Диссертация (Совершенствование структуры и оптимизация режимных параметров автоматической системы управления мощностью ПГУ при ее участии в регулировании частоты и мощности в энергосистеме), страница 3

Для поддержания постоянного баланса между произведенной и потребленной электроэнергией в энергосистеме необходимо регулировать частоту и мощность в сети. Для стабилизации режимных параметров ~частоты, перетоков мощностей и т.п.), меняющихся из-за разности между фактической нагрузкой от плановой, осуществляется регулирование внеплановых нагрузок, путем соответствующего воздействия на мощность выделенных для регулирования электростанций. Плановая мощность устанавливается Системным оператором в виде диспетчерского графика для каждой станции 114, 151. Распределение нагрузки между агрегатами производится диспетчером энергосистемы с учетом их технико-экономических показателей.

В целях проведения наиболее экономичного режима все агрегаты обязаны работать по строго заданной нагрузке. Но учитывая статику регуляторов частоты вращения заданный диспетчером режим может поддерживаться только при номинальной частоте. Поэтому даже малые отклонения частоты приводят к нарушению заданного режима и экономичности работы системы 116~. Раннее заложенные принципы регулирования режима по частоте и активной мощности, описанные в ~171, до сих пор сохраняют свою актуальность: 1.

Частота электрического тока в нормальном режиме работы должна поддерживаться номинальной с допустимым отклонением. Согласно ~13~, номинальная частота в сети равняется 50Гц, а допустимое и предельно допустимое отклонение частоты в синхронизированных системах электроснабжения равны ~0,2 Гц и ' 0,4 Гц соответственно. 2. Внутри отдельных энергосистем мощности электростанций должны совпадать с заданными, а сальдо-перетоков мощности по внешним связям между энергосистемами должны отвечать заданным с требуемой точностью.

3. При изменении баланса мощностей между частями энергосистемы, процесс регулирования к нормальному режиму эксплуатации должен происходить с требуемой динамикой и определенным участием отдельных электростанций. Следуя указанным принципам управления энергосистемой, принято выделять три вида регулирования: иербачцое, вторичное н третичоое. Для участия в любом из видов регулирования необходим резерв регулировании. Под резервом регулирования понимается максимальное значение регулирующей мощности, которое может выдать генератор электроэнергии при понижении, либо повышении частоты.

Резерв регулирования расходуется при отклонении частоты и вновь возобновляется при ее восстановлении 115). Первичное регулирование, осуществляемое за счет регулятора скорости турбины, ограничивает отклонение частоты, стабилизируя ее значение, и помогает сохранить частоту в безопасных пределах при резких, аварийных изменениях баланса мощности. Результативность первичного регулирования частоты обеспечивается общим первичным регулированием частоты (ОПРЧ) и нормированным первичным регулированием частоты. ОПРЧ осуществляется всеми электростанциями в меру имеющихся возможностей, а НПРЧ вЂ” выделенными электростанциями, на которых размещены первичные резервы и обеспечено их эффективное использование.

Первичное регулирование является статическим и зависит от стагизма регулятора скорости. Требуемая первичная мощность ПГУ при участии в НПРЧ может быть рассчитана по формуле: (1.Ц где 5% — статизм первичного регулирования ПГУ, %; 1~~-з — номинальная ПОИ мощность ПГУ, МВт. Л~~ — расчетное отклонение частоты, Гц (Л~ = О при нахождении ~ас~о~~ в пределах «ме1зтвой зоны» первичного регулирования, при повышенной частоте Л~ положительно, при пониженной — отрицательно). Для снятия статизма первичного регулирования применяют вторичное регулирование мощности турбины, воздействуя на автоматический регулятор частоты. В ходе выполнения вторичного регулирования происходит изменение мощности турбины уже непосредственно в зависимости от частоты переменного тока в электрической сети ~15~. Для восстановления вторичного резерва, а также для исполнения оперативной коррекции режима в иных целях применяю г третнчное регулирование.

В качестве третичного регулирования применяюз эпизодическое изменение мощности энергоблоков ТЭС и АЭС, пуск-останов больших мощностей гидроагрегатов и т.п. ~14~. К основополагающим понятиям для процессов регулирования частоты и МОЩНОСТИ СИСТЕМЫ МОЖНО ОТНЕСТИ ПОНЯТИЕ .МОНЕВРЕННПСМИ. Под маневренностью энергоблока следует понимать способность оборудования энергоблока обеспечивать в кратчайшие сроки неравномерность электропотребления при соблюдении условий надежности.

Само понятие маневренности блока включает в себя две главные характеристики: 1. Регулировочный диапазон — интервал допустимых нагрузок генерирующего оборудования по активной мощности для нормальных условий его эксплуатации, при которых параметры генерирующего оборудования ~а~од~тс~ в допусти~~х пределах ~191. Но стоит заме~ить, что регулировочный диапазон, в техническом плане„можно менять числом работающего генерирующего и вспомогательного оборудования от пикового значения электрической нагрузки при максимально возможном числе работающих агрегатов до минимально возможного при наименьшем числе работающих источников. 2 Приемистость энергоблока — способность блока к быстрому изменению нагрузки и участию его в первичном и вторичном регулировании частоты в системе.

Физическое состояние работающих энергоблоков неудовлетворительное и связано в первую очередь с их длительной эксплуатацией. Во времена начала строительства ПГУ на территории РФ они проектировались для работы в базовом режиме. Это связано прежде всего с тем что в те далекие годы стоял острый дефицит производства электроэнергии и не уделялось должного внимания разработке технических требований к маневренности энергоблоков, Это привело к тому, что заводы-изготовители поставляли оборудование, которое не обеспечивало должных ночных разгружений и последующих нагружений в утренние часы с заданной надежностью, Другими словами действующие ПГУ не предполагалось использовать в переменной части графика, Маневренные и динамические характеристики ПГУ выше, чем у традиционных паротурбинных ТЭС, в частности по длительности пуска в 4-10 раз.

~20) В табл. 1.1 ~2Ц приведены маневренные возможности бинарных Таблица 1.1. Маневренные характеристики бинарных ПГУ ~ Условия пуска ПГУ после останова Длительность пуска 1 Значение на 6-8 ч бо 30 До взятия полной нагрузки, мнн От начала пуска ГТУ до включения в сеть турбогенератора~ паровой турбины, мин ГТУ в автономном режиме, мин 15 До взятия полной нагрузки, мин ~До о~~ой~ау о ю ала То~аГТУло~ ло а ~ сеть турбогенератора паровой турбины, мин ~ ГТУ в автономном режиме, мин на 24-55 ч 20 Технический минимум нагрузки, 114 номинальной мощности ПГУ при схемах: 1 ГТУ+1 "ПТ 50 2уГтУ + 1хпт 25 ЗхГТУ+ 1 ПТ 17 4х~ 1"У+ 1УПТ 13 ~ ~Скорость изменения нагрузки в пределах регулировочного диапазона, 'Ъ 10 ~ номинальной мощности ПГУ, мин 1 10000 Расчетное количество циклов изменения нагрузки за срок службы диапазона нагрузок 1231, Выпущенный в 2005 году Стандарт 1241 ОАО «СО БЭС», осуществляющий оперативно-диспетчерское управление в единой энергосистеме РФ, впервые дал возможность надеяться на перспективу участия Первые «Технические требования к маневренности энергетических парогазовых установок блочных тепловых электростанций» были разработаны ОАО «ВТИ» и ОАО «Фирма ОРГРЭС» и утверждены Департаментом науки и техники РАО «ЕЗС России» в 1996 г.

1221, где устанавливаются показатели маневренности оборудования ПГУ (скорость изменения нагрузки, расчетное количество циклов изменения нагрузки в пределах регулировочного диапазона и т.п.)а число пусков-остановов и длительность по их продолжительности. При соблюдении суточного графика, с точки зрения маневренности, наиболее классическими являются переменные режимы энергоблоков во время пуска из неостывшего состояния 148-55 ч) и горячего состояния после простоя в резерве 6-10 ч, а также режимы их эксплуатации в пределах регулировочного ПГУ в НПРЧ и автоматическом вторичном регулировании частоты (АВРЧ1 энергосистемы.

Вместе с этим результаты натурных испытаний, проводившиеся в то время на действующих ПГУ, показали, что они не всегда удовлетворяют требованиям даже ОПРЧ. Позже, инженерами ОАО «ВТИ», по разработанной и запатентованной„ как изобретение, схеме системы автоматического управления мощностью (САУМ) 1251, были проведены модельные исследования для проверки возможности привлечения ПГУ к НПРЧ и АВРЧ. Исследования проводились на модели ПГУ-39 со своими экспериментальными динамическими характеристиками при работе в ко иден сационном режиме.

Результаты моделирования были опубликованы 1261 и показали, гго в режимах скользящего и номинального давления удается удовлетворить требования Стандарта 124~ к динамике и точности поддержания активной мощности. Однако полученные результаты нуждались в экспериментальной проверке. Спустя небольшой отрезок времени, в 2011-2012гг. были проведены натурные испытания ПГУ-400 филиала «Яйвинской ГРЭС» ОАО «Э.ОН Россия», ПГУ-325 филиала «Ивановские ПГУ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация» ГРЭС», ПГУ-410 филиала ОАО «Энел ОГК-5» Невинномысской ГРЭС и ПГУ-450 ТЭЦ-22 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1», в заключении к которым ОАО «ВТИ» утверждает о готовности энергоблоков к участию в ОПРЧ.

А выполненные недавно исследования 1271 показали возможность ускорения пусковых операций и изменения мощности при сохранении надежности работы основного и вспомогательного оборудования. Поэтому, с тенденцией роста неравномерности суточных и годовых графиков нагрузки, изменением развития современного рынка электроэнергии„ недостатком высокоманевренных энергоблоков, ограничением возможности тепловых электростанций участвовать в регулировании нагрузки, а также физическим износом разнородного оборудования энергосистемы склонили к переводу ПГУ в переменный график нагрузок и участию в НПРЧ. Адаптируясь под современное состояние энергетической отрасли страны, ОАО«СО ЕЭС, в начале 2013 г., выпустил Стандарт ~281, применимый непосредственно для парогазовых установок, В этом стандарте предъявляются довольно жесткие требования к режимам раооты ПГУ в НПРЧ и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности ~АВРЧМ).

Так, величина «мертвой полосы» первичного регулирования участвующей в НПРЧ ПГУ должна быть не более (50~:0,02) Гц с возможностью ее расширения до величины не менее ~50Ю,075) Гц с дискретностью 0,005 Гц. Стагизм первичного регулирования ПГУ должен быть обеспечен в пределах 4-6% с возможностью его изменения с шагом не более 0,5%.

Участие ПГУ в АВРЧМ должно осуществляться путем изменения мощности в соответствии с заданием вторичной мощности, поступающим от Централизованной системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (ЦС АРЧМ) или Центральной координирующей системы автоматического регулирования частоты и перетоков мопшости ~ЦКС АРЧМ) Единой энергетической системы ~ЕЭС). Совокупность основного и вспомогательного оборудования ПГУ, режимы его работы, технологическая автоматика должны обеспечивать: - изменение мощности ПГУ по заданиям ЦКС/ЦС АРЧМ со скоростью до 3%/мин Рлгу -отработку заданий ЦКС~ЦС АРЧМ, треоующих выдачи вторичной мощности величиной до -~-5% Рпг~,, в пределах регулировочного диапазона.