—0,15 Гц (Приложение №2 к Приказу ОАО РАО «ЕЭС России» от 18 сентября 2002 года №524).

Изменение нагрузки на турбогенераторах КАЭС при грозовом отключении Л с 11:46:30.00 05/08/2003 по 11:48:00.00 05/08/ ПРИЛОЖЕНИЕ №1 Р Гц МВт 240 220 50, Р 200 50, F 180 50, P 160 50, 140 P 120 49, 100 49, 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ 8/ / / / / / / / / / / / / / / / / / /.................. : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 1 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 2 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 7 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 8 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Колэнерго/Каскад Туломских ГЭС/Н-Туломская ГЭС-13/ F F : 0:

12. :1 0: 15 / 12. :1 0 8/ 0: 30 / 12. :1 0 8/ МВт 0: 45 / 12. :1 0 8/ 1: 00 / 12. :1 0 8/ 1: 15 / 12. :1 0 8/ 1: 30 / 12. :1 0 8/ 1: 45 / 12. :1 0 8/ 2: 00 / 12. :1 0 8/ 2: 15 / 12. :1 0 8/ 2: 30 / 12. :1 0 8/ 2:

ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P КАЭС 45 / 12. :1 0 8/ 3: 00 / 12. :1 0 8/ 3: 15 / 12. :1 0 8/ 3: 30 / 12. :1 0 8/ 3: 45 / 12. :1 0 8/ 4: 00 / 12. :1 0 8/ 4: 15 / ПРИЛОЖЕНИЕ №. :1 0 8/ 4: 30 / 12. :1 0 8/ 4: 45 / 12. :1 0 8/ 5: 00 / 12. :1 0 8/ 5: 15 / с 12:10:00.00 05/08/2003 по 12:17:00.00 05/08/ 12. :1 0 8/ 5: 30 / 12. :1 0 8/ Изменение нагрузки КАЭС после грозового отключения Л 5: 45 / 12. :1 0 8/ 6: 00 / 12. :1 0 8/ 6: 15 / 12. :1 0 8/ 6: 30 / 12. :1 0 8/ 6: 45 /. 0 8/ 05 / 8/ ОДУ Северо-Запада/Колэнерго/Каскад Туломских ГЭС/Н-Туломская ГЭС-13/ F F Гц 49, 49, 49, 49, 49, 50, 50, 50, P F Изменение нагрузки на турбогенераторах КАЭС при отключении Л с 10:33:00.00 11/02/2003 по 10:39:00.00 11/02/2003 ПРИЛОЖЕНИЕ № P Мвт Гц 250 50, P 230 50, P 210 50, 190 50, P 170 50, 150 50, P 130 F 110 49, 90 49, P 70 49, P 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / /........................ 3:

3:

3:

3:

4:

4:

4:

4:

5:

5:

5:

5:

6:

6:

6:

6:

7:

7:

7:

7:

8:

8:

8:

8:

: : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 1 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 2 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 3 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 4 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 5 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 6 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 7 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 8 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Колэнерго/Каскад Туломских ГЭС/Н-Туломская ГЭС-13/ F F : 2:

. :2 2:

/. 10 / :2 3: /. 10 / :2 МВт 4: /. 10 / :2 4: /. 10 / :2 5: /. 10 / :2 6: /. 10 / :2 6: /. 10 / :2 7: /. 10 / F :2 8: /. 10 / :2 8: /. 10 / :2 9: /. 10 / :3 0: /. 10 / :3 P 0: /. 10 / :3 1: /. 10 / :3 2: /. 10 / :3 2: / ТГ 1,2,7,8 КАЭС. 10 / :3 3: /. 10 / :3 4: / ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 8 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 7 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 2 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 1 15 кВ. 10 / :3 4: /. 10 / :3 5: /. 10 / :3 6: /. 10 / :3 6: / P. 10 / :3 ОДУ Северо-Запада/Колэнерго/Каскад Туломских ГЭС/Н-Туломская ГЭС-13/ F F 7: с 10:22:00.00 26/08/2003 по 10:40:00.00 26/08/2003 ПРИЛОЖЕНИЕ № /. 10 / :3 8: /. 10 / :3 8: /. 10 / :3 9: /.0 / 0 26 P / 8 / P 0 Гц 49, 49, 49, 49, 49, 50, 50, 50, 50, : 0:

15. : 1: 05 / 15.0 9/ :0 2: 02 10 / 15.0 9/ :0 3: 02 МВт 15 / 15.0 9/ :0 4: 02 20 / 15.0 9/ :0 5: 02 25 / 15.0 9/ :0 6: 02 30 / 15.0 9/ :0 7: 02 35 / 15.0 9/ :0 8: 02 40 / 15.0 9/ :0 9: 02 45 / 15.0 9/ :1 0: F 50 / 15.0 9/ :1 1: 02 55 / 15.0 9/ :1 3: 02 00 / 15.0 9/ :1 4: 02 05 / 15.0 9/ :1 5: 02 10 / P 15.0 9/ :1 F 6: 02 15 / 15.0 9/ :1 7: 02 20 / 15. ТГ-1,8,7 КАЭС 9/ :1 8: 02 25 / 15.0 9/ :1 9: с 15:00:00.00 02/09/2003 по 15:30:00.00 02/09/ P 30 / 15.0 9/ : ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 8 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 7 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 1 15 кВ 0: 02 35 / 15.0 9/ :2 1: 02 40 / 15.0 9/ :2 2: 02 45 / 15.0 9/ :2 3: 02 50 / 15.0 9/ :2 4: 02 55 / 15.0 9/ ОДУ Северо-Запада/Колэнерго/Каскад Туломских ГЭС/Н-Туломская ГЭС-13/ F F :2 6:

ПРИЛОЖЕНИЕ № 02 00 / 15.0 9/ :2 7: 02 05 / 15.0 9/ :2 8: 02 10 / 15.0 9/ :2 9: 02 15 /. P 9/ 0 02 / 9/ Гц 49, 49, 49, 49, 50, 50, 50, 50, Р ТГ1,2,3,4,5,8 КАЭС МВт Гц с 10:22:00.00 01/10/2003 по 10:35:00.00 01/10/2003 ПРИЛОЖЕНИЕ № 50, P 50, 50, P1 P F 50, P3 50, P P P F 185 49, P 175 49, 165 49, 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ 0/ / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / /.......................... 2:

2:

3:

3:

4:

4:

5:

5:

6:

6:

7:

7:

8:

8:

9:

9:

0:

0:

1:

1:

2:

2:

3:

3:

4:

4:

: : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 1 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 2 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 3 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 4 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 5 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Кольская АЭС/ P генератора 8 15 кВ ОДУ Северо-Запада/Колэнерго/Каскад Туломских ГЭС/Н-Туломская ГЭС-13/ F F ИНФОРМАЦИЯ ОДУ СК О ВЫПОЛНЕНИИ ТРЕБОВАНИЙ ПРИКАЗА РАО «ЕЭС РОССИИ» ОТ 18.09.02 № «О ПОВЫШЕНИИ КАЧЕСТВА ПЕРВИЧНОГО И ВТОРИЧНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТОКА В ЕЭС РОССИИ».

В.С. Петроченко, ОДУ Северного Кавказа на 25.11. - п.4 По ОЭС Северного Кавказа из 36 электростанций установленной мощностью 10010,5мВт(без учета Волгодонской АЭС и блок станций) готовы участвовать в общем первичном регулировании частоты 15 - Невинномысская, Ставропольская ГРЭС, Краснодарская ТЭЦ, Волгодонская ТЭЦ, Чиркейская, Миатлинская, Цимлянская, Зеленчукская, Ирганайская ГЭС, ГЭС 1, 2 Каскада Чирюртских ГЭС, ГЭС-2, 3, 4, Егорлыкская ГЭС Каскада Кубанских ГЭС. Суммарная установленная мощность агрегатов готовых к участию в общем первичном регулировании частоты составляет 6174мВт.

Основные причины, по которым остальные электростанции не могут участвовать в первичном регулировании частоты: наличие в составе генерирующего оборудования турбоагрегатов с противодавлением, отсутствие необходимых автоматических регуляторов на котлоагрегатах и турбоагрегатах, установка на системах регулирования гидроагрегатов пуско останавливающих колонок вместо регуляторов скорости вращения, работа ГЭС по водотоку, заиление водохранилищ или бассейнов суточного регулирования, износ оборудования систем регулирования турбин.

- п. 6: Новочеркасской ГРЭС разработан и согласован с «СО-ЦДУ ЕЭС» и с Департаментом научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России» График поэтапного выполнения требований приказа РАО «ЕЭС России» от 18.09.02 № 524. Окончание предусмотрено в 2007 году.

- В соответствии с приложением № 6 приказа РАО «ЕЭС России» от 18.09.02 № 524 по ОЭС СК для участия в нормированном регулировании выделена Ставропольская ГРЭС. Сетевой график выполнения работ по обеспечению участия ОАО «Ставропольская ГРЭС» в нормированном первичном и вторичном регулировании частоты электрического тока в ЕЭС России разработан и утвержден 29.05.03.

Информация ОДУ СК по организации мониторинга участия электростанций в регулировании частоты В ОДУ СК выполняется мониторинг участия в регулировании частоты блока № 1 Волгодонской АЭС;

блоков Новочеркасской ГРЭС;

Волгодонской ТЭЦ-2;

Цимлянской ГЭС;

4 блоков и неблочной части Краснодарской ТЭЦ;

8 блоков Ставропольской ГРЭС;

6 блоков и неблочной части Невинномысской ГРЭС;

Зеленчукской ГЭС;

4 гидроагрегатов Чиркейской ГЭС;

Миатлинской ГЭС;

Ирганайской ГЭС.

Анализ результатов мониторинга участия в регулировании частоты 07.11.03 в 12-42 отключался блок № 1 Волгодонской АЭС с нагрузкой 1033мВт, при этом частота в ЕЭС снижалась с 50,005 до 49,963Гц (на 0,049Гц). В случае зоны нечувствительности систем регулирования энергоблоков меньше 0,049Гц, при статизме 6%, они должны набрать 3-4мВт в зависимости от нагрузки. Из таблиц № 1,2 видно, что работавшие в это время энергоблоки 3,4,5 Новочеркасской ГРЭС;

6,7,9.10, Невинномысской ГРЭС;

2,3,4 Краснодарской ТЭЦ не отреагировали на скачкообразное изменение частоты.

Очевидно, что зона нечувствительности систем регулирования указанных энергоблоков больше 0,049Гц, (в соответствии с п.4.4.3 ПТЭ зона нечувствительности систем регулирования паровых турбин не должна быть более 0,15 Гц).

На Ставропольской ГРЭС: на блоке № 3 нагрузка увеличилась со 146 до 150мВт на 4мВт;

на блоке № 4 нагрузка увеличилась с 299 до 301мВт на 2мВт;

на блоке № 5 нагрузка увеличилась со 146 до 148мВт на 2мВт;

на блоке № 6 нагрузка увеличилась с 301 до 303мВт на 2мВт;

на блоке № 7 нагрузка увеличилась со до 205мВт на 7мВт.

На Чиркейской ГЭС: на гидроагрегате № 1 нагрузка увеличилась с 223 до 227мВт на 4мВт;

на гидроагрегате № 3 нагрузка увеличилась с 238 до 245мВт на 7мВт.

18.11.03 в 10-36 отключался блок № 1 Экибастузской ГРЭС-2 с нагрузкой 823мВт, при этом частота в ЕЭС снижалась с 50,009 до 49,962Гц (на 0,047Гц). В этом случае из таблиц № 3,4 видно, что работавшие в это время энергоблоки 1,2,3,5 Новочеркасской ГРЭС;

6,7,8,9,10,11 Невинномысской ГРЭС;

1;

2,3, Краснодарской ТЭЦ не отреагировали на скачкообразное изменение частоты.

На Ставропольской ГРЭС: на блоке № 1 нагрузка увеличилась с 201 до 205мВт на 4мВт;

на блоке № 3 нагрузка увеличилась с 205 до 208мВт на 3мВт;

на блоке № 4 нагрузка не увеличилась осталась 303мВт;

на блоке № 6 нагрузка увеличилась с 301 до 303мВт на 2мВт;

на блоке № 7 нагрузка увеличилась с 303 до 306мВт на 3мВт.

На Чиркейской ГЭС: на гидроагрегате № 1 нагрузка увеличилась с 258 до 259мВт на 1мВт;

на гидроагрегате № 3 нагрузка увеличилась с 237 до 242мВт на 5мВт.

Наиболее наглядно прослеживается участие в регулировании частоты блоков электростанций при более значительных ее отклонениях. При отделении части ОЭС СК от ЕЭС 17.08.03 в 05:57:20 с дефицитом 1150мВт и снижением частоты в отделившейся части до 47,2Гц на всех работающих блоках Краснодарской ТЭЦ и Невинномысской ГРЭС, Ставропольской ГРЭС, за исключением блока № 9 Невинномысской ГРЭС увеличилась нагрузка 20-60мВт, также увеличилась нагрузка турбоагрегатов неблочной части Краснодарской ТЭЦ, Невинномысской ГРЭС. Указанное увеличение нагрузки произошло в результате действия систем автоматического регулирования турбин. В дальнейшем блоки несли нагрузку в зависимости от действия введенных в работу автоматических регуляторов котлов. На Краснодарской ТЭЦ автоматические регуляторы котлов блоков не введены в работу, поэтому нагрузка на них снизилась со 110 до 70мВт.

Вывод 1. Организованный в ОДУ Северного Кавказа мониторинг позволяет оценить степень участия каждой электростанции в регулировании частоты.

2. Энергоблоки Ставропольской ГРЭС и гидроагрегаты Чиркейской ГЭС участвуют в общем первичном регулировании частоты по нормам приказа РАО «ЕЭС России» от 18.09.02 № 524 «О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России» ±0,05Гц.

ГРАФИКИ участия электростанций в регулировании частоты 17.08.03 во время отделения части ОЭС СК от ЕЭС.

Краснодарская ТЭЦ Невинномысская ГРЭС Ставропольская ГРЭС Таблица № Мониторинг участия в регулировании частоты по блокам Невинномысской ГРЭС, Краснодарской ТЭЦ, Ставропольской ГРЭС, Новочеркасской ГРЭС и Чиркейской ГЭС с 07.11.2003 12:42:00 по 07.11.2003 12:44:00, шаг: 10 сек. при отключении блока № Волгодонской АЭС 1033Мвти снижении частоты в ЕЭС на 0,049Гц НГРЭС НГРЭС ЧГЭС ЧГЭС Частота НГРЭС НГРЭС НГРЭС КТЭЦ КТЭЦ КТЭЦ ОЭС Б6Pg Б7Pg Б9Pg Б10Pg Б11Pg Б2Pg Б3Pg Б4Pg Г1Pg Г2Pg Время 07.11.2003 12:44:00 49.99 128 130 124 131 121 122 109 112 228 07.11.2003 12:43:50 49.98 127 130 125 130 121 122 109 112 227 07.11.2003 12:43:40 49.98 127 131 125 131 120 122 109 112 227 07.11.2003 12:43:30 49.98 127 130 124 131 121 122 109 112 227 07.11.2003 12:43:20 49.98 127 130 124 131 121 122 109 112 227 07.11.2003 12:43:10 49.97 127 130 125 131 120 122 109 112 225 07.11.2003 12:43:00 49.97 127 130 124 131 120 122 109 112 227 07.11.2003 12:42:50 49.96 127 129 125 131 120 122 109 112 227 07.11.2003 12:42:40 49.97 126 130 124 131 121 122 109 112 225 07.11.2003 12:42:30 49.96 127 130 125 131 121 122 110 113 225 07.11.2003 12:42:20 49.96 127 130 124 130 121 122 108 111 225 07.11.2003 12:42:10 49.96 127 130 124 130 119 120 109 117 223 07.11.2003 12:42:00 50.00 126 131 124 130 120 120 109 112 223 Таблица № Мониторинг участия в регулировании частоты по блокам Невинномысской ГРЭС, Краснодарской ТЭЦ, Ставропольской ГРЭС, Новочеркасской ГРЭС и Чиркейской ГЭС с 07.11.2003 12:42:00 по 07.11.2003 12:44:00, шаг: 10 сек. При отключении блока № Волгодонской АЭС 1033МВт и снижении частоты в ЕЭС на 0,049Гц.

НчГРЭС НчГРЭС НчГРЭС СГРЭС СГРЭС СГРЭС СГРЭС СГРЭС Б3Pg Б4Pg Б5Pg Б3Pg Б4Pg Б5Pg Б6Pg Б7Pg Время Частота 07.11.2003 12:44:00 49.99 218 216 233 148 298 148 303 07.11.2003 12:43:50 49.98 218 216 233 148 299 148 303 07.11.2003 12:43:40 49.98 219 216 234 148 298 148 303 07.11.2003 12:43:30 49.98 216 210 229 150 298 148 303 07.11.2003 12:43:20 49.98 219 214 233 150 298 148 301 07.11.2003 12:43:10 49.97 219 214 233 150 299 148 303 07.11.2003 12:43:00 49.97 218 211 238 150 299 148 301 07.11.2003 12:42:50 49.96 218 213 234 150 301 148 301 07.11.2003 12:42:40 49.97 221 219 234 150 301 148 301 07.11.2003 12:42:30 49.96 221 214 234 148 301 148 301 07.11.2003 12:42:20 49.96 221 214 234 150 301 146 301 07.11.2003 12:42:10 49.96 216 211 236 146 299 148 299 07.11.2003 12:42:00 50.00 218 216 238 146 299 146 301 Таблица № Мониторинг участия в регулировании частоты по блокам Невинномысской ГРЭС, Краснодарской ТЭЦ, Ставропольской ГРЭС, Новочеркосской ГРЭС и Чиркейской ГЭС с 18.11.2003 10:36:00 по 18.11.2003 10:38:00, шаг: 10 сек при отключении блока № Экибазтузкой ГРЭС-2 823МВт и снижении частоты в ЕЭС на 0,047Гц НГРЭС НГРЭС КТЭЦ КТЭЦ КТЭЦ ЧГЭС частота НГРЭС НГРЭС НГРЭС НГРЭС ЧГЭС Дата, время Б10Pg Б11Pg Б1Pg Б2Pg Б3Pg Г1Pg ОЭС Б6Pg Б7Pg Б8Pg Б9Pg Г2Pg 18.11. 10:38:00 49.98 144 144 120 153 142 154 148 147 165 259 18.11. 10:37:50 49.98 145 144 120 153 142 155 148 148 165 260 18.11. 10:37:40 49.98 145 144 119 153 143 154 148 148 165 259 18.11. 10:37:30 49.97 145 144 120 153 143 154 148 148 165 259 18.11. 10:37:20 49.97 145 144 119 154 143 153 148 148 165 260 18.11. 10:37:10 49.96 145 144 119 154 143 152 148 148 165 259 18.11. 10:37:00 49.96 145 144 119 154 143 153 148 148 165 259 18.11. 10:36:50 49.96 145 144 120 153 143 153 148 148 165 259 18.11. 10:36:40 49.96 144 145 119 154 143 153 148 148 165 259 18.11. 10:36:30 49.96 144 144 119 154 143 153 148 148 165 258 18.11. 10:36:20 49.96 144 144 119 154 143 153 148 147 165 256 18.11. 10:36:10 49.95 144 144 120 153 142 152 148 147 165 258 18.11. 10:36:00 50 144 144 120 152 142 152 148 147 165 258 Таблица № Мониторинг участия в регулировании частоты по блокам Невинномысской ГРЭС, Краснодарской ТЭЦ,.Ставропольской ГРЭС, Новочеркосской ГРЭС и Чиркейской ГЭС с 18.11.2003 10:36:00по 18.11.2003 10:38:00, шаг: 10 сек при отключении блока № Экибазтузкой ГРЭС-2 823МВт и снижении частоты в ЕЭС на 0,047Гц НчГРЭС НчГРЭС НчГРЭС НчГРЭС СГРЭС СГРЭС СГРЭС СГРЭС СГРЭС Время Частота Б1Pg Б2Pg Б3Pg Б5Pg Б1Pg Б3Pg Б4Pg Б6Pg Б7Pg 18.11.2003 10:38:00 49,98 224 228 231 223 203 200 303 304 18.11.2003 10:37:50 49,98 224 228 231 223 205 200 303 303 18.11.2003 10:37:40 49,98 214 233 229 224 205 203 303 303 18.11.2003 10:37:30 49,97 218 231 233 219 203 205 301 303 18.11.2003 10:37:20 49,97 218 231 233 224 205 206 301 303 18.11.2003 10:37:10 49,96 216 233 233 224 203 206 303 304 18.11.2003 10:37:00 49,96 224 231 229 223 203 206 303 303 18.11.2003 10:36:50 49,96 216 233 229 223 205 208 303 303 18.11.2003 10:36:40 49,96 216 233 229 223 205 208 303 303 18.11.2003 10:36:30 49,96 221 236 228 226 203 208 301 303 18.11.2003 10:36:20 49,96 218 233 226 226 205 208 303 301 18.11.2003 10:36:10 49,95 218 233 226 226 203 208 303 301 18.11.2003 10:36:00 50 219 234 226 223 201 205 303 301 ОБ ОСНОВНЫХ ТРУДНОСТЯХ ПРИ МОДЕРНИЗАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКОВ НА СООТВЕТСТВИЕ СИСТЕМНЫМ ТЕХНИЧЕСКИМ ТРЕБОВАНИЯМ И ПУТЯХ ИХ ПРЕОДОЛЕНИЯ Фотин Л.П. ОАО ВНИИЭ О трудностях, возникающих при привлечении энергоблоков различного типа к регулированию параметров режима энергосистемы – частоты и перетоков мощности, ВНИИЭ имеет представление на основании опыта, полученного им в процессе многолетних исследований и разработки систем автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) энергосистемы и систем автоматического управления мощностью (САУМ) энергоблоков, участвующих в работе АРЧМ. Разработка велась в соответствии с требованиями, существовавшими в ЕЭС на различных этапах создания АРЧМ.

Опыт ВНИИЭ по разработке АРЧМ на верхних уровнях иерархии управления ЕЭС и САУМ энергоблоков различного типа позволил сделать некоторые выводы о пути совершенствования первичного (ПР) и автоматического вторичного (ВР) регулирования в ЕЭС:

- разработка АРЧМ и САУМ энергоблоков должна проводиться системно при сопоставлении выигрыша, получаемого в ЕЭС в результате повышения качества поддержания параметров режима энергосистемы с затратами на создание и эксплуатацию САУМ энергоблоков, обеспечивающих работу АРЧМ;

решения, принимаемые при совершенствовании АРЧМ и САУМ, должны приниматься на основе их технико-экономического обоснования;

- разработка и анализ АРЧМ и САУМ энергоблоков должны производиться как во временной, так и в частотной области, с учётом реальных динамических характеристик объектов управления АРЧМ и САУМ;

- основное внимание при создании ПР и САУМ энергоблоков должно уделяться совершенствованию технологической автоматики котла на базе современных вычислительных средств управления и интеграции программно-технических средств управления турбогенератора и котла;

- в создании и эксплуатации САУМ энергоблоков должны быть экономически заинтересованы электростанции, которым предстоит работать в специфических маневренных режимах.

В настоящее время в качестве системных технических требований к САУМ энергоблоков ТЭС, выделяемых для участия в нормируемом ПР и автоматическом ВР, служат требования и положения Приказов РАО «ЕЭС России», направленных на совершенствование ПР и ВР в ЕЭС России [1 4].

Анализ задач, требующих решения при совершенствовании ПР и автоматического ВР, первоначально был проведен ВНИИЭ в 1999 г. при выполнении им работы «Влияние реальных динамических характеристик ТЭС и энергосистем на выбор правил первичного и вторичного регулирования частоты и активной мощности». В работе были определены трудности, препятствующие успешному решению задач ПР и ВР, и предложены направления совершенствования ПР и автоматического ВР.

Существо трудностей, отмечаемых ВНИИЭ, в 2001-2003 г.г. являлись предметом обсуждения технических совещаний отраслевых организаций в Департаменте НТПиР РАО «ЕЭС России», на секциях и подсекциях НТС РАО «ЕЭС России», совместном заседании Бюро НТС РАО «ЕЭС России» и НС РАН по проблемам надёжности и безопасности больших систем энергетики [5]. В настоящее время обсуждаемые вопросы [5 15]. по-прежнему остаются актуальными и во многом они нашли отражение в приказах РАО «ЕЭС России».

Имеющиеся трудности при модернизации систем автоматического регулирования технологических параметров режима энергоблоков, проводимой для обеспечения эффективного участия энергоблоков в общем и нормированном ПР и автоматическом ВР, требуют своего устранения несмотря на хорошее поддержание частоты в ЕЭС, отвечающее самым современным требованиям Системного оператора ЕЭС России и UCTE.

1. Технологические задачи, требующие решения при совершенствовании ПР и автоматического ВР.

В число задач модернизации энергоблоков, решение которых осложняется различными техническими и организационными трудностями, входят обеспечение:

- полного автоматизма работы штатных контуров технологической автоматики при значительных возмущениях энергоблока, - работы нормированного ПР и САУМ энергоблоков при непрерывных знакопеременных возмущениях, - устойчивой работы контуров технологической автоматики в составе САУМ энергоблоков при изолированной работе ТЭС на выделенную нагрузку и участии ТЭС в работе вторичного регулятора частоты и мощности;

и определение реально располагаемых регулировочных диапазонов энергоблоков, привлекаемых к участию в ПР и ВР.

1.1. Уровень автоматизации контуров технологической автоматики котла В настоящее время регуляторы технологических параметров режима энергоблоков, как правило, работают в качестве стабилизаторов регулируемых параметров при неизменной нагрузке энергоблоков. При изменении нагрузки по диспетчерскому графику и при значительных скачкообразных возмущениях технологическая автоматика котлов требует содействия со стороны оперативного персонала.

Причиной этому являются:

- отсутствие части проектных регуляторов (регуляторов температуры, экономичности горения и др.), несовершенство компонентов САУМ энергоблоков: арматуры и характеристик регулирующих органов, алгоритмов и программно-технических комплексов контуров регулирования, - наличие запретных зон в пределах технического регулировочного диапазона по необходимости изменения состава вспомогательного оборудования, изменения состава и настроек регуляторов и пр.

Очевидно, что для возможности участия энергоблоков в нормированном ПР и в автоматическом ВР должен быть обеспечен полный автоматизм работы контуров технологической автоматики энергоблоков.

Для общего ПР при действии в ЕЭС автоматического ВР и наличии на энергоблоке предупредительной сигнализации и соответствующих инструкций для оперативного персонала допускается работа полуавтоматических систем регулирования при содействии оперативного персонала.

Однако при отсутствии автоматического ВР в ЕЭС, например при работе всех ГЭС по заданному водотоку в паводковый период, на энергоблоках, оснащённых САУМ с частотными корректорами, контуры технологической автоматики, как и при участии энергоблока в нормированном ПР, должны действовать полностью автоматически.

1.2. Работа контуров технологической автоматики энергоблока при непрерывных знакопеременных управляющих воздействиях.

До самого последнего времени не уделялось должного внимания необходимости обеспечить возможность работы технологической автоматики энергоблоков при непрерывных знакопеременных возмущениях [16].

Энергоблоки, выделенные для участия в нормированном ПР и участвующие в общем ПР, должны быть готовы работать в режиме непрерывного регулирования частоты [1,2,5,6] по следующим причинам.

1.2.1. Необходимость наличия пропорциональной составляющей в законе регулирования частоты в нормальных режимах энергосистемы.

Хорошее качество частоты в ЕЭС в настоящее время обеспечивается с помощью ПР эквивалентного АРСВ эквивалентной турбины ЕЭС и центрального регулятора частоты ЦКС АРЧМ.

Эквивалентный АРСВ осуществляет регулирование частоты по эквивалентной статической характеристике ПР в области высоких частот отклонений частоты сети с периодами отклонений, равными единицам минут и менее. В этой области частот изменение мощности агрегатов ТЭС под воздействием АРСВ турбин обеспечивается аккумулирующими объёмами котлов.

В области более низких частот отклонений частоты сети действие АРСВ турбин из-за несовершенства на многих энергоблоках систем регулирования давления острого пара перед турбинами не поддерживается технологической автоматикой котлов ТЭС, и ПР эквивалентного АРСВ в этой области частот оказывается неэффективным. В результате в области низких (с периодами от единиц минут до 20 мин) и ультранизких (с периодами от 20 мин и более) частот отклонений частоты сети непрерывное ПР в ЕЭС России практически не действует.

Тем не менее в области низких частот отклонений частоты ЕЭС непрерывное регулирование частоты успешно осуществляется автоматическим ВР, воздействующим на ГЭС. По существующей практике ВР выполняется действующим по интегральному закону с постоянной интегрирования порядка 100 с., определяющей поддержание частоты с малыми её отклонениями в низкочастотной области отклонений.

В результате при непрерывной эффективной работе ВР от ПР энергоблоков, как правило, требуют эффективно реагировать лишь на спорадические большие отклонения частоты, вызванные какими-либо существенными аварийными возмущениями в ЕЭС.

Однако требование реакции ПР энергоблоков только на большие скачкообразные отклонения частоты является недостаточным. Нормированное ПР энергоблоков при действующем и отключённом ВР и общее ПР при отключённом ВР должны обладать возможностью участвовать в регулировании непрерывных знакопеременных отклонений частоты [1, 2, 5, 6].

Без этого непрерывное интегральное ВР в области низких частот отклонений частоты, осуществляемое без поддержки ПР, призванным обеспечить наличие пропорциональной составляющей в законе регулирования частоты, может иметь следствием повышенную колебательность частоты ЕЭС, хотя и при малой величине амплитуды отклонений, на резонансной частоте замкнутого контура ВР.

Требованиями [1] предусматривается необходимость реакции ПР выделенных энергоблоков на непрерывные отклонения частоты величиной ± 50 мГц с периодом 10-20 мин.

Повышенная колебательность частоты сети на резонансной частоте ВР может существенно проявиться в колебательности управляющего сигнала ВР, приводящей к большим знакопеременным изменениям мощности электростанций, участвующих в ВР.

Таким образом для облегчения условий работы электростанций, в ограниченном количестве участвующих в ВР, непрерывное регулирование частоты нельзя возлагать только на интегральное ВР. В области низких частот отклонений частоты требуется замена интегрального закона регулирования на пропорционально-интегральный, для чего в непрерывном регулировании должно активно участвовать ПР достаточно большого числа агрегатов ТЭС с малой зоной нечувствительности ПР.

1.2.2. Регулирование частоты при выводе из действия автоматического ВР.

При отсутствии в ЕЭС автоматического ВР текущие отклонения частоты увеличиваются. В этом случае, если энергоблоки оснащены САУМ с частотными корректорами, необходимо считаться с возможностью непрерывного воздействия знакопеременных отклонений частоты на технологическую автоматику котлов энергоблоков, участвующих не только в нормированном ПР, но и в общем ПР.

1.3. Работа энергоблоков в замкнутом контуре регулирования параметров режима энергосистемы.

Работа технологической автоматики энергоблоков должна обеспечивать устойчивую работу ПР и САУМ энергоблоков в замкнутом контуре регулирования параметров режима энергосистемы.

1.3.1. Изолированная работа энергоблоков на нагрузку выделенного района энергосистемы.

ПР энергоблоков должно поддерживать работу противоаварийной автоматики энергосистемы в случае выделения электростанции на изолированную работу с местной нагрузкой отделившегося района сети при отсутствии или ограниченности в этом районе иных средств непрерывного регулирования частоты [1, 3, 5].

После воздействия противоаварийной автоматики на устройства частотной разгрузки или автоматического ограничения мощности генерации, имеющего целью установление баланса потребления и генерации в районе при допустимом уровне отклонения частоты, необходимо обеспечить устойчивую работу ПР района, которая может быть нарушена вследствие возможной в этом режиме неустойчивой работы технологической автоматики энергоблоков.


Такая возможность связана с тем, что при работе ПР энергоблока в замкнутом контуре регулирования частоты изменяются условия работы автоматики энергоблоков.

Дело в том, что в обычной практике выбор структуры и настроек САУМ и контуров технологической автоматики энергоблока осуществляется из условия постоянства положения регулирующего органа турбины при внутренних возмущениях энергоблока. При работе же энергоблока на выделенную нагрузку условием настройки САУМ и технологической автоматики является постоянство электрической мощности, отдаваемой энергоблоком в электрическую сеть. В первом случае обеспечивается самовыравнивание котла, во втором – самовыравнивание котла утрачивается, что принципиальным образом снижает структурную устойчивость САУМ энергоблока.

При неготовности технологической автоматики обеспечить устойчивую работу ПР и САУМ энергоблока он будет остановлен технологическими защитами 1.3.2. Участие энергоблоков в непрерывном автоматическом ВР.

Существование паводкового периода и наличие региональных зон регулирования, в которых отсутствуют ГЭС, делают необходимым привлечение ТЭС к участию в непрерывном автоматическом ВР сальдо перетоков региональных зон регулирования [2,5]. Кроме того, в непрерывном автоматическом ВР должны участвовать энергоблоки, привлекаемых к регулированию перетоков мощности по отдельным связям энергосистем в связи с необходимостью повысить их пропускную способность [3,5].

При этом должны быть учтены следующие обстоятельства.

а) Технологическая автоматика энергоблоков должна быть способна работать при непрерывных знакопеременных возмущающих воздействиях. Для обеспечения участия энергоблоков в автоматическом ВР необходимо преодолеть те же технические трудности, что и при обеспечении участия энергоблоков в непрерывных нормируемом ПР и общем ПР. Однако сложность решения задачи для энергоблоков, участвующих в работе автоматического ВР, связана с большей величиной управляющих воздействий, оказываемых на энергоблоки, участвующие в регулировании.

б) Участие САУМ энергоблоков в работе автоматического непрерывного ВР изменяет условия работы САУМ аналогично тому, как это имеет место с ПР энергоблоков при их работе на выделенную нагрузку. В обоих случаях в контурах регулирования нагрузки котлов утрачивается их самовыравнивание и колебательность параметров режима энергоблока возрастает.

Отличие заключается в том, при работе на выделенную нагрузку энергоблоки участвуют в регулировании частоты с жёстко заданными настройками ПР, определяемыми технологией процесса, а при работе с центральным регулятором частоты и перетоков мощности или локального регулятора перетока по линии с ограниченной пропускной способностью критерии оптимальности настройки центрального регулятора в общем случае могут варьироваться. Критерий оптимальности настройки центрального регулятора должен определяться системно на основе технико-экономического сопоставления выигрыша, получаемого в энергосистеме, с затратами на энергоблоках, сопровождающими их участие в ВР.

1.4. Определение величины автоматического регулировочного диапазона энергоблока.

Число энергоблоков, привлекаемых к участию в нормируемом ПР и автоматическом ВР, и количественные требования к величине регулировочных диапазонов этих энергоблоков должны определяться на основе величин реально располагаемых автоматических регулировочных диапазонов энергоблоков.

Располагаемый автоматический регулировочный диапазон энергоблока индивидуален, поскольку он определяется по условию надёжности работы оборудования, исходя из отклонений технологических параметров режима энергоблока, сопровождающих изменение задания САУМ энергоблока. Следует иметь ввиду, что величины контролируемых отклонений параметров режима зависят не только от структуры и качества настройки контуров технологической автоматики энергоблока, но и от вида возмущающего воздействия: спорадического скачкообразного или непрерывного знакопеременного.

При знакопеременных возмущающих воздействиях величина допустимого воздействия зависит от совпадения частоты воздействия с частотой собственных колебаний САУМ энергоблока.

Какие-либо обобщённые данные о величине располагаемых регулировочных диапазонов энергоблоков в настоящее время отсутствуют..

2. Состояние технических средств САУМ энергоблоков, привлекаемых к участию в нормируемом ПР и автоматическом ВР.

Без решения рассмотренных выше задач при модернизации энергоблоков невозможно обеспечить эффективное участие энергоблоков в ПР и автоматическом ВР.

2.1. Программа оценки готовности САУМ энергоблоков к участию в нормированном ПР и автоматическом ВР.

Готовность энергоблоков к решению задач ПР и ВР должна предусматривать всестороннюю экспериментальную проверку САУМ, позволяющую получить достоверную оценку реально существующего положения дел.

Проводящаяся в настоящее время проверка готовности энергоблоков к участию в ПР, выполняемая в соответствии с рекомендациями [16], даёт неполное представление о степени готовности энергоблоков к участию в ПР [6], определяя реакцию энергоблока только на скачкообразное возмущение и не гарантируя готовность энергоблока к полностью автоматическому поддержанию технологических параметров режима энергоблока во всех его эксплуатационных режимах. Кроме того, программа [16] имеет целью проверку готовности энергоблоков только к участию в ПР.

Поэтому ВНИИЭ во взаимодействии с ОРГРЭС, ВТИ и ЗАО «Интеравтоматика» в настоящее время подготавливает расширенную программу испытаний САУМ энергоблоков, предназначенных для участия в нормированном ПР и автоматическом ВР.

Программа имеет целью:

- определение режимов, в которых возможна постоянная эксплуатация испытываемой САУМ энергоблока;

оценку готовности САУМ энергоблоков различного типа к выполнению системных требований по их участию в нормированном ПР и автоматическом ВР;

определение узких мест в работе САУМ и технологической автоматики энергоблоков, ограничивающих число режимов, в которых возможна постоянная эксплуатация САУМ, и/или располагаемую величину автоматического регулировочного диапазона САУМ в различных режимах эксплуатации энергоблока.

В качестве объектов испытаний рассматриваются:

- САУМ энергоблоков, предлагаемые разработчиками для широкого распространения с целью обеспечения участия энергоблоков в решении задач ПР и ВР, - САУМ энергоблоков, выделенных для участия в нормируемом ПР и автоматическом ВР, передаваемые разработчиками в опытную эксплуатацию.

Программой испытаний САУМ энергоблока предусматривается проведение серии испытаний в различных режимах эксплуатации энергоблока, включающих:

- работу энергоблока с базовой неизменной нагрузкой, - изменение нагрузки энергоблока по диспетчерскому графику, - участие энергоблока в ПР, - участие энергоблока в автоматическом ВР.

Режимы участия САУМ энергоблока в ПР и ВР на первом этапе оценки готовности САУМ предусматривают проведение испытаний САУМ в разомкнутом контуре регулирования параметров режима ЕЭС при работе энергоблока на шины бесконечной мощности. На втором этапе оценки испытания САУМ должны проводиться в замкнутом контуре регулирования параметров режима ЕЭС. С этой целью предусматривается имитация работы САУМ энергоблока в замкнутых контурах регулирования частоты изолированного района сети (рис.1) и перетока мощности по линии электропередачи, соединяющей шины электростанции с ЕЭС (рис.2).

2.2. Результаты экспертной оценки готовности САУМ энергоблоков к участию в нормированном ПР и автоматическом ВР.

Готовность САУМ энергоблоков к участию в нормированном ПР и автоматическом ВР, если её оценивать в соответствии с положениями рассмотренной выше программы, в настоящее время оказывается недостаточной для совершенствования ПР и ВР в.соответствии с системными требованиями.

2.2.1. Уровень автоматизации САУМ и контуров технологической автоматики в её составе.

а) Оценка готовности САУМ в разомкнутом контуре регулирования параметров режима энергосистемы.

По имеющимся данным, САУМ энергоблоков в настоящее время в большинстве своём эксплуатируются в полуавтоматическом режиме.

В то же время примером полной автоматизации изменения нагрузки по диспетчерскому графику и при скачкообразных возмущениях является САУМ пылеугольного энергоблока 800 МВт Берёзовской ГРЭС-1.

Примеры готовности САУМ энергоблоков к работе при непрерывных знакопеременных возмущающих воздействиях пока неизвестны.

Наиболее распространёнными в ЕЭС являются САУМ, успешно прошедшие испытания по программе [16], но не подготовленные для эксплуатации в переменных режимах без оказания технологической автоматике содействия со стороны оперативного персонала.

Обобщение и анализ имеющегося опыта в совершенствовании технологической автоматики энергоблоков, определение состава и содержания работ по обеспечению полного автоматизма работы технологической автоматики котлов, необходимого для участия станций в нормированном ПР и автоматическом ВР, в настоящее время выполняет ОРГРЭС во взаимодействии с ВТИ и ВНИИЭ.

Для осуществления полного объёма функций САУМ, определяемых системными требованиями, программно-технический комплекс, используемый для реализации САУМ, должен обладать расширенными информационно-вычислительными возможностями, являясь по существу компонентом современной АСУТП энергоблока [15], Основными задачами, решение которых требует повышенного интеллекта САР, являются оптимизация настроек взаимосвязанных контуров регулирования топлива, питательной воды и воздуха и комплексная оптимизация настроек взаимодействующих регуляторов системы регулирования экономичности горения.

Внедрение САУМ энергоблоков, выделенных для участия в нормированном ПР и ВР, в настоящее время целесообразно осуществлять в качестве первой стадии создания полномасштабной АСУТП энергоблока, решая при этом в части выполнения функций АРЧМ задачи интеграции управления турбогенератором и котлом САУМ энергоблока, общестанционным и блочным уровнями САУМ ТЭС, станционным и системным уровнями АСУ «СО-ЦДУ ЕЭС», технологическими процессами в рамках АСУТП и производственно-техническими процессами в рамках АСУП [11 14].


б) Оценка готовности САУМ в замкнутом контуре регулирования параметров режима энергосистемы.

Опыт работы САУМ энергоблоков в контуре регулирования частоты изолированного района выделенной нагрузки и/или в контуре регулирования сальдо перетоков мощности зоны регулирования ЕЭС или отдельного перетока мощности в настоящее время в отечественной практике автоматизации режимов энергосистемы отсутствует.

Отсутствует также практика оценки технических предложений победителей тендеров на создание САУМ энергоблоков, выделенных для участия в нормированном ПР и автоматическом ВР, на соответствие предъявляемым им системным требованиям в части работы при знакопеременных управляющих воздействиях и в замкнутых контурах регулирования параметров режима энергосистемы..

Недостаток внимания, оказываемого в сетевых графиках создания САУМ энергоблоков совершенствованию технологической автоматики котлов, предопределяет несоответствие разрабатываемых технических решений для САУМ системным требованиям. Анализ и синтез САУМ энергоблоков, выделяемых для участия в нормированном ПР и автоматическом ВР, должен проводиться в условиях отсутствия самовыравнивания котлов.

2.2.2. Отсутствие технической необходимости модернизации АРСВ турбин с целью уменьшения зоны нечувствительности ПР энергоблока.

При оснащении энергоблока САУМ с частотным корректором зона нечувствительности ПР энергоблока в рабочем низко частотном диапазоне отклонений частоты ЕЭС определяется зоной нечувствительности САУМ, но не зоной нечувствительности АРСВ турбины, поскольку в нормальных режимах энергосистемы АРСВ действует только в области высоких частот отклонений частоты, а в этой области частот не требуется совершенствовать ПР. В области низких частот отклонений частоты эффективность работы ПР энергоблока определяется качеством работы технологической автоматики котла, но не АРСВ турбины.

Для ограничения отклонений частоты при аварийных возмущениях в ЕЭС, по мнению ВНИИЭ, также нет необходимости в модернизации АРСВ турбин с целью снижения их зоны нечувствительности до величины ± 10 мГц.

Сказанное не означает отказа от необходимости минимизации зоны нечувствительности ПР энергоблока в целом. Ограничивается она достигаемой зоной нечувствительности САУМ энергоблока.

При зоне нечувствительности САУМ или АСРНК, например равной 1%, минимально возможная зона нечувствительности ПР энергоблока при отсутствии зоны нечувствительности в ЧК составляет 0,05%, т.е. ± 12,5 мГц.

2.3. Мониторинг участия энергоблоков в ПР и ВР.

Мониторинг должен иметь две цели:

- проверку стабильности характеристик ПР и САУМ энергоблока в процессе текущей эксплуатации, - оценку степени фактического участия в нормируемом ПР и автоматическом ВР, необходимую для проведения расчётов в рамках оказания системных услуг.

Наибольшую сложность представляет собой осуществление мониторинга участия энергоблока в ПР. Это определяется структурной нелинейностью и нестационарностью характеристик ПР и САУМ энергоблока при малой величине текущих отклонений частоты, имеющих случайный характер.

Первый опыт разработки системы мониторинга получен ВНИИЭ применительно к идентификации в процессе текущей эксплуатации статической характеристики АРСВ турбины [8].

3. Вопросы организационного обеспечения решения задач модернизации энергоблоков.

3.1. Совершенствование действующей и разработка недостающей нормативной и методической документации.

Выполнение работ по совершенствованию ПР и ВР в настоящее время не обеспечено наличием модернизированной действующей и необходимой новой нормативной и методической документацией [5,7]. Несмотря на то, что в ряде случаев действующие документы не согласованы между собой, имеют противоречия и допускают неопределённости, и не могут служить основательной базой при разработке технических решений по совершенствованию ПР и ВР, централизованная работа по совершенствованию документации не организована.

Весьма важно, чтобы совершенствование нормативной и методической документации производилось единой рабочей группой представителей отраслевых организаций, системно, общим пакетом.

Первым опытом такой работы является разработка ряда материалов, осуществляемых во взаимодействии ВНИИЭ, ОРГРЭС и ВТИ по заданию Департамента НТПиР РАО «ЕЭС России». В число разрабатываемых материалов входят:

- технические предложения по совершенствованию САР энергоблоков, выделяемых для участия в нормированном ПР и ВР, - типовые структурные схемы регулирования мощности газомазутных энергоблоков, участвующих в ПР и ВР с учётом системных требований и методика настройки контуров типовой САУМ с подчинёнными регуляторами технологических параметров, - типовые технические требования для проведения тендеров на создание САУМ энергоблоков, участвующих в ПР и ВР.

3.2. Обеспечение экономической заинтересованности электростанций в участии в ПР и ВР.

3.2.1. Участие в общем ПР.

Участие электростанций в общем ПР является технологически обусловленной обязанностью станций.

Экономическая ответственность станций за участие в ПР и оценка конкурентоспособности мощности, поставляемой станцией в электрическую сеть, могут быть обеспечены при регламентации не только количества, но и качества мощности, поставляемой станцией [5,10]. Потребительские свойства электрической мощности, как товара на конкурентном рынке, должны характеризоваться при этом показателями маневренности оборудования и уровнем возмущений, выносимых энергоблоком в электрическую сеть и окружающую среду.

Качество мощности, поставляемой станцией в электрическую сеть, должно отражаться на экономических показателях работы станции.

3.2.2. Участие в нормированном ПР и автоматическом ВР.

Участие энергоблоков в нормированном ПР и автоматическом ВР предполагается осуществлять в порядке оказания энергоблоками системных услуг, регламентируемых на первых порах договором с системным оператором, а в последующем - на рыночной основе. В обоих случаях оплата системной услуги должна быть достаточна для компенсации затрат станции на создание ею необходимой системы управления и эксплутационных расходов, связанных с регулировочными потерями станции.

а) Оценка величины регулировочных потерь.

Регулировочные потери станции определяются снижением экономичности [9], надёжности и долговечности эксплуатации оборудования в маневренных режимах ПР и ВР [5]. Выполнить необходимую оценку регулировочных потерь силами отдельных станций очевидно невозможно.

Предложения по централизованной разработке методики оценки регулировочных потерь силами нескольких организаций ВНИИЭ переданы Департаменту НТП и Р.

б) Определение источника оплаты системных услуг.

В настоящее время оплату системных услуг предполагается возлагать на потребителя через тариф. С таким подходом трудно согласиться, поскольку при этом системный оператор освобождается от необходимости технико-экономически обосновывать системные требования и принимаемые технические решения.

Покупатель энергии должен оплачивать только системные услуги, оказываемые ему системным оператором по оперативно-диспетчерскому управлению, и системные услуги, оказываемые ему сетевой компанией по передаче электрической энергии.

В соответствии с положением Закона об электроэнергетике о минимизации затрат покупателей электрической энергии (ст. 13.1) системные услуги субъектов энергетики по участию в оперативно диспетчерском управлении (нормированное ПР и автоматическое ВР) должны очевидно оплачиваться непосредственными заказчиками этих услуг:

- услуги по участию в нормированном ПР и ВР – поставщиками некачественной электрической мощности и получателями эффекта от повышения по отношению к действующему ГОСТу требований к качеству поддержания частоты, - услуги по участию в регулировании и ограничении перетоков мощности – системным оператором, сетевыми компаниями и участниками договоров о регулировании обменной мощности по принадлежности.

Заключение.

1. В настоящее время отсутствует информация о технических решениях, обеспечивающих возможность привлечения энергоблоков к участию в нормированном ПР и автоматическом ВР в соответствии с системными требованиями.

2. Разработки ОРГРЭС, ВТИ и ЗАО «Интеравтоматики», испытываемые в соответствии с расширенной программой испытаний, в настоящее время подготовлены для испытаний только в разомкнутом контуре регулирования параметров режима энергосистемы.

Для подготовки этих систем к испытаниям в замкнутом контуре регулирования параметров режима энергосистемы необходимо проведение дополнительного комплекса теоретических и экспериментальных работ.

3. От победителей тендеров на создание САУМ энергоблоков, выделенных для участия в нормированном ПР и автоматическом ВР, должна быть получена дополнительная информация о наличии технических решений, позволяющих удовлетворить системные требования. При отсутствии такой информации сроки создания САУМ, предусмотренные сетевыми графиками, следует пересмотреть.

Литература 1. Приказ РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002. г. № 524, Приложение Системные технические требования к энергоблокам тепловых электростанций, выделяемых для участия в нормируемом первичном и автоматическом вторичном регулировании.

2. Приказ РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002. г. № 524, Приложение Основные положения по первичному и вторичному регулированию частоты и активной мощности в ЕЭС России 3. Приказ РАО «ЕЭС России» от 02.10.2003. г. № О мерах по повышению Системной надёжности ЕЭС России в условиях реформирования электроэнергетики. Приложение 2.

Концепция организации противоаварийного и режимного управления ЕЭС России в условиях реструктуризации электроэнергетики.

4. Приказ РАО «ЕЭС России» от 13.10.2003. г. № 531.

Об утверждении сетевых графиков модернизации энергоблоков ТЭС доля участия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты.

5. Фотин Л.П. К определению научно-технических проблем и программных задач повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка.

«Электрические станции», 2002, № 4.

6. Л.П.Фотин. Задачи проверки готовности первичного регулирования агрегатов ТЭС.

Сб. докладов НТК «Повышение качества регулирования частоты в ЕЭС».

17-18 декабря 2002 г., Москва, ВВЦ, Выставочный павильон «Электрификация», стр.10- 7. П.А.Шейко, Л.П.Фотин, В.М.Щуров. Совершенствование нормативной и методической документации по регламентации первичного и вторичного регулирования частоты и мощности в ЕЭС России. Там же, стр.20-26.

8. Л.П.Фотин, М.А.Рабинович. Методика оценки в условиях текущей эксплуатации статической характеристики АРСВ турбины. Там же, стр.207-215.

9. Мадоян А.А., Аракелян Э.К., Макарчьян В.А. и др. Экономичность энергоблоков в режимах регулирования параметров энергосистемы. Там же, стр.216-219.

10. Ю.Н. Кучеров, Л.П.Фотин. Экономическое стимулирование участия электростанций в первичном регулировании частоты в условиях конкурентного рынка.

Там же, стр.220-224.

11. Фотин Л.П., Шумилин В.Ф. Концепция создания интегрированных АСУ ТЭС.

Н-т семинар. Современное состояние и перспективы развития систем контроля и управления электрической части станций и подстанций на базе микропроцессорной техники. Информационно методические материалы ЭНАС. 1999 г.

12. Белотелов А.К., Фотин Л.П. О проведении единой технической политики при создании АСУ ТП ТЭС.

Н-т семинар. Современные системы контроля и управления электрических станций и подстанций (АСУ ТП) на базе микропроцессорной техники. Информационные материалы ЭНАС. 2001 г.

13. Абраменко Н.Д., Фотин Л.П., Фридман Л.И. Вопросы интеграции АСУ ТЭС и подстанций в состав интегрированной автоматизированной системы «СО ЦДУ ЕЭС».

Н-т семинар. Современные системы контроля и управления электрических станций и подстанций (АСУ ТП) на базе микропроцессорной техники. Информационные материалы ЭНАС. 2003 г.

14. Шмелькин А.Д., Гришин В.А., Фотин Л.П. Отличительные особенности нового руководящего документа «Общие технические требования (ОТТ) к программно-техническим комплексам (ПТК) для АСУТП тепловых электростанций» (РД 153-34.1-35.127-2002). Там же.

15. Биленко В.А., Фотин Л.П., Меламед А.Д., Микушевич Э.Э., Ладохин А.С.

Реализация САУМ средствами АСУ ТП. Там же.

16. Приказ РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002. г. № 524, Приложение 1.

Временные методические рекомендации по проверке готовности ТЭС к первичному регулированию частоты в ЕЭС России.

Рис. 1 Схема испытаний САУМ энергоблока при его работе fмод Турбинный Nбл.зд регулятор --- мощности Тр N нагр..зд гск Nбл ЧК Нт Турбина Wрс (p) --- Тар Регулятор скорости Кн Вк.зд К + --- Модель Котёл Тр выделенного Ввозм района Котельный р`т регулятор мощности Д на нагрузку выделенного района.

Nнагр Nбл Ручной задатчик Nпер Регулятор перетока САУМ Ручной задатчик энергоблока ---- ---- Т2 р Т1 р Nбл.зд.

Ручной задатчик Генератор синусоидальных колебаний Рис. 2. Схема испытаний САУМ энергоблока при его участии во вторичном регулировании РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ ПРОТИВОАВАРИЙНЫХ РАЗГРУЗОК НА ЭНЕРГОБЛОКЕ К-800-240 ПЕРМСКОЙ ГРЭС.

Черномзав И.З., к.т.н., Рогачев Р.Л., инж., ЗАО «Интеравтоматика», Андриенко В.И., Панасенко А.И., Пьянков П.И., инж., Пермская ГРЭС С развитием крупных энергообъединений возрастают требования к надежности параллельной работы энергосистем. В этих условиях противоаварийная автоматика является основным средством управления энергосистемами в аварийных ситуациях, поэтому ее главной задачей является обеспечение устойчивости параллельной работы энергосистем и предотвращение системных аварий.

Среди методов повышения устойчивости энергосистем важное место занимает управление мощностью крупных энергоблоков, динамические характеристики которых являются менее благоприятны по сравнению с энергоблоками средней мощности в связи со снижением постоянных механической инерции ротора и повышением реактивных сопротивлений генераторов. Широко применяемым средством для повышения запаса динамической и статической устойчивости является отключение генераторов от сети, но такой способ создает опасность возникновения повреждения основного оборудования энергоблока. Поэтому наиболее рациональным решением является управление мощностью энергоблоков, реализующее кратковременную разгрузку для обеспечения динамической устойчивости и длительную разгрузку, обеспечивающую статическую устойчивость.

В связи с широким внедрением на электростанциях России АСУТП энергоблоков возникли условия для создания на единых средствах всережимных систем управления мощностью, включающих аварийное управление.

В 1994 году на российском рынке появился программно-технический комплекс ТПТС-51. Этот комплекс является лицензионным аналогом ПТК Teleperm XP-R фирмы Сименс.

Отличием этого комплекса от других является его ориентированность на энергетику с ее требованиями по надежности, готовности, устойчивости к помехам, широте охвата решаемых задач и т.п.

Исходный вариант этого программно-технического комплекса позволял решать все задачи управления тепломеханическим и электротехническим оборудованием, за исключением реализации электронного регулятора частоты вращения турбоустановок, функций противоаварийной автоматики (ПАА) и противоразгонной защиты.

В результате совместных работ ЗАО «Интеравтоматика», ВНИИА им. Духова и Siemens был разработан ряд дополнительных модулей в составе Teleperm XP-R, которые позволили решить все перечисленные выше задачи. Таким образом, на настоящий момент ПТК Teleperm XP-R, имеющий российское наименование ТПТС51, позволяет в рамках одного ПТК с едиными механизмами взаимодействия между элементами, едиными средствами проектирования и богатыми средствами взаимодействия с оперативным персоналом решить весь круг задач контроля и управления на современных энергоблоках, в том числе и в полном объеме задачи первичного и вторичного регулирования частоты и мощности, включая электронное регулирование частоты вращения турбины и противоаварийное управление.

Для решения задач противоаварийного управления, а также выполнения защитных функций в составе ТПТС разработан модуль ТПТС52.1412. В этом модуле реализованы следующие каналы:

– канал предварительной защиты, предназначенный для осуществления противоразгонной защиты;

– канал аварийной импульсной разгрузки (ИР), предназначенный для кратковременного снижения мощности турбины с целью обеспечения динамической устойчивости генератора;

– канал релейной форсировки, предназначенный для форсированного закрытия регулирующих клапанов турбины при отключении генератора от сети;

– канал дифференциатора, предназначенный для защиты турбины при резких сбросах нагрузки и наличии ускорения вращения ротора;

– канал начальной коррекции неравномерности, предназначенный для повышения приемистости турбины и компенсации влияния промперегрева на скорость набора нагрузки;

– канал послеаварийного ограничения мощности (ОМ), предназначенный для решения энергосистемной задачи поддержания статической устойчивости генератора при снижении пропускной способности линий электропередач.

Важнейшими характеристиками этих каналов является высокое быстродействие.

Для каналов релейной форсировки и импульсной разгрузки выходной сигнал появляется через 3 мс после подачи входного сигнала;

Для остальных сигналов запаздывание выходного сигнала относительно входного составляет не более 15 мс.

Передача сигнала управления от этого модуля к ЭГП выполняется специально разработанным модулем усиления мощности, выходной сигнал которого имеет диапазон ±1 А. Следуя идеологии ПТК, эти усилители могут резервироваться, диагностироваться и связываться с модулями регулирования так, что возможно переключение каналов. Для точного измерения частоты вращения ротора турбины разработан модуль ТПТС52.1724, который позволяет вводить информацию от трех электромагнитных (индивидуальных) датчиков (например, фирмы Braun) и производить расчет частоты с проверкой достоверности, формировать уставки по частоте вращения. Расчет частоты производится по каждому каналу измерения, после чего определяется среднее из трех значений частот. Достигнутая точность измерений (с учетом датчика) составляет 0,01% в рабочем диапазоне частот (2900-3100 об/мин). Кроме того, в этом модуле осуществляется расчет производной по частоте вращения, которая используется для формирования сигналов ряда каналов ПАА и предварительной защиты крупных энергоблоков. Цикл расчета всех задач в модуле составляет менее 10 мс.

Этот модуль, являясь системным и подчиняясь законам AS220EA, может резервироваться, диагностироваться как любой другой модуль.

Программное обеспечение этих модулей позволяет иметь доступ к полному набору настроечных параметров каждого из алгоритмов. Высокая надежность работы быстродействующего контура достигается за счет резервирования модулей.

Обеспечена стыковка электронных модулей с ЭГП или ЭМП, устанавливаемыми на турбине. Если для ЭМП обычно достаточно выходного сигнала 4-20 мА, что является стандартным, то для ЭГП требуются усилители.

В состав ТПТС были введены усилители, причем, следуя идеологии ПТК, эти усилители могут резервироваться, диагностироваться и связываться с модулями регулирования так, что возможно безударное переключение каналов управления.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 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.