Стартовая >> Архив >> АЧР энергосистем

Работа установок СН электростанций при снижении частоты - АЧР энергосистем

Оглавление
АЧР энергосистем
Введение
Влияние снижения частоты на работу энергосистемы
Допустимые отклонения частоты по условиям работы турбин
Работа установок СН электростанций при снижении частоты
Управляемость агрегатов электростанций
Статические характеристики энергосистемы по частоте
Лавина частоты
Особенности аварий в современных крупных энергообъединениях
Требования к АЧР
Категории разгрузки, уставки
Совмещение действия АЧР1 и АЧР2
Автоматическая частотная разгрузка с зависимой характеристикой
АЧР с использованием фактора скорости снижения частоты
АЧР как средство автоматической ликвидации аварии
Влияние реакции тепловых электростанций на работу АЧР
АЧР при больших дефицитах мощности
Делительная автоматика по частоте
Расчет аварийной разгрузки
Пример расчета аварийной разгрузки
Задачи и основные принципы выполнения ЧАПВ
ЧАПВ с контролем изменения частоты
Аппаратура и схемы
ИВЧ
РЧ-1
Схемы АЧР и ЧАПВ
Схемы дополнительной разгрузки и делительной автоматики по частоте
Применение микроЭВМ для аварийного управления нагрузкой
Действие АЧР и ЧАПВ в асинхронных режимах и при синхронных качаниях
АЧР как средство ресинхронизации
Специальные вопросы АЧР
Снижение частоты при отключении подстанций в цикле АПВ и АВР
Совместное использование АЧР и АВР потребителей
Особенности работы АЧР в энергосистеме с преобладанием ТЭЦ
Комбинированные АЧР и ЧАПВ
Опыт применения аварийной разгрузки в СССР
Аварийная разгрузка и опыт ее применения за рубежом

Работа установок собственных нужд электростанций при снижении частоты

Снижение частоты в энергосистеме приводит к снижению производительности механизмов собственных нужд электростанций. Надежность работы механизмов собственных нужд при снижении частоты в значительной степени определяет возможность работы в таких режимах как самих электростанций, так и всей энергосистемы в целом.
Тепловые электростанции. Наиболее существенно снижение частоты сказывается на работе тепловых электростанций. В зависимости от тепловой схемы станции, конструктивных особенностей тепломеханического оборудования, степени автоматизации станций снижение частоты может приводить как к снижению мощности станций, так и к их полному останову из-за отключения оборудования технологическими защитами. В первую очередь снижение частоты сказывается на работе таких механизмов собственных нужд тепловых электростанций, как питательные и циркуляционные насосы, вентиляторы, дымососы, т.е. механизмов, производительность которых имеет высокую зависимость от частоты. Как показали многочисленные исследования и опыт эксплуатации, наиболее существенно влияние снижения производительности питательных электронасосов тепловых электростанций.
Все турбоагрегаты с давлением пара 13 МПа и ниже работают с питательными электронасосами (ПЭН), а турбоагрегаты с давлением более 13 МПа—с питательными турбонасосами (ПТН). В связи с ростом числа электростанций с блоками мощностью более 150 МВт, вырабатывающими в настоящее время основную часть энергии, особую важность приобретает вопрос работы таких станций в аварийных режимах с понижением частоты. При этом целесообразно рассмотреть отдельно, как ведут себя при снижении частоты собственные нужды трех групп: блоков 150—200 МВт с барабанными котлами и ПЭН, блоков 150—200 МВт с прямоточными котлами и ПЭН, блоков 300 МВт и более с ПТН. Экспериментально этот вопрос пока исследован недостаточно.

Рассмотрим теперь, как отражается изменение параметров механизмов собственных нужд и прежде всего питательных насосов на работе агрегата. Считаем при этом, что агрегаты несут номинальную нагрузку, вращающийся резерв мощности отсутствует.
Блоки с прямоточными котлами. Анализ влияния частоты на работу блочных агрегатов с прямоточными котлами выполним для двух вариантов—для блоков, работающих без регулятора давления пара перед турбиной «до себя» (РДС), и для блоков, работающих с такими регуляторами. Для исследования этого вопроса САО Союзтехэнерго были проведены испытания на блоках, 200 МВт Джамбулской ГРЭС [28, 34].
Испытания проводились следующим образом. Блок с нагрузкой 205— 207 МВт вместе с остальными блоками работал параллельно с энергосистемой. На блоке вводились в работу штатная автоматика (питания, регулирования воздуха, топлива, разрежения, впрысков) и все технологические защиты. Питание собственных нужд 6 кВ блока производилось от выделенного генератора соседней ТЭЦ по изолированной схеме через трансформатор собственных нужд ГРЭС Собственные нужды регулирующего генератора переводились на другой генератор ТЭЦ, АВР питательного насоса выводился из работы
Производилось пять циклов изменения частоты—от 50 до 49, 48, 47, 46, 45 Гц Длительность цикла 2—5 мин, время между циклами 3—5 мин. Изменение частоты осуществлялось воздействием на синхронизатор регулируемой турбины ,с максимально возможной скоростью. Методика, принятая при испытаниях, когда частота снижается только на шинах собственных нужд, а турбина и генератор работают с номинальной частотой, не совсем точно отражает реальную аварийную ситуацию в энергосистеме, поскольку в эксперименте исключалась реакция автоматического регулятора частоты вращения на изменение частоты
Снижение производительности ПЭН в результате снижения частоты приводит к уменьшению расхода и давления питательной воды. Как следствие этого, падают паропроизводительность котла и давление по тракту котла, в том числе и давление перед турбиной.
Испытания показали, что при изменении частоты в диапазоне 50—45 Гц при отсутствии РДС и вращающегося резерва зависимость мощности агрегата от частоты практически линейна и может быть с достаточной для практических целей точностью записана так, отн. ед.:

(1.55)
где кр=1,4.
Так, при снижении частоты до 45 Гц (на 10%) снижение мощности блока составило 14%, при этом давление перед турбиной Да счет снижения давления питательной воды снизилось на 35—40%.
Испытания проводились при условии, когда нагрузка агрегата была близка к максимальной, т. е. регулирующие клапаны турбины были открыты практически полностью. Если же агрегат в исходном режиме имеет резерв мощности, то при снижении частоты на изменение параметров блока будет оказывать влияние не только снижение нагрузки котла за счет снижения производительности ПЭН, но и увеличение открытия регулирующих клапанов под действием регулятора частоты вращения. Испытания показали, что блок при отсутствии РДС может определенное время устойчиво работать в диапазоне 50—45 Гц без каких-либо нарушений технологического процесса, однако длительная работа блока при глубоком снижении частоты может привести к срабатыванию защиты от понижения давления перед встроенной задвижкой на котле и отключению блока.

Рис 1.12. Зависимость активной мощности Р, расхода питательной воды q, расхода пара D и давления р, развиваемого ПЭН, от частоты (блок 200 МВт Джамбулской ГРЭС, котел ПК-47-3, турбина К-200-130, генератор ТГВ-200, топливо—газ).

I — экспериментальные характеристики Р, q, D— = φ(/), 2—расчетная характеристика ο = φ (/) (расчет при А,, = 13 МПа, Ар„„ = 22— 24 МПа), 3—экспериментальная характеристика р = <$>(/)
При наличии на турбинах РДС последний, реагируя на падение давления перед турбиной, прикрывает регулирующие клапаны турбины, что приводит к дополнительному снижению расхода пара и воды. По мере того как снижается паропроизводительность котла, уменьшается мощность турбоагрегата. Таким образом, при наличии РДС снижение частоты в системе приводит к уменьшению мощности блока при неизменном давлении пара перед турбиной. Мощность блока при снижении частоты может быть рассчитана по тому же выражению (1.55), где =2,3--2,7. Аналогичные зависимости получены и для расхода питательной воды и пара. Эти характеристики приведены на рис. 1.12. Близкие результаты были получены в 1968 г. персоналом Иркутской ТЭЦ при испытаниях по определению зависимости расхода питательной воды от частоты на собственных нуждах блока 150 МВт (котел ПК-24).
При резком снижении частоты давление перед турбиной при наличии РДС поддерживалось постоянным, но давление по тракту котла несколько снижалось, например при резком снижении частоты до 45 Гц на выходе ПЭН оно упало на 15—17%. Блок нормально работал при понижении частоты до 10% без каких-либо нарушений технологического режима и срабатывания защит.
При наличии вращающегося резерва и действии регулятора частоты вращения давление пара перед турбиной начнет падать, однако РДС, восстанавливая давление, вновь прикроет регулирующие клапаны, в результате этого расход пара и нагрузка турбины начнут падать. Таким образом, в результате того, что действие регулятора частоты вращения нейтрализуется действием РДС, изменение мощности блока и при наличии резерва будет таким же, какое получено в эксперименте, где не учитывалось действие регулятора частоты вращения.



Рис. 1 13 динамические характеристики блока с прямоточным котлом: а—эксперимент, РДС введен, 6—эксперимент, РДС выведен, штриховые кривые—частота, сплошные кривые — мощность блока, 1, 2. 3— номера опытов, в—/—V—при введенном РДС, Г—V—при выведенном РДС, частота изменяется по экспоненциальному закону с постоянной времени τ, равной. /, Г—Ос (скачком), //, ΙΓ — 5с, III. III’—10с; IV,IV — 20 с, V, К —30 с
Для энергоблока с прямоточным котлом при наличии РДС критическая частота, рассчитанная по (1.53), составляет 37,9—40,4 Гц. Понятие статического напора для прямоточного котла при отсутствии на турбине РДС теряет смысл, и (1.48) принимает вид
(1.56)
откуда видно, что критическая частота /жр=0 (см. табл. 1.2). В действительности из-за инерционности котла /гр несколько выше. Анализ динамических характеристик изменения мощности блока при снижении частоты (рис. 1.13, а, б) показал, что снижение мощности блока зависит от скорости снижения частоты, но изменение нагрузки агрегата происходит сравнительно медленно. Вначале мощность блока остается неизменной в течение 15—30 с, установившееся значение мощности достигается через 2—3 мин при наличии РДС и через 4—5 мин при его отсутствии.
По данным испытаний и результатам расчетов на аналоговых машинах, в [28] рекомендованы динамические характеристики блоков с прямоточными котлами при различном характере снижения частоты, приведенные на рис. 1.13, в.
39

Рис. 1.15. Экспериментальные статические характеристики блока 150 МВт с барабанным котлом (котел ТГМ-94, турбина К-160-130, генератор ТВВ- 165, топливо—газ)·
1—расход питательной воды; 2— давление, развиваемое ПЭН

Рис. 1.14. Расчетная динамическая характеристика блока с прямоточным котлом при изменении частоты в цикле работы АЧР: 1—изменение частоты; 2 -изменение мощности при введенном РДС; 3— то же при выведенном РДС
При изменении частоты в цикле снижение — восстановление (например, при работе АЧР) изменение мощности в динамическом процессе будет меньше, чем в статическом установившемся режиме (рис. 1.14), причем разница будет тем существеннее, чем меньше длительность этого цикла. Как показывают расчеты, при нормальной работе АЧР, когда длительность цикла снижения и подъема частоты составляет не более 60—90 с, а минимальные значения частоты 46—47 Гц, никаких нарушений технологического режима работы блоков с прямоточными котлами происходить не должно.
Как следует из приведенных выше данных, с точки зрения допустимой длительности работы блоков с прямоточными котлами при глубоких снижениях частоты условия при наличии на турбинах РДС оказываются более благоприятными, чем при отсутствии этого регулятора. Однако снижение мощности блоков без РДС существенно меньше, и этот эффект является определяющим с точки зрения энергосистемы в целом. Кроме того, как показано в § 1.6, работа с такими регуляторами исключает возможность мобилизации вращающихся резервов блоков при снижении частоты, что препятствует ликвидации аварий, а в ряде случаев является причиной их развития.
Энергоблоки с барабанными котлами. Снижение частоты и, как следствие, снижение расхода питательной воды (рис. 1.15) приводит в конечном итоге к непрерывному снижению уровня воды в барабане котла.

Рис. 1.16. Расчетные динамические характеристики блока с барабанным котлом в цикле снижение-восстановление частоты (Н—уровень воды в барабане котла)

Рис. 1.17. Зависимость допустимой длительности работы блоков 150-200 МВт
с барабанными котлами от уровня снижения частоты 1 — частота снижается скачком, 2 - частота снижается- экспоненциально с постоянной времени т = 3с, 3—то же с т=5с
Через определенный промежуток времени этот уровень может достигнуть уставки срабатывания защиты, контролирующей уровень в барабане и отключающей энергоблок, поэтому длительная работа блоков с барабанными котлами при пониженной частоте без разгрузки блока вручную персоналом невозможна. В то же время, как показали расчеты [29, 34], при нормальной работе АЧР в энергосистеме уровень в барабане котла блоков 150—200 МВт в цикле снижения и восстановления частоты не достигает уставки срабатывания защиты, контролирующей уровень воды в барабане (рис. 1.16). На рис. 1.17 приведены расчетные зависимости допустимой длительности работы блоков 150—200 МВт с барабанными котлами от уровня снижения частоты [29 ].
Энергоблоки мощностью 300 МВт и более с питательными турбонасосами. Блоки мощностью 300 МВт и выше оснащаются питательными турбонасосами (ПТН) и пускорезервными электронасосами. Последние включаются только при пусках до набора блоком нагрузки 50% номинальной и резервируют основные турбонасосы при аварийных выходах из строя. Как правило, блоки мощностью 300 МВт и более по экономическим соображениям работают с нагрузкой большей, чем 50%, т. е. при анализе их работы в условиях аварийного понижения частоты можно считать, что агрегаты работают с турбонасосами.
Частота вращения и расход пара приводной турбины насоса, определяющий его производительность, зависят от положения регулирующих клапанов приводной турбины и нагрузки (расхода пара) основной турбины. Если нагрузка турбины блока остается постоянной при снижении частоты, то производительность питательного насоса и параметры блока практически можно считать неизменными в достаточно большом диапазоне изменения частоты. Если же под действием АРЧВ будет изменяться расход пара через основную турбину, то аналогично будет меняться и расход пара через приводную турбину и, следовательно, производительность ПТН. При этом должно, в принципе, сохраняться равновесное состояние между поступлением в котел питательной воды и расходом острого пара в турбину. Таким образом, блок может достаточно длительно работать при пониженной частоте без каких-либо нарушений.
Если блок работал в исходном режиме с нагрузкой менее 50% (на одном из двух корпусов котла) и подача воды в котел осуществлялась пускорезервным электронасосом, то при анализе режимов со снижением частоты для него остаются справедливыми все выводы по работе блоков с ПЭН, сделанные выше.
Тепловые электростанции среднего и низкого давления с поперечными связями. Электростанции, вырабатывающие тепловую энергию, имеют, как правило, поперечные связи по питательной воде и пару. Исследования, проведенные на таких станциях, показали, что и на них в наиболее неблагоприятных условиях при снижении частоты находятся питательные электронасосы. Вместе с тем условия работы таких станций при изменении частоты могут существенно отличаться от условий блочных электростанций.
Технологическое оборудование современных крупных ТЭЦ имеет много общего с оборудованием блочных установок с барабанными котлами. Однако специфика загрузки агрегатов ТЭЦ создает иные условия ее работы при аварии. Электрическая мощность электростанций с промышленными и теплофикационными отборами пара зависит от количества теплоты, отдаваемой потребителям. Это обусловливает неравномерность загрузки агрегатов и приводит к созданию дополнительного резерва по воде, который может быть использован при увеличении нагрузки части агрегатов. С другой стороны, значительные объемы пара в коллекторах и трубопроводах снижают в динамике эффект падения уровня в барабанах котлов при снижении частоты.
Эти выводы подтверждаются рядом экспериментов. Например, измерение уровня в барабане котла на одной из ТЭЦ (котел БКЗ-160-100ГМ, турбина ВПТ-25-4) при экспериментальном снижении частоты на 3% не выявило его отклонения (при этом нагрузка станции составляла 70% номинальной, один котел нес номинальную нагрузку, оперативный персонал в режим работы не вмешивался). Вместе с тем в отдельных случаях были зафиксированы и значения критической частоты, близкие к 45 Гц, что, по-видимому, определялось оборудованием собственных нужд конкретных станций, загрузкой агрегатов и т. д. В целом же можно сделать вывод, что влияние снижения частоты на режим работы станций с поперечными связями менее существенно, чем для блочных электростанций.
Хотя, как указывалось выше, режим работы тепловых электростанций и значение вырабатываемой ею мощности при аварийном снижении частоты в наибольшей степени определяются производительностью питательных насосов, некоторое влияние оказывает и реакция на снижение частоты других механизмов собственных нужд. Снижение частоты приводит к падению производительности циркуляционных насосов. Расход циркуляционной (охлаждающей) воды обычно не регулируется и при снижении частоты на 1 Гц уменьшается примерно на 3%. Это приводит к изменению вакуума в конденсаторах турбин на 0,05—0,15% (в зависимости от температуры охлаждающей воды), что при полной загрузке агрегата вызывает примерно такое же уменьшение его мощности (а при неполной загрузке агрегата такое же снижение его экономичности). На многих электростанциях по ряду причин (занос газовоздушных трактов, повышенные присосы воздуха в газоходы и т. д.) запасы по производительности тягодутьевых механизмов (дымососов) практически отсутствуют. В этих условиях падение их производительности при аварийном снижении частоты может приводить к снижению паропроизводительности котлов и мощности агрегатов (до 2% на 1 Гц снижения частоты). Понижение частоты отрицательно сказывается и на работе механизмов пылеприготовления. Падение частоты вращения барабанов мельниц, а также мельничных и дутьевых вентиляторов приводит к уменьшению производительности мельниц (до 3—3,5% на 1 Гц снижения частоты), что в конечном итоге также может вызывать снижение мощности агрегатов.
В ряде тяжелых аварий с глубоким снижением частоты наблюдались самопроизвольные закрытия стопорных клапанов на турбинах. Первопричиной такого срабатывания стопорных клапанов являлось обусловленное снижением частоты падение напора главного насоса системы регулирования турбины, расположенного на валу турбины либо приводимого во вращение асинхронным двигателем, хотя при правильной настройке стопорных клапанов их самопроизвольное закрытие должно происходить, как правило, при частотах около 40 Гц и ниже [80].
Имели место случаи сброса нагрузки агрегатами при аварийном снижении частоты из-за отключения ряда механизмов собственных нужд защитами от снижения напряжения. Все это говорит о том, что вопросу обеспечения надежной работы всех собственных нужд электростанций, правильной настройке их защит и автоматики должно быть уделено самое серьезное внимание, а экспериментальные исследования по анализу работы всего, комплекса механизмов собственных нужд при аварийных отклонениях частоты в энергосистеме должны быть продолжены.

Атомные электростанции.

Падение производительности и напора главных циркуляционных насосов (ГЦН) АЭС при снижении частоты приводит к снижению мощности агрегатов и ухудшению теплофизического состояния в активной зоне реактора. Вопросы количественной оценки влияния снижения частоты на протекание процессов в реакторе, работу технологических защит ГЦН и систем защиты и управления реактором, вопросы оценки допустимости режимов работы реактора при различной глубине и длительности снижения частоты изучены недостаточно и должны быть предметом специальных исследований для различных типов реакторов. Энергоблоки АЭС с турбинами 220 и 500 МВт работают с питательными электронасосами. Уменьшение производительности и напора ПЭН при снижении частоты и отсутствии резервов по производительности насосов приводит, как и на ТЭС, к снижению мощности АЭС (до 2,5—3% на 1 Гц снижения частоты). В реакторных установках АЭС имеются многочисленные вспомогательные системы, основным компонентом которых являются насосы (системы подпитки реакторных установок, системы уплотняющей воды ГЦН, системы технического водоснабжения и т. д.). Существенное падение производительности и напора центральных насосов вспомогательных систем при снижении частоты создает угрозу нарушения безопасности работы АЭС. Вопрос влияния снижения частоты на работу вспомогательных систем АЭС также исследован недостаточно и требует детальной дополнительной проработки.



 
« Аппаратура импульсного контроля фазового угла по линии электропередачи   Балансная защита повышенной чувствительности на батарее БСК-110 »
электрические сети