Важнейшими исследованиями в области общего управления режимом работы энергосистем является отыскание наиболее эффективных законов регулирования мощности совокупности энергоблоков. Данное направление связано с решением проблемы повышения электрической устойчивости параллельно работающих энергоблоков путем соответствующего усовершенствования систем регулирования турбин.
Влияние регулятора скорости на устойчивость заключается в его способности демпфировать колебания ротора. Совместное действие регуляторов скорости и возбуждения, а также любого из них в отдельности увеличивает устойчивость генератора но сравнению со случаем, когда отсутствует регулирование [24]. В связи с этим целесообразно с единых позиций создавать АСР возбуждения турбогенераторов и мощности энергоблоков. Существенно повышает устойчивость энергосистем и улучшает качество переходных процессов введение в систему регулирования турбин сигналов по второй и третьей производным от абсолютного угла [25]. С ростом параметров пара увеличивается влияние запасов его энергии, находящихся в промежуточных объемах турбины. Даже при мгновенном прекращении доступа пара в турбину (при сбросе нагрузки) повышение числа оборотов в минуту значительно. Чтобы ограничить повышение числа оборотов в минуту допустимыми пределами, необходимо значительно увеличивать быстродействие системы регулирования.
В практике турбостроения распространены дифференциатор, предложенный М. З. Хейфецом, ряд ускорителей, разработанных В. Н. Веллером, И. И. Гальпериным, Г. А. Кирокосянцем, А. В Щегляевым и др. Развитием данных работ является создание и применение высокочувствительных электрогидравлических регуляторов, не имеющих недостатков, свойственных регуляторам скорости (регулирование по одному параметру, низкое быстродействие), что даст значительный эффект в отношении как быстродействия, так и устойчивости регулирования частоты и мощности энергосистемы [26, 27J. Согласно ПТЭ, для вновь устанавливаемых энергоблоков турбины должны иметь электрогидравлические преобразователи для ввода внешних импульсов в систему регулирования. Электрогидравлические преобразователи устанавливаются на турбинах заводов «Skoda» и участвуют в автоматизированном пуске — останове, а также в регулировании частоты и мощности. Использование ЭВМ в цифровой электрогидравлической системе регулирования турбины для контроля за состоянием турбины при пуске — останове рассмотрено в работе [28]. Благодаря электрогидравлическим преобразователям без особых конструктивных затруднений обеспечивается формирование обратных связей по скорости, ускорению и другим законам, а также удовлетворяются требования по нечувствительности, степени неравномерности и другим характеристикам, которые предъявляют отдельные энергосистемы [29]. Кроме того, следует отметить, что электрогидравлические приводы используются на водяных и газовых трактах котлов электростанций, обеспечивая требуемый режим работы для оборудования.
С ростом мощностей энергосистем задача регулирования частоты становится менее актуальной и роль каждой станции при этом уменьшается. Однако если при существующей неравномерности графиков нагрузки энергосистем установить па турбинах регуляторы скорости таким образом, чтобы они обеспечивали при средних нагрузках номинальную частоту в энергосистеме, и не изменять настройку в процессе изменения графика, то частота по расчетам отклонится примерно на ±0,3—0,4 Гц, в то время как по ПТЭ отклонения допускаются не более ±0,1 Гц. Поэтому при изменении нагрузки в энергосистеме для поддержания рекомендованного уровня частоты необходимы периодические воздействия на регуляторы скорости турбин. Устройство, вырабатывающее такие воздействия, называется автоматическим регулятором мощности. Наличие регулятора мощности позволяет более широко варьировать допустимыми значениями статизма и нечувствительности. Существование регулятора мощности на энергоблоке не идентично по своему действию работе энергоблока в режиме «до себя.». Этот режим должен применяться в частных случаях, когда по каким-то причинам следует «оберегать» котел. В предлагаемых решениях (см. гл. 4 и 6) АСР мощности энергоблока переходит из основного режима работы «совместно» в режим работы «до себя», например, когда давление топлива за регулирующими клапанами и температура перегретого пара выходят за допустимые пределы или происходит отключение одного из дымососов, вентиляторов, воздухоподогревателей. Поэтому включение в работу регулятора мощности не приводит к тем результатам, что и включение регулятора «до себя» [30J.
При аварийных ситуациях в энергосистеме распределение нагрузок, связанное с наименьшим расходом топлива, отпадает; в первую очередь необходимо быстро ликвидировать дефицит мощности, неоправданные перегрузки и нарушения устойчивости параллельной работы. Такая задача решается сложным комплексом устройств, включающим корректировку по частоте, автоматы разгрузки по частоте и напряжению, делительные защиты, регуляторы перетоков и т. д. Функционирование системы регулирования мощности в нормальных и аварийных условиях работы должно быть различным. Если в аварийных условиях к АСР мощности предъявляются высокие требования по быстродействию и невысокие по точности, то в нормальных режимах наоборот. В связи с этим система регулирования мощности должна иметь возможность структурного перестроения в зависимости от ситуации в энергосистеме [31]. Следует также отметить, что путем оптимальной коррекции режима энергосистемы можно снизить непосредственно отрабатываемые АСР изменения нагрузок [348].
Соблюдение экономичного режима работы энергосистемы приобретает первостепенное значение среди мероприятий по автоматическому регулированию частоты и активной мощности [32—37]. Приближенные расчеты, проведенные разными исследователями, показывают, что за счет наивыгоднейшего распределения нагрузок между электростанциями расход топлива снижается на 0,8 - 1,2%. Для блочных электростанций вероятная величина экономии за счет правильного распределения нагрузок между энергоблоками приблизительно равна 1%.
Принципы построения систем автоматического регулирования частоты и активной мощности должны выбираться с учетом их экономической эффективности и динамических свойств объектов регулирования. Общеизвестны АСР частоты и мощности электростанции, разработанные в Энергосеть проекте, ВНИИЭ, ОРГРЭСе, Киевском институте автоматики, ЛПИ, которые имеют мною общего между собой в части агрегатных устройств.
Рассмотрим систему автоматического регулирования частоты и активной мощности, разработанную Энергосетьпроектом [347], которая принята как для ЕЭС СССР, так и для каждой ОЭС (кроме ОЭС Юга).
Эта система строится по принципу раздельного регулирования плановых и внеплановых изменений нагрузок. Плановые изменения нагрузки распределяются между электростанциями но заранее рассчитанному графику при условии обеспечения экономичного режима работы энергосистемы. Внеплановые отклонения воспринимаются специально выбранными электростанциями. При этом распределение отклонений нагрузок производится с приближенной оценкой экономических характеристик, т. е. с учетом удельных приростов расхода тепла (УПРТ) регулирующих электростанций и без учета потерь, возникающих в сети. Число регулирующих электростанций принимается таким, чтобы можно было отработать ожидаемые внеплановые изменения нагрузки. Такой принцип построения АСР частоты и активной мощности возник в связи со стремлением сокращения капитальных затрат и уменьшения числа каналов телемеханики, а также поэтапного внедрения системы и использования вычислительной техники. При этом распределение нагрузок по заранее рассчитанным графикам может применяться только при достаточно точном их прогнозировании на предстоящие сутки. Хотя в крупных энергосистемах и энергообъединениях достигнуты определенные успехи в прогнозировании суммарных графиков нагрузок [38, 39], но отклонения в зависимости от метеорологических условий могут в отдельных случаях составить существенные величины. Значительные отклонения от планируемых заданий могут возникнуть в энергорайонах, где в дополнение к резким колебаниям метеорологических условий добавляются случайные изменения в графиках нагрузок. Кроме того, могут возникнуть отклонения от исходных расчетных данных по сочетанию элементов оборудования, их характеристикам, схемам связей и т. д. Все это в отдельных случаях вызывает затруднения при обеспечении экономичного режима энергосистемы. Однако с накоплением опыта эксплуатации ЭВМ, а также усовершенствованием систем сбора и обработки текущей информации появляются реальные возможности для широкого внедрения рассмотренного метода регулирования в энергосистемах. Например, для большей части ОЭС Северо-Запада был предусмотрен ступенчато-централизованный принцип регулирования, по которому была построена схема регулирования нагрузки и в Литовской энергосистеме.
Автоматическое ведение режима по рассчитанным графикам плановых изменений нагрузки для электростанции обусловливает автоматическое распределение нагрузки между отдельными энергоблоками с учетом значении удельных приростов расхода тепла агрегатов. Однако заранее рассчитанные и заложенные в систему автоматического регулирования характеристики удельных приростов расхода тепла в ходе эксплуатации изменяются, что может вызвать определенный перерасход топлива. Значительный перерасход топлива может ожидаться на ТЭЦ, так как здесь, кроме распределения электрических нагрузок, возникает необходимость оптимального распределения и тепловых. В отдельных случаях возможно существенное отклонение нагрузки станции от планового графика, что при недостаточно достоверном учете экономических характеристик приведет к еще большему перерасходу топлива.
В режиме регулирования внеплановых нагрузок вместе с необходимым диапазоном регулирования для поддержания частоты в энергосистеме должна быть обеспечена и соответствующая скорость изменения нагрузки станции без нарушения предельно допустимых норм по скоростям изменения мощностей каждого из энергоблоков. В отдельных случаях это противоречит требованию оптимального распределения нагрузки между энергоблоками при раздельном регулировании плановых и внеплановых отклонений. Например, исходя из условий оптимального распределения, необходима поочередная загрузка энергоблоков, что уменьшает возможную скорость изменения нагрузки электростанции. Система автоматического регулирования частоты и активной мощности электростанции должна быть приспособлена к существующим на каждом энергоблоке типовым схемам блокировок, тепловых и электрических защит. Например, отключение ПВД или ПНД требует ограничения величины максимально возможной нагрузки энергоблока, а выход из строя дымососов — отключения схемы регулирования. Работа [32] затрагивает широкий круг вопросов, связанных с автоматическим регулированием режима энергосистемы по частоте и мощности, однако вопросы структурного построения и качества переходных процессов таких АСР не проанализированы. Особенности динамики АСР частоты и мощности с экономичным распределением нагрузки между агрегатами для конкретных значений отдельных коэффициентов рассмотрены в работе [40]. Исследовано влияние на устойчивость и качество процесса регулирования изменения трех характерных параметров, а также определены области их изменения, обеспечивающие требуемые показатели по ограничению большой колебательности. Диаграммы, полученные на модели, дают относительно достаточный материал для выбора параметров настройки АСР частоты и мощности в зависимости от требуемого качества процесса регулирования.
Таким образом, учитывая требования, предъявляемые по маневренности к электростанциям, следует отметить, что отдельные АСР частоты и мощности не полностью удовлетворяют поставленным эксплуатацией задачам. Многие АСР частоты и мощности имеют ограниченные функциональные возможности, так как выполнены на специализированных аналоговых устройствах. В связи с этим представляют интерес разработки и опыт эксплуатации цифровых регуляторов частоты и мощности. В работе [41] показано, что точность управляющих сигналов разработанного цифрового регулятора частоты и перетоков активной мощности типа ЦР-2-ЛПИ выше точности соответствующих аналоговых устройств.
Также следует отметить устойчивую тенденцию к централизации управления энергосистемами с помощью УВМ. В первую очереди на базе УВМ автоматизируются такие операции, как регулирование частоты и мощности с экономичным распределением нагрузок между энергоблоками, составление оперативной документации, аварийная сигнализация. В работе [42] рассматривается применение УВМ для осуществления управления локальными энергосистемами, а также различного рода защит тепломеханического и электротехнического оборудования. По данным [43], введена в эксплуатацию автоматизированная диспетчерская система фирмы «Kansai Electric Power Со.», основные функции которой заключаются в регулировании режимов работы ТЭС и ГЭС, контроле за токами и напряжениями в электрической сети, составлении графиков нагрузок с упреждением в 1 сут. При этом на ЦДП установлено три связанных между собой ЭВМ типов НСС-8300 (одна) и НСС-300 (две). Устанавливаемый на электростанции «Grain» мощностью 3300 МВт вычислительный комплекс, состоящий из семи ЭВМ (по одной малой ЭВМ на каждый из пяти энергоблоков, одна ЭВМ для общестанционных задач и одна ЭВМ резервная), впервые будет выполнять все шесть функций на ТЭС: сбор и обработка данных; обнаружение аварийных отклонений параметров с отображением на дисплеях, пуск — останов и управлении турбинами; регулирование котлов; регулирование частоты и активной мощности; контроль за переключениями в сети [44]. В работе [45] освещены вопросы перехода на ЭВМ системы «Ряд» и создания на их основе центральных диспетчерских управлении электростанциями ЧССР. По данным американских авторов, для регистрации отклонений параметров используются ЭВМ на 72%, а для расчета технико-экономических показателен — на 44% новых электростанций [46]. В работе [47] рассмотрены агрегатированные наборы средств вычислительной техники (АСВТ), применяющиеся для автоматизации технологических процессов па отечественных электростанциях, среди них комплексы типов М 4000, М-5000, М-6000, построенные на интегральных элементах машин третьего поколения. Малые ЭВМ типа М-6000/7000 предназначены преимущественно для автоматизации технологических процессов. Описание управляющего вычислительного комплекса М-400 для АСУ тепловыми электростанциями приведено в работе [48] Показано, что данный комплекс с целью обеспечения высокой надежности представляет собой двухпроцессорную систему. Следует также подчеркнуть, что выбор управляющей ЭВМ целесообразно производить на основе технических и экономических критериев, сформулированных в соответствии с характеристиками автоматизируемого объекта. Вопросы обеспечения надежности ЭВМ полтретьего поколения рассмотрены в работе [49]. Оценка надежности и ремонтопригодности ЭВМ может быть произведена через объем успешно решенных задач.
Таким образом, задачи управления электростанциями эффективно и комплексно решаются с помощью ЭВМ. При этом актуальными являются разработки оптимальных алгоритмов и программ для автоматизированных или автоматических систем управления сложными объектами.
