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.
