Проблема регулирования частоты сети и мощности энергоблоков и ее решение на средствах АСУ ТП
Лыско В. В., Биленко В. А., Свидерский А. Г., кандидаты техн. наук, Меламед А. Д., инж. ЗАО “Интеравтоматика”
Участие энергоблоков в первичном регулировании частоты сети и во вторичном автоматическом регулировании частоты сети и перетоков мощности в энергосистеме, в том числе и в нормированном регулировании по приказу РАО “ЕЭС России” № 524 от 18/IX 2002 г., а также обеспечение готовности энергооборудования участвовать в выполнении энергосистемных задач противоаварийной автоматики (ПАА) требуют решения на современном уровне задач регулирования параметров турбины и котла и наличия необходимых технических средств для реализации этого.
ЗАО “Интеравтоматика” накопило значительный опыт построения схем регулирования, обеспечивающих управляемость котлов в полностью автоматическом режиме (в пределах регулировочного диапазона); этот опыт касается как котлов, работающих на газе, так и пылеугольных котлов, которые, как известно, являются значительно более сложными объектами управления, чем газомазутные котлы.
По сравнению с немецким прототипом, в технические средства ТПТС добавлены разработанные ЗАО “Интеравтоматика” и ВНИИА специализированные функциональные модули повышенного быстродействия для решения задач управления турбиной. Разработан также электронный модуль управления электрогидравлическим/электромеханическим преобразователем (ЭГП/ЭМП), встраиваемый в шкаф ТПТС. Специализированный модуль регулирования турбины входит теперь и в состав Simatic S7. Таким образом, впервые весь комплекс задач контроля и управления турбоагрегатом и энергоблоком в целом, включая задачи первичного регулирования частоты вращения и ПАА, реализуется на однородных технических средствах.
К настоящему времени системы автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) на технических средствах АСУ ТП поставки ЗАО “Интеравтоматика” уже реализованы и работают на пылеугольных энергоблоках 800 МВт Березовской ГРЭС-1 [1], на газомазутных и газовых энергоблоках 800 МВт № 2 Пермской ГРЭС [2], 200 МВт № 1 и 2 Щекинской ГРЭС, № 16 Сургутской ГРЭС-1 (на Сургутской ГРЭС работа проводилась совместно с ИК “Кварц”). На нескольких энергоблоках мощностью 200 и 300 МВт аналогичные системы находятся в стадии разработки и внедрения.
Сразу же после того, как приказом РАО ЕЭС № 368 от 3/VII 2000 г. была поставлена задача обеспечения участия электростанций в первичном регулировании частоты, ЗАО “Интеравтоматика” определило два основных возможных варианта создания систем регулирования частоты и мощности энергоблоков 200-800 МВт при реконструкции их АСУ ТП [3].
Вариант 1. Полная одновременная реконструкция АСУ ТП энергоблока с реализацией всех систем автоматики котла и турбины, включая и модернизацию (или, при необходимости, создание) системы регулирования частоты и мощности. Будем называть такие АСУ ТП полномасштабными, понимая под этим АСУ ТП, которые предусматривают автоматизацию практически для всего оборудования энергоблока и всех функций управления.
В рамках полномасштабной автоматизации, в свою очередь, возможны различные варианты автоматизации управления турбиной.
Вариант 1.1. Для энергоблоков, не предназначенных к нормированному регулированию (как правило, речь идет о блоках с котлами, работающими на пылеугольном топливе), замена старой электрической части системы регулирования (ЭЧСР) турбины на ЭЧСР на средствах ТПТС или Simatic с сохранением типового набора функций (или создание новой ЭЧСР на этих средствах, если ранее ЭЧСР на энергоблоке отсутствовала).
Реконструкция электрической части системы регулирования турбины или ее создание особенно актуальны в настоящий момент, поскольку для большинства турбин мощностью 200 МВт и менее поставка даже простейших электрических устройств, дополняющих гидравлическую систему регулирования, не предусматривалась, а электроприставка ЭПК-300, комплектно поставлявшаяся ЛМЗ с турбинами К-300, уже давно физически и морально устарела и, по мнению станций, требует немедленной замены. Нуждаются в замене и различные модификации ЭЧСР, поставлявшиеся ЛМЗ комплектно с турбинами К-300 и К-800.
Рис. 1. Укрупненная структурная схема управления нагрузкой энергоблока
Вариант 1.2. Создание на турбине современной электрогидравлической системы регулирования с цифровым первичным регулятором частоты вращения и реконструкцией гидравлической системы регулирования, в результате которой гидравлическая система заметно упрощается.
Дополнительно к вариантам 1.1 и 1.2 может быть внедрена электронная противоразгонная защита, позволяющая проводить ее испытания без разгона ротора турбины выше номинальной частоты вращения и сохраняющая на время испытаний защиту турбины в работе. При этом имеется возможность автоматической проверки противоразгонной защиты на работающем блоке вплоть до давления, управляющего стопорными клапанами, однако без их посадки.
Вариант 2. При недостатке средств возможно вести работы по внедрению полномасштабных АСУ ТП энергоблоков - что является по существу конечной целью работы специалистов по автоматизации – по стадийно, рассматривая систему регулирования частоты и мощности, удовлетворяющую современным требованиям и внедряемую сегодня, как важную часть или первую стадию решения задачи создания АСУ ТП блока. Конечно, само название “система регулирования частоты и мощности” условно: это комплекс основных систем регулирования котла и турбины (несколько десятков регуляторов), использующих в том числе и специализированные модули, обеспечивающие управление быстродействующими системами, связанных единой системой регулирования частоты и мощности, учета технологических ограничений, общей системой отображения информации и связи с оператором. В рамках этой системы реализуются и требования к мониторингу частоты сети и мощности, заданные СО-ЦДУ для каждого энергоблока. Таким образом, уже на этой первой стадии работы возможно качественно и за сравнительно скромные суммы обеспечить доведение регулировочных характеристик энергоблоков до международных стандартов, сохраняя возможность расширения этих систем на последующих стадиях работы до полномасштабных АСУ ТП.
Естественно, и в этом случае возможны те же решения по автоматизации управления турбиной, которые были перечислены для варианта 1. При этом в случае создания полноценной электрогидравлической системы регулирования турбины (с микропроцессорным первичным регулятором частоты вращения) будут полностью выполнены самые жесткие требования, которые предъявляются в объединенной энергосистеме Западной Европы к участию энергопроизводителей в регулировании частоты сети.
Следует, однако, отметить, что по согласованию с СО-ЦДУ на старых энергоблоках 200 МВт Щекинской ГРЭС, на турбинах которых заводом не были установлены электрогидравлические преобразователи (ЭГП), ЗАО “Интеравтоматика” в экспериментальном порядке внедрило систему АРЧМ, где за счет примененных технических решений нечувствительность по частоте сети в пределах ± 10 мГц была получена - с целью существенного сокращения затрат - без реконструкции гидравлической части системы регулирования турбины.
Системы АРЧМ по варианту 1.1 реализованы на блоках Березовской, Пермской и Сургутской ГРЭС, по варианту 2 - на блоках Щекинской ГРЭС.
Рис. 2. Укрупненная структурная схема управления нагрузкой энергоблока (при электрическом регуляторе скорости)
На рис. 1 изображена укрупненная структурная схема управления нагрузкой энергоблока для турбины с традиционной гидравлической системой регулирования, на рис. 2 - с электрогидравлической системой, в которой реализован микропроцессорный (электрический) регулятор частоты вращения ротора турбины. Узел формирования заданных значений нагрузки котла Nк.зд и турбины Nт. зд рассчитывает их по сигналам заданных значений плановой мощности Nзд.нпл, неплановой Nзд.нпл и частоты сети f с учетом технологических ограничений по турбине (ТО) и котлу (КО), а также температурного состояния турбины (ТСТ). При действии устройств энергосистемной противоаварийной автоматики (ПАА) выполняется длительная и/или кратковременная разгрузка турбины. При долговременной разгрузке от внешних устройств в том или ином виде поступает сигнал разгрузки Nзд.внпа, на его основе устанавливается новое значение послеаварийной мощности Nзд. па, которое передается также на котел. На рисунках показаны каналы (а не сигналы) связи между функциональными блоками. Каждый канал включает в себя различное число аналоговых и дискретных сигналов.
При создании системы регулирования турбины, работающей в блоке с отечественным прямоточным котлом, особое внимание следует обратить на обеспечение эффективной совместной работы турбины и котла как при нормальной работе (в режиме регулирования частоты сети в соответствии с нормативными документами), так и в пусковых режимах. Как известно, на отечественных прямоточных котлах режим автоматического регулирования давления пара за котлом путем воздействия на котел не используется ни в нормальных, ни в пусковых режимах. В то же время все требования отечественных и международных нормативных документов к энергоблоку в целом должны выполняться.
Как правило, зарубежные фирмы, занимающиеся системами регулирования турбин, всю тяжесть решения этой задачи возлагают на котел, требуя, чтобы системы регулирования и основное оборудование котла обеспечили качественное поддержание давления пара перед турбиной при регулировании ею мощности.
Как уже говорилось ранее, прямолинейное решение - включить на турбине регулятор мощности, а прямоточным котлом обеспечивать поддержание давления пара - в отечественной практике не реализуется.
В противоположность этому система регулирования турбины, внедряемая ЗАО “Интеравтоматика”, ориентирована на совместную работу турбины с отечественными прямоточными котлами и выполнена по структуре, соответствующей принятым в России типовым решениям [4]. Выполняя управление турбиной и котлом на общих программно-технических средствах, ЗАО “Интеравтоматика” объединяет системы регулирования турбины и котла в единую систему регулирования мощности энергоблока, реализующую все требования нормативных документов по регулированию частоты и мощности в нормальных и аварийных режимах. Решения, заложенные в структуре турбинной системы регулирования, а также “открытость” этой системы и возможность осуществлять ее наладку совместно с системами регулирования котла в координации со всем комплексом взаимных динамических связей и развязок (которые, естественно, должны быть реализованы как в системе регулирования турбины, так и в системах регулирования блока и котла) позволяют гарантировать выполнение современных требований к участию энергоблока в регулировании частоты сети и мощности.
Рис. 3. Структурная схема системы регулирования мощности энергоблока
На рис. 3 более подробно представлена структурная схема системы регулирования мощности энергоблока. Система содержит общеблочную часть, формирующую заданное значение мощности блока, систему регулирования мощности котла (СРМК), систему регулирования турбины (СРТ), систему регулирования БРОУ, а также систему учета технологических ограничений (ТО).
В состав устройства формирования заданной мощности входят следующие узлы:
ограничитель темпа задания плановой составляющей мощности ОТЗпл, который формирует текущее задание по мощности и реализует в заданном оператором темпе (dN/dt) зд новое, выставленное оператором конечное задание N пл кон;
ограничитель темпа задания неплановой составляющей мощности ОТЗ нпл, поступающего от энергосистемного уровня АРЧМ (через станционный уровень АРЧМ или напрямую);
система технологических ограничений (ТО).
Оба ОТЗ контролируют расчетные значения температурных напряжений в турбине, а также реализуют запреты на увеличение и уменьшение текущего задания в зависимости от рабочего диапазона мощности блока и возникших на блоке технологических ограничений. Границы рабочего диапазона мощности блока устанавливаются оператором с помощью задатчиков минимальной и максимальной мощности блока, системой ТО, учитывающей состав включенного оборудования, и ПАА. Эти границы Nмакс доп и Nмин доп, наряду с ограничениями по нагрузке корпусов котла (для двухкорпусных котлов), учитываются также при формировании общеблочных ограничений. Сигнал от корректора частоты сети ∆Nкчосуществляет коррекцию заданной мощности блока по частоте сети.
Согласно принятым в России типовым решениям [4] автоматическая система регулирования (АСР) мощности блока выполнена как координированная: и турбина, и котел в соответствии с выбранными параметрами настройки участвуют в отработке возмущений по мощности. При этом в статике функция поддержания электрической мощности возлагается на котел, а давления пара на турбину. Для повышения приемистости в системе регулирования турбины (СРТ) используются дополнительный сигнал по небалансу мощности (разности между ее заданным и фактическим значениями), а также динамический сигнал по изменению заданной мощности (с учетом отклонения частоты).
Рис. 4. Структурная схема электрогидравлической системы регулирования турбины
Отклонение частоты необходимым образом учитывается и при формировании Nк. зд.
Для повышения качества регулирования мощности в СРМК предусмотрена компенсация воздействия перемещения регулирующих клапанов турбины на электрическую мощность, что позволяет “развязать” СРМК и СРТ. Для развязки СРМК с корректорами температурного режима прямоточных котлов предусмотрен ввод динамически преобразованных сигналов входных рассогласований корректоров температуры на вход СРМК. Выходным сигналом СРМК является сигнал заданной нагрузки котла, преобразованный в статически и динамически скоординированные сигналы заданных расходов топлива Взд, питательной воды Wзд и воздуха Vзд.
Наличие сигналов “развязки”, сформированных в специально рассчитанных “устройствах компенсации”, обеспечивает в многосвязной системе регулирования энергоблока автономность отдельных контуров регулирования, что не только облегчает наладку и ввод системы в эксплуатацию, но и позволяет существенно повысить качество регулирования.
Включение в минимальный объем системы регулирования частоты и мощности регуляторов БРОУ связано с необходимостью обеспечения требуемого графика изменения давления пара перед турбиной, особенно при работе в режиме комбинированного скользящего давления пара. При пониженном давлении пара перед турбиной регуляторы БРОУ работают со скользящей уставкой, обеспечивая при действии ПАА поддержание давления пара перед турбиной практически на исходном уровне.
Структурная схема электрогидравлической системы регулирования турбины представлена на рис. 4.
Сигнал по частоте вращения, образованный из сигналов трех независимых датчиков, используется для формирования законов первичного и вторичного регулирования частоты (для чего передается через корректор частоты в СРМК). Сигнал по мощности генератора поступает от быстродействующих преобразователей мощности и используется в схемах ПАА, вторичного регулирования мощности и также передается в СРМК.
Регулятор мощности, давления пара и положения клапанов турбины реализует необходимый закон регулирования турбины в режиме комбинированного скользящего давления пара (с учетом дополнительного перемещения клапанов турбины с целью получения заданной статической характеристики турбины при пониженном исходном давлении пара перед турбиной).
Закон регулирования частоты вращения (первичное регулирование) формируется цифровым путем. Выходной сигнал электронной части системы регулирования турбины через электрогидравлические/электромеханические преобразователи (ЭГП/ЭМП) воздействует на регулирующие клапаны части высокого давления Нрк вд и части среднего давления Hрк сд турбины, обеспечивая их необходимое перемещение.
В функции модулей, имеющих повышенное быстродействие, входят также прием и расчет сигналов частоты вращения, формирование производной частоты вращения, формирование дискретных сигналов, используемых в схемах защиты по превышению частоты вращения; с помощью этих модулей реализованы и все прочие функции ПАА, которые закладывались в типовую ЭЧСР.
Все решения по реконструкции систем регулирования турбин технически и организационно согласованы с ЛМЗ и выполняются совместно с заводом. Аналогичное согласование и согласие на совместную работу получено для турбин К-300 от харьковского объединения “Турбоатом” и для турбин Т-250 от Уральского турбомоторного завода.
Новые технические средства прошли успешную апробацию на газотурбинной установке ГТЭ-110, на паровых турбинах К-25 Калужского турбинного завода.
На блоках 800 МВт Березовской ГРЭС в составе АСУ ТП, выполненных на средствах ТПТС, внедрены реализованные на этих же средствах ЭЧСР, предназначенные для замены ЭЧСР производства ВЭИ, и в полном объеме реализованы системы АРЧМ пылеугольных блоков, работающих в режиме скользящего давления пара. Введена в эксплуатацию аналогичная система на газовом блоке 800 МВт Пермской ГРЭС.
Список литературы
- Модернизация АСУ ТП энергоблоков 800 МВт Березовской ГРЭС-1 / Белый В. В., Киселев Ю. А., Савостьянов В. А. и др. - Электрические станции, 2004, № 1.
- Результаты испытаний противоаварийных разгрузок на энергоблоке К-800-240 Пермской ГРЭС / Черномаз И. З., Рогачев Р. Л., Андриенко В. И. и др. - Электрические станции, 2004, № 1.
- Проблемы совершенствования регулирования частоты в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка и программные задачи по подготовке к синхронной работе энергообъединений Востока и Запада / РАО “ЕЭС России”. М.: ОРГРЭС, 2002.
- Система автоматического регулирования частоты и мощности блочных ТЭС с прямоточным котлами / Давыдов Н. И., Меламед А. Д., Трахтенберг М. Д., Фотин Л. П. - Теплоэнергетика, 1979, № 8.
