Блочная компоновка мощных энергетических установок предполагает автоматическое регулирование мощности энергоблоков. В связи с работой энергоблоков в переменных режимах актуальным становится создание высокоэффективных АСР, обеспечивающих оптимальное качество процесса регулирования во всем диапазоне изменения нагрузок [50]. Важной задачей систем регулирования является поддержание параметров энергоблока вблизи заданных значений с определенной точностью. Например, для АСР температуры пара верхняя граница этой зоны определяется из условий надежности работы и долговечности металла, нижняя — из условий экономичной работы оборудования. В работе [14] приводятся требования, предъявляемые к поддержанию параметров энергоблока при регулировании его мощности. Так, при скачкообразном изменении нагрузки на 10% от поминальной мощности энергоблока отклонения температуры острого пара на выходе котла должны быть не более ±:5°С, а давления пара — не более ±10 кгс/см2. Если скорость линейного 50%-ного изменения нагрузки составляет 10%/мин, то отклонения данных параметров должны находиться в пределах соответственно +6, —10 °С; + 15, —25 кгс/см2. Приведенные данные предельных отклонений температуры и давления острого пара на выходе котла определены с учетом допустимых напряжений металла в переходной зоне. Требования к качеству процессов регулирования в работе [51] находятся исходя из минимизации влияния колебаний на экономичность тепловых процессов, а также на износ оборудования, при этом регулируемые параметры не должны выходить за допустимые пределы. Предложен способ оценки [52] влияния колебаний параметров процесса автоматического регулирования на экономичность работы котла. В работе [53] предпринята попытка определить изменения к.п.д. энергоблока 200 МВт при его работе в регулирующем режиме. Реальные колебания к.п.д. в зависимости от величины изменения нагрузки составляют порядка 0,5—2,8%. Показано [345], что в регулирующем режиме ухудшение экономичности энергоблока 300 МВт только частично определяется увеличением потерь в котле с уходящими газами и химическим недожогом топлива Другие составляющие снижения к.п.д не найдены. В качестве показателя оценки влияния отклонений температуры пара на надежность котла может быть использована дисперсия колебаний, хотя установить однозначную зависимость между абсолютными значениями дисперсий и приростом аварийности оборудования не удалось [54]. Отклонение температуры пара на —10 С эквивалентно перерасходу топлива примерно па 0,2% [55]. Снижение начального давления пара на 1 бар приводит к пережогу топлива на ГЭС «Маршалл» (США) в размере 0,05% при 100%-ной нагрузке и 0,11% при 25%-ной нагрузке [56]. Также известно, что долговечность сталей для энергетического оборудования при переменных температурах и давлениях значительно ниже (в отдельных случаях в 2—3 раза) по сравнению с долговечностью сталей, работающих при постоянных параметрах. Увеличение срока службы металла осуществляется за счет использования режима работы энергоблока на скользящем давлении пара, а также оптимального построения АСР, устанавливаемых на оборудовании.
В ФРГ, США и СССР регулирование мощности энергоблоков со скользящим докритическим давлением используется широко и начинает внедряться регулирование мощности энергоблоков со скользящим сверх критическим давлением.
Режим эксплуатации энергоблока на скользящем давлении пара обеспечивает снижение термической повреждаемости металла турбины (уменьшение отклонений температуры пара за регулирующими клапанами), повышение экономичности работы оборудования (уменьшение дросселирования пара в регулирующих клапанах турбины, сокращение расхода тепла на привод турбопитательного насоса) и др. При скользящих параметрах пара важен выбор рациональной структурной схемы регулирования производительности питательного насоса, обеспечивающей значительную часть общего эффекта от перевода энергоблока на скользящий режим [57]. В связи с этим целесообразно применение управления турбо- приводом питательного насоса по сигналу заданной мощности энергоблока. Приведенные расчеты свидетельствуют о том, что регулирование мощности энергоблока во всем диапазоне с полностью открытыми регулирующими клапанами обусловливает снижение экономичности приблизительно на 0,4% относительно комбинированного способа регулирования нагрузки [58] При таком способе переход на скользящее давление для энергоблоков мощностью 300 МВт целесообразен при величине нагрузки 220—240 МВт [59], которая зависит от значений единичной мощности энергоблока и начального давления пара перед турбиной (главным образом), настройки системы парораспределения и других факторов. Если единичная мощность энергоблока менее 300 МВт, то использование режима работы со скользящим давлением экономически целесообразно, если значение начального давления пара более 200 кгс/см2 [60]. В резкопеременном режиме при значительных изменениях нагрузки предпочтительно работать со скользящим давлением и температурой пара. Экспериментальные данные показывают, что для частичных нагрузок режим работы со скользящим давлением и постоянной температурой пара, как правило, уступает по маневренности режиму работы с постоянным давлением и температурой пара. Однако в отдельных случаях режим работы с постоянным давлением и температурой пара может быть превзойден по маневренности режимом работы со скользящими параметрами пара.
При решении вопроса о включении котла в блок с турбиной следует учитывать требования, предъявляемые к качеству процесса регулирования двух связанных контуров: контура регулирования мощности и контура регулирования давления [61]. Прежде всего необходимо ограничить скорости возмущения котла по мощности. С этой целью в структурную схему регулирования энергоблока добавляют регулятор «до себя», ограничивающий величину отклонения давления пара перед турбиной за счет отставания скорости нагружения турбины от скорости возмущения в энергосистеме. При этом не рассматриваются увеличение быстродействия котла и максимально возможное использование его аккумулирующей способности. В работе [62] на основании анализа эксплуатации энергоблоков мощностью 150—200 МВт, оснащенных регулятором "до себя", при аварийных понижениях частоты рекомендуется для сокращения суммарного дефицита активной мощности в энергосистеме отключать названные регуляторы. Другим принципом управления энергоблоком по мощности является использующий полностью аккумулирующую способность котла принцип, когда требуемая нагрузка принимается турбиной, а котел отрабатывает возникающие отклонения давления пара. К недостаткам такого способа следует отнести более жесткие требования, предъявляемые к качеству работы первичных регуляторов котла, что обусловливает усложнение АСР (введение «стерегущего» регулятора и т. д.). В работе 155] исследуется восемь вариантов схем регулирования давления пара барабанного котла, работающего в блоке с турбиной. Регулирование давления пара при внутренних и внешних возмущениях предлагается осуществлять на основании анализа переходных процессов ПИ-регулятором с импульсом по отклонению давления пара перед турбиной; ПИД-регулятор не рассматривался. Проведенное исследование АСР энергоблока по давлению пара показывает, что при малых изменениях тепловой нагрузки (до 15%) давление пара перед турбиной поддерживается ПИ-регулятором топлива в пределах зоны нечувствительности предохранительных клапанов 163]. При больших изменениях нагрузки (свыше 15%) регулятор топлива не обеспечивает поддержания давления в пределах этой зоны. Параметры настройки ПИ-регулятора определялись но методике, представленной в работе [64]. Для отработки внутренних и внешних возмущений целесообразнее применять ПИД- регуляторы [34, 65, 66]. При глубоких возмущениях во избежание опасного повышения давления пара перед турбиной были предложены не экономичные, но более надежные структурные схемы с перепускными БРОУ (особенно для турбин с промежуточным перегревом) [50] Следует также отметить, что на ряде электростанций применяются комбинированные БРОУ, выполняющие функции защиты и регулирования. Среди перечисленных АСР отсутствует такая система регулирования мощности энергоблока, которая наиболее полно удовлетворяла бы требованиям эксплуатации как со стороны станции, так и со стороны энергосистемы. В связи с этим возникли комбинированные АСР мощности энергоблоков, основанные на совместном использовании приведенных выше принципов построения. Недостатками данного вида АСР мощности считают более высокую степень сложности в наладке по сравнению с рассмотренными выше видами систем. Варианты АСР мощности энергоблоков, применяемые и а зарубежных электростанциях, описаны в работе [67]. Основные результаты сравнительных испытаний характерных систем регулирования мощности энергоблоков, используемых в СЭВ, показали их работоспособность в переменных режимах [68]. Общий анализ работ ВНИИЭ, ВТИ и ОРГРЭС по регулированию мощности энергоблоков представлен в работе [69], где отмечается, что перерегулирование по топливу нс должно превышать 50%. Для повышения приемистости энергоблока предлагается применять сигнал по скорости изменения частоты вращения турбины, который должен обеспечивать переоткрытие клапанов ЧВД турбины и форсирование регулятора нагрузки котла ]21]. Результаты моделирования системы регулирования подтверждают целесообразность применения такого сигнала. Данные о промышленном освоении АСР мощности энергоблока с пылеугольным прямоточным котлом, основанной на принципе нейтрализации взаимных связей между контурами регулирования мощности и давления, для случая постоянного давления пара приведены в работе [70], скользящего — в работе [71]. Анализ необходимости разработки и создания систем регулирования мощности дан в работах [30, 72]. Среди обязательных для установки регуляторов энергоблока отсутствует регулятор, предназначенный отрабатывать задания по активной мощности. Это может отразиться на сроках внедрения разрабатываемых АСУ ТП ТЭС, поскольку оснащение эксплуатируемых энергоблоков системами автоматического регулирования мощности требует значительных затрат времени и дополнительных материальных средств. АСР мощности необходимо предусматривать проектами автоматизации, должны быть обязательными при вводе в эксплуатацию новых энергоблоков, а также должны внедряться в ближайшее время на действующих энергоблоках. Современная АСР мощности в нормальных режимах должна быть замкнутой системой регулирования, охватывающей турбину и котел и предназначенной для выполнения команд стоящих выше систем, одной из которых является система распределения активных нагрузок. Для аварийных ситуаций целесообразно иметь разомкнутые системы управления мощностью, которые не имеют ограничений по скорости, обусловленных условиями устойчивости системы. В связи с этим необходимо иметь не только опробованные типовые схемы регулирования мощности энергоблоков, но и организовать промышленный выпуск потребных специализированных устройств, входящих в комплект штатной автоматики управления энергоблоком. В системах автоматического регулирования мощности энергоблоков давление пара перед турбиной и мощность должны регулироваться одновременным воздействием на котел и турбоагрегат. Кроме того, введение дополнительных сигналов (отклонение частоты и его производные) в регуляторы мощности позволяет энергоблокам участвовать в поддержании частоты энергосистемы.
Межведомственной комиссией по автоматизации котлоагрегатов сверхкритического давления в качестве типовых решений для моноблоков с прямоточными котлами мощностью 300 МВт и выше приняты два варианта структурных схем автоматического регулирования мощности энергоблоков [31]. Эти варианты необходимо исследовать и проверить непосредственно на энергоблоках. Для энергоблока 200 МВт с прямоточным котлом был предложен первый вариант схемы регулирования, который рассматривается в работе [73]. При этом отмечается, что взаимодействие АСР мощности, давлении и температуры пара в отдельных случаях обусловливало автоколебания всей системы. В работе [74] приведены некоторые результаты испытаний АСР мощности энергоблока 300 МВт Киришской ГРЭС при скользящем давлении. Представляет теоретический и практический интерес. АСР мощности энергоблока, у которой воздействия на котел и турбину формируются на основании отклонений фактической мощности, частоты в энергосистеме и давления пара перед турбиной. Такой вариант является наиболее общим (из него можно получить первый и второй варианты) и, следовательно, должен обладать более широкими эксплуатационными возможностями. Например, разработанная АСР мощности энергоблока 150 МВт (см. гл. 4) обладает свойством параметрической и структурной адаптации к изменяющимся условиям эксплуатации. В зависимости от ситуации в энергосистеме или на энергоблоке АСР мощности автоматически переходит в один из трех возможных режимов работы («совместно», «до себя», «после себя») с одновременной автоматической коррекцией параметров настройки отдельных регуляторов В настоящее время многими организациями накоплен опыт коррекции параметров настройки регуляторов в зависимости от нагрузки и направления ее изменения. Однако для полного оснащения электростанций еще нет надежных регулирующих приборов с автоматическим переключением параметров настройки. При построении АСР мощности энергоблоков особое внимание следует обращать на характер возмущений и ограничивающие факторы, так как они определяют структуру и параметры настройки системы. Отсутствие этих данных приводит к отрицательным результатам. Одновременно необходимо более широко использовать возможности теплосилового оборудования. Для правильного устранения аварийной ситуации должно быть проведено технико-экономическое обоснование очередности технологических операций на энергоблоках [75]. Создание АСР мощности предъявляет повышенные требования к регулирующей аппаратуре и исполнительным механизмам, повышение качества которых требует проведения дополнительных мероприятий. Это подтверждает также анализ неплановых полных сбросов нагрузки энергоблоками энергосистемы «Eleciricite de France» [76]. Необходимо следить за состоянием регулятора скорости турбин и исполнительных механизмов первичных регуляторов котла. В связи с этим имеет большое значение разработка требований к оборудованию энергетических блоков мощностью 300 МВт и выше, определяемых условиями их автоматизации [356].
Решение перечисленных задач и ряды других с использованием только элементов аналоговой техники затруднительно. Развитие интегральной электроники позволило внедрять на тепловых электрических станциях достаточно простые цифровые устройства, которые ни сравнению с аналоговыми имеют более широкие возможности г высокие показатели работы. Развитие АСУ электростанций и энергосистем выдвигает требование разработки и создания АСУ энергоблоков, составная часть которых — АСР мощности. В работе приведен опыт применения прямою цифрового управления па энергоблоках мощностью 500 и 750 МВт в США. Аналоговые АСР энергоблока являются резервными. По данным японских авторов, АСР энергоблока мощностью 450 МВт с использованием ЭВМ типа HIDIC 500 на ТЭС «Сакайдэ» выполняет следующие функции: пуск — останов; регулирование расходов топлива и питательной воды и др. Эффективное применение ЭВМ должно сократить затраты по обслуживающему персоналу, повысить надежность и готовность оборудования. В связи с этим надежность и готовность системы управления с использованием одной ЭВМ не должны быть ниже уровней, достигнутых с помощью аналоговых элементов автоматики [78] В работе [79] рассмотрены принципы построения систем управления с несколькими ЭВМ для ТЭС. Основным вариантом построения системы является применение для одного объекта двух малых и одной большой ЭВМ или двух больших ЭВМ. При этом важен оптимальный выбор сети каналов связи между объектом и используемыми ЭВМ. Главная цель использования ЭВМ при регулировании — это расчет и выдача уставок по заданию аналоговым регуляторам, положению исполнительных механизмов при прямом цифровом управлении, а также коррекция параметров настройки аналоговых регуляторов в случае изменения динамических свойств объекта [80]. В работе [81] приведены структурные особенности построения АСУ энергоблоками мощностью 300—1200 МВт на основе аппаратуры «Комплекс-АСВТ». В 1974—1980 гг. должно быть установлено на электростанциях более 50 таких АСУ 182]. В Белорусском филиале ЭНИНа им. Г. М. Кржижановского в качестве комплекса технических средств типовой АСУ ТЭС предлагают использовать 2-процессорный вариант на базе ЭВМ типа М-6000 или М-7000.
Внедрение АСУ «Комплекс-АСВТ» начато на энергоблоках мощностью 800 МВт Славянской ГРЭС, энергоблоках мощностью 500 МВт Экибастузской ГРЭС-1, энергоблоках мощностью 300 МВт Ставропольской и Рязанской ГРЭС, а также на энергоблоках мощностью 250 МВт Киевской ТЭЦ-5 Опыт создания отечественных АСУ мощными энергоблоками обобщен в работе [83], а основные принципы построения и функционирования АСУ ТЭС — в работе [84]. Внедрение пускового комплекса первой очереди АСУ Молдавской ГРЭС позволило улучшить экономичность работы энергоблоков [361]. В качестве примера возможного эффективного использования ЭВМ для целей регулирования может быть автоматическая оптимизация процесса горения в топке котла. Промышленная эксплуатация системы экстремального регулирования с ЭВМ показала прирост к.п.д. когда примерно на 0,5—0,7% [85].
К настоящему времени вопросы построения АСР мощности энергоблоков еще не решены полностью, поэтому необходимо проводить дальнейшие исследования по всем направлениям развития данных систем для всестороннего удовлетворения возросших к ним требований эксплуатации.
