Стартовая >> Архив >> Генерация >> Автоматическое регулирование мощности энергоблоков

Результаты эксплуатации АСР мощности блочных конденсационных электростанций - Автоматическое регулирование мощности энергоблоков

Оглавление
Автоматическое регулирование мощности энергоблоков
Задачи автоматического регулирования мощности
Анализ АСР мощности блочных конденсационных электростанций
Анализ АСР мощности энергоблоков
Математические модели котлов
Математические модели турбин
Математические модели энергоблоков
Критерии оптимальности АСР
Критерии устойчивости АСР
Критерии качества переходных процессов АСР
Аналитическое построение областей устойчивости АСР
Аналитическое построение АСР
Структурная схема комбинированной  АСР мощности
АСР мощности энергоблоков с барабанными котлами
Расчет структуры и параметров настройки АСР мощности энергоблока с барабанными котлами
Реализация параметров настройки АСР мощности на регуляторах РПИБ
Результаты эксплуатации АСР мощности энергоблоков с барабанными котлами
АСР мощности энергоблоков с прямоточными котлами
Алгоритм и программа работы АСР мощности с микропроцессором
Выбор структуры и параметров настройки АСР мощности энергоблока с прямоточными котлами
Результаты эксплуатации АСР мощности энергоблоков с прямоточными котлами
Разработка АСР мощности электростанции с разнотипными энергоблоками
Результаты эксплуатации АСР мощности блочных конденсационных электростанций

При регулировании частоты и активной мощности в объединенной энергосистеме Северо-Запада по наиболее распространенному принципу раздельного регулирования плановых и внеплановых изменений нагрузки укрупненная функциональная схема АСР мощности электростанции представлена на рис. 67 (ПТ — приемник телерегулирования; ЗВН — задатчик внеплановой нагрузки; ЗГН — задатчик графика нагрузки; РКП — ручной корректор нагрузки; ББ — базовый блок; ПУ -переключающее устройство; БЗМ — блок задания мощности; БК — блок коррекции; ПБ — переключатель блочный; ЗНБ — задатчик нагрузки блочный, УЗС — устройство задания скачка и скорости изменения нагрузки; ЗСЧ— задатчик скачка изменения нагрузки; ЗСР— задатчик скорости изменения нагрузки; БР — блок режимов; БС — блок сравнения; PC — размножитель сигналов; РК — регулятор котла; РТ — регулятор турбины; К — котел; Т — турбина; Г — генератор).
Структура и назначение отдельных устройств позволяют выделить две части АСР мощности электростанции: общестанционную и блочную.

Рис. 67
В общестанционную часть схемы входят устройства, которые автоматически регулируют суммарную плановую нагрузку электростанции и отрабатывают внеплановые изменения нагрузки, задаваемые по телеканалу с ЦДП энергосистемы (ПТ, ЗВН, ЗГН, РКП, ББ, ПУ). Остальные устройства системы регулирования относятся к блочной части, где формируется задание по мощности и осуществляется его отработка с определенными скачком и скоростью. Блочная часть системы регулирования выполнена на основании разработок, приведенных в гл. 4. Применение связанного регулирования мощности энергоблока дает возможность значительно уменьшить динамические потери в экономичности. Связи АСР мощности энергоблока с общестанционной системой регулирования осуществляется подачей сигнала от БЗМ через ПБ на вход УЗС. Предусматривается два режима управления вырабатываемой мощностью энергоблока: с центрального и блочного щитов управления. Выбор режима производится переключением ПБ и ПУ.
При управлении с центрального щита сигнал, определяющий задаваемую энергоблоку величину мощности, формируется в блоке задания мощности. Основным входным сигналом БЗМ является сигнал, поступающий с центрального щита управления от базового блока. Кроме того, на вход БЗМ действуют сигналы от БК по отдельным режимным параметрам энергоблока (давлениям в конденсаторе и регулирующей ступени турбины). При управлении с блочного щита величина задаваемой нагрузки определяется положением задатчика ЗНБ, воздействующего на УЗС; при этом сигнал от БЗМ отключается.
Схема связи общестанционной и блочной частей системы регулирования предусматривает выдачу сигнала обратной связи по величине нагрузки энергоблока. Для этой цели в режиме управления с центрального щита используется сигнал заданной энергоблоку нагрузки от БЗМ. В режиме управления с блочного щита, а также в некоторых случаях (исчезновение напряжения питания в АСР мощности, автоматический переход системы регулирования из режима работы «совместно» в режим «до себя» или «после себя») сигнал обратной связи по величине нагрузки энергоблока подается отдатчика мощности.

В процессе эксплуатации станционного оборудования энергетические характеристики энергоблоков изменяются с течением времени. Это связано как с изменением  состояний основного оборудования (занос поверхностей нагрева, ухудшение уплотнений газоходов, ремонты и т. д ), так и с отклонениями от номинальных значений режимных параметров работы энергоблоков. Данные изменения обусловливают отклонения действительных характеристик удельных приростов расхода тепла (УПРТ) от расчетных. Неучет этих отклонений приводит к перерасходу топлива. Поэтому характеристики УПРТ на первом этапе целесообразно рассчитываю на ЭВМ и закладывать в блоки задания мощности энергоблоков с автоматической коррекцией данных характеристик по отклонениям наиболее влияющих режимных параметров. Последним этапом после освоения предыдущих является разработка специализированных программ для ЭВМ, определяющих в полном объеме действительные характеристики УПРТ энергоблоков Вместе с определением в ходе эксплуатации реальных характеристик УПРТ оптимизация распределения нагрузок на электростанции должна осуществляться с учетом допустимых скоростей изменения мощности отдельными энергоблоками. Анализ суточных графиков нагрузки современных электростанций показывает увеличение их неравномерности, что приводит к необходимости распределения нагрузок и условиях переменных режимов работы основного оборудования.
Расчет характеристик удельных приростов расхода тепла энергоблоков может быть осуществлен на ЭВМ по следующему уравнению [338]:

(125)
где Q, Qтг — соответственно потери тепла в котле, турбине и генераторе; Qсн — расход тепла на собственные нужды.
Потери тепла, входящие в уравнение (125), могут быть записаны через измеряемые в процессе эксплуатации режимные параметры, которые в свою очередь зависят от нагрузки.

Исследование режимов работы энергоблоков 150 МВт Литовской ГРЭС показало, что в процессе эксплуатации необходимо корректировать характеристики УПРТ по следующим параметрам; давлению в конденсаторе, температурам промперегрева, питательной воды, уходящих газов, коэффициентам избытка и присосов воздуха по газовоздушному тракту.

По приведенной выше методике рассчитаны и показаны на рис. 68 характеристики УПРТ энергоблоков 150 МВт Литовской ГРЭС (станционные № 1 —4), из которого следует, что данные характеристики имеют наибольшее расхождение в области максимальных нагрузок.
Если полученные характеристики УПРТ энергоблоков выпуклые, без изломов в регулируемом диапазоне нагрузок, то в качестве метода распределения нагрузок между энергоблоками может быть принят метод равенства удельных приростов расхода тепла. Решение задачи с помощью метода множителей Лагранжа затруднительно, если возможны резкие изменения оптимальных нагрузок агрегатов при малых колебаниях суммарной нагрузки электростанции. В работе [339] приведены методы регуляризации задачи при ее решении методом динамического программирования. Формулировка задачи в терминах функционального анализа сводится к проблеме минимальной нормы. Преимуществами данного подхода оказывается сокращение числа переменных, а также единообразие численного процесса решения [340]. Чувствительность решения задачи оптимального распределения активных нагрузок между электростанциями к погрешностям  энергетических характеристик может быть проанализирована на ЭВМ с помощью метода Монте-Карло. Установлено [341], что около 30% эффекта от оптимизации суточного режима энергосистем может быть потеряно из-за неопределенности характеристик относительных приростов. При отсутствии статистических данных о случайном разбросе характеристик предлагается минимаксный подход к решению задачи, который определяет характеристики относительных приростов электростанций таким образом, что обеспечивает минимальным максимальный перерасход топлива. В противном случае предпочтительно использовать критерий минимума математического ожидания затрат.
Характеристики УПРТ энергоблоков закладываются в БЗМ. С целью обеспечения необходимой точности реализации рассчитанных характеристик БЗМ, изготовленные опытным заводом Ростовэнерго, были реконструированы. Каждый па трех участков аппроксимированной характеристики УПРТ устанавливается с помощью переменных сопротивлений. В БЗМ внесены схемные изменения, обусловленные необходимостью более четкого ограничения по максимуму и минимуму задаваемых нагрузок. Аппроксимация рассчитанной характеристики УПР'Г энергоблока с помощью прямолинейных участков может производиться методом наименьших квадратов, позволяющим выбрать число участков, а также координаты точек изломов. Органы управления БЗМ дистанционно смещают характеристику УПРТ по оси нагрузок, а также устанавливают ограничения по нагрузке энергоблоку. В процессе длительной эксплуатации оборудования характеристики УПРТ изменяются. В этом случае целесообразно по имеющейся программе пересчитать характеристики УПРТ участвующих в распределении нагрузки энергоблоков. Такое обновление характеристик можно осуществлять один раз в 3-6 месяцев.
Перед включением в эксплуатацию проводились испытания АСР частоты и активной мощности Литовской ГРЭС. По команде с ОДУ Северо-Запада Литовская ГРЭС производила сброс или наброс нагрузки квантами по 20 и 40 МВт со скоростями в диапазоне 7 — 25 МВт/мин. Проведенные испытания показали удовлетворительную работу АСР мощности электростанции [357] и ограниченную возможность использования данной системы при регулировании перетоков мощности по ЛЭП ОЭС Северо-Запад — ОЭС Центр. В дальнейшем на первый план были выдвинуты проблемы быстродействия отработки заданий ОДУ Северо-Запада по нагрузке Литовской ГРЭС При этом вопросы распределения нагрузки между энергоблоками мощностью 150 и 300 МВт рассматриваются исходя из эффективности режима работы энергообъединения, а эффектом от распределения нагрузок между однотипными энергоблоками пренебрегается для существенного повышения показателей маневренности электростанции. Такой подход экономически целесообразен для условий работы Литовской ГРЭС в энергообъединении Северо-Запада.  В общем случае экономическую эффективность работы электростанции, кроме характера режима работы, определяют такие факторы, как капиталовложения, стоимость топлива, эксплуатации и ремонта оборудования, а также готовность энергоблоков.
Исследования экономической эффективности и методов оптимального управления мощностью агрегатов показали, что на блочной конденсационной электростанции с удовлетворительной работой автономных регуляторов тепловых процессов ожидаемая экономия топлива достигает при оптимальном распределении нагрузок между энергоблоками в статическом режиме от учета нелинейности расходной характеристики 0,3%; от учета наличия разрывов непрерывности первого рода характеристик УПРТ— 0,1; от учета эксплуатационных изменений характеристик УПРТ — 0,2%. При оптимальной скорости изменения нагрузки энергоблока в переменных условиях работы экономия топлива составляет 0,5 — 3%. Средняя величина экономии топлива на электростанции около 0,3% при ее работе в статическом режиме и 1% в переходном режиме [342]. Отдельные расчеты показывают, что при снижении расхода топлива на 1 % в энергосистеме мощностью 1000 МВт можно получить приблизительно экономию средств в размере 150 — 200 тыс. руб. Применение программы распределения нагрузки между агрегатами ТЭС «Trattendorf I и III» (ГДР) обеспечило снижение удельного расхода тепла на 12—16 ккал/кВт-ч.
Объединение энергосистем не исключает образование дефицитов мощности в отдельных узлах системы при аварийном отключении ЛЭП, крупных генераторов и отдельных агрегатов теплотехнического оборудования.

Поэтому наличие в схеме регулирования мощности простых быстродействующих автономных контуров изменения нагрузки энергоблока при аварийном отклонении частоты или существенных нарушениях технологических режимов уменьшает вероятность возникновения серьезных аварий в энергосистеме и на энергоблоке, не допускает срабатывания автоматической частотной разгрузки. В работе [343] приведены данные по ущербу потребителей из-за нарушения электроснабжения. При авариях обеспечиваются определенная минимизация ущерба от аварийного недоотпуска мощности, локализация аварийной ситуации и минимизация отклонений технологических параметров энергоблоков.
В заключение отметим, что автоматическое регулирование мощности должно стать обязательным для блочных конденсационных электростанций, в первую очередь для тех электростанций, которые работают в переменной части графика нагрузок.



 
Автоматическое регулирование температуры пара промперегрева котлоагрегата ТГМП-344А »
электрические сети