Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России

Первичное регулирование - Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России

Оглавление
Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России
Выполнение требований по регулированию частоты
Первичное и вторичное регулирование
Экономические факторы для компенсации затрат
Синхронное объединение ЕЭС России с европейскими энергосистемами
Синхронное объединение - выполненные работы и основные результаты
Синхронное объединение - исследования и организационные мероприятия в России
Регулирование частоты и мощности
Достигнутые характеристики регулирования в TESIS и ЕЭС России
Обеспечение надежности и противоаварийное управление
Синхронное объединение - выводы и предложения по обеспечению надежности
К определению научно-технических проблем и программных задач
Тепловые электростанции
Атомные электростанции
Первичное регулирование
Вторичное регулирование
Качество мощности и энергии, поставляемой энергоустановкой
Совершенствование нормативных и методических материалов
Разработка новых методических материалов
Оценка погрешности формирования ошибки регулирования по критерию сетевых характеристик
Регулирование частоты в энергосистемах России в современных условиях
Основные принципы первичного регулирования в энергосистемах России
Вторичное регулирование режима в энергосистемах России
Протокол совместного заседания
Решение по протоколу
Организация регулирования частоты, технические требования
Предложения ВНИИЭ по техническим требованиям к характеристикам электростанций
Заключение экспертной комиссии по докладу ОРГРЭС
Анализ параллельной работы по условиям статической устойчивости

В процессе совершенствования ПР необходимо решить следующие задачи:

  1. Улучшить поддержание частоты сети в низкочастотном диапазоне ее отклонений с минутными периодами и выше.

Частота сети с меньшими периодами отклонений, по данным НИИПТ, в ЕЭС России стабилизируется действующим ПР качественно - не хуже, чем это делается в энергообъединении UCTE.
Задача должна решаться в рамках требований ГОСТ 13109-97 при зонах нечувствительности АРСВ и частотных корректоров САУМ, равных 0,3% (± 0,075 Гц), устанавливаемых в соответствии с действующими требованиями ПТЭ [1, 2]. Участие ВР в поддержании частоты сети в низкочастотном диапазоне ее отклонений должно быть минимизировано.

  1. Обеспечить выполнение требования ПТЭ по участию в ПР всех энергоустановок ЕЭС с целью минимизации участия каждой из них в отдельности в регулировании частоты и минимизации величин регулировочных диапазонов, требующихся от энергоустановок.

Выполнение требования ПТЭ позволяет облегчить условия работы технологической автоматики ТЭС, уменьшить суммарные регулировочные потери и облегчить выполнение действующих требований по маневренности ТЭС [6 - 9].

  1. Устранить отклонения частоты сети в окрестности контрольных точек задания диспетчерского графика нагрузки электростанций.
  2. Обеспечить возможность улучшения поддержания частоты сети на случай параллельной работы ЕЭС России и UCTE в соответствии с правилами ПР и ВР частоты и активной мощности в UCTE при уменьшении зоны нечувствительности ПР до величины 0,04% (± 0,01 Гц).

Выполнение требований ПТЭ к участию ТЭС в ПР.

Совершенствование поддержания частоты сети в области низких частот требует обеспечивать на ТЭС регулирование давления острого пара при возмущениях АРСВ турбины по частоте путем воздействия на изменение мощности котлоагрегата.
На приведение в порядок систем регулирования давления (СРД) ТЭС ориентированы мероприятия, предусматриваемые приказами РАО “ЕЭС России” № 368 и № 553 и [3], с целью устранить допускаемое во многих случаях блокирование АРСВ турбин со стороны нештатных СРД.
При этом основное внимание в процессе проведения работ по включению в действие штатных СРД и по выполнению требований ПТЭ к участию ТЭС в ПР должно быть направлено на совершенствование автоматических систем регулирования нагрузки котлоагрегатов (АСРНК), без чего ввод в действие штатных СРД невозможен. Уровень совершенствования АСРНК должен быть достаточен для обеспечения возможности работы технологической автоматики котлоагрегата в полностью автоматическом режиме при изменении нагрузки энергоблока по диспетчерскому графику и при знакопеременных воздействиях по частоте, оказываемых на АСРНК в САУМ энергоблоков с частотными корректорами (ЧК).
Основная проблема в части совершенствования технологической автоматики, возникающая при привлечении ТЭС к участию в ПР, заключается в неприспособленности технологической автоматики, например, регуляторов температур по паровому тракту котла и экономичности сжигания топлива, к работе при небольших (3 - 5%), но непрерывных знакопеременных возмущениях АСРНК. В настоящее время опыт такой работы в эксплуатационной практике ТЭС в ЕЭС России отсутствует.
Для действенной подготовки ТЭС к участию в регулировании частоты в дополнение к [3] должны быть определены пути ликвидации узких мест штатной технологической автоматики и разработаны соответствующие рекомендации по ее совершенствованию до уровня, обеспечивающего автоматический режим регулирования технологических параметров при любом виде внутренних и внешних возмущений энергоустановки.
Мероприятия на ТЭС по выполнению заданий приказа № 368 должны разрабатываться и выполняться на основе этих рекомендаций.
В доработке и коррекции нуждается также методическое пособие [4], регламентирующее условия проверки готовности ТЭС к участию в ПР.
С целью повышения достоверности оценки достигнутой степени участия ТЭС в ПР и определения величины действительно располагаемого диапазона автоматического регулирования проверка готовности ТЭС должна проводиться не только при скачкообразных, как это предусматривается пособием, но и при знакопеременных возмущающих воздействиях.
Сказанное, в первую очередь, относится к проверке готовности энергоустановок, оснащенных АРСВ с зоной нечувствительности, отвечающей требованиям UCTE, и энергоустановок, оснащенных САУМ (АСРНК) и ЧК с зоной нечувствительности, отвечающей требованиям ПТЭ и UCTE.
При этом величина действительно располагаемого энергоблоком диапазона автоматического регулирования должна определяться в частотной области на резонансной частоте АСРНК. Величина допустимого регулировочного диапазона, определенная в частотной области, может быть существенно меньше величины допустимого регулировочного диапазона, определенного для ступенчатых возмущений во временной области.
Без проверки готовности ТЭС к участию в ПР при знакопеременных возмущающих воздействиях может оказаться, что попытка энергоустановки, проверенной в соответствии с рекомендациями [4] при скачкообразных возмущениях, участвовать в ПР, когда частота не регулируется ЦКС АРЧМ, приведет к срабатыванию технологических защит энергоустановки. Не случайно, что наиболее распространенным случаем для САУМ энергоблоков, успешно прошедших приемо-сдаточные испытания при скачкообразных возмущениях, является их последующая постоянная эксплуатация лишь в режиме готовности к аварийным отклонениям частоты сети.
Отсутствие требующихся дополнений к рекомендациям [3] и констатация “Фирмой ОРГРЭС” практической невозможности реализации систем автоматического регулирования энергоблоков, участвующих в регулировании частоты, на традиционной аналоговой аппаратуре ставят под сомнение выполнимость в настоящее время требований ПТЭ к участию действующих блочных ТЭС в регулировании частоты.
Для выполнения требований ПТЭ оказывается необходимой коренная реконструкция технологической автоматики энергоблоков на базе современных программно-технических средств, которая должна быть осуществлена, например, в соответствии с предложениями ЗАО Интеравтоматика и “Фирмы ОРГРЭС”.

Статизм энергосистемы.

При оценке реакции ПР энергосистемы на скачкообразные отклонения частоты в характеристике ПР энергосистемы должны различаться величины статизма энергосистемы, определяемые в момент завершения работы эквивалентного АРСВ эквивалентной турбины контролируемой энергосистемы и в момент завершения работы эквивалентного АСРНК эквивалентного котлоагрегата энергосистемы. Правилами ПР и ВР частоты и активной мощности в UCPTE и [22] требуемая определенность не вносится.
Первый из названных статизмов требует нормирования по условию надежности ведения режима энергосистемы и стабилизации высокочастотных колебаний частоты сети, второй - по условиям стабилизации низкочастотных колебаний частоты сети и поддержания баланса генерации и потребления мощности в энергосистеме при допустимом установившемся отклонении частоты. Соответственно эти статизмы могут условно именоваться “статизмом надежности” и “статизмом баланса”.
Статизм надежности при скачкообразном возмущении в энергосистеме определяет величину текущего отклонения частоты в начале переходного процесса на интервале времени 20 - 30 с, статизм баланса - величину установившегося отклонения частоты в конце переходного процесса на интервале времени 10-15 мин.

Ограничение отклонений частоты сети в окрестности контрольных точек диспетчерского графика нагрузок электростанций.

В настоящее время диспетчерский график нагрузки электростанций содержит задания их мощности во времени по точкам графика. Выполняются задания оперативным персоналом достаточно точно. В то же время внутри интервалов между контрольными точками по различного рода причинам конъюнктурного характера персонал поддерживает мощность станции весьма произвольно, последствия чего для поддержания частоты ЕЭС особенно проявляются в окрестности точек. Совпадение конъюнктурных тенденций у различных станций приводит к ощутимым отклонениям частоты сети в области часовых и получасовых значений астрономического времени.
Поэтому, с целью уменьшения текущего небаланса генерации и потребления в энергосистеме в указанные часы, изменение мощности электростанций в интервалах времени между точками диспетчерского графика целесообразно также регламентировать, например, линейной зависимостью изменения мощности от времени.
Технически большинство электростанций к этому подготовлено, поскольку они, как правило, оснащены действующими автоматическими задатчиками нагрузки энергоустановок, обеспечивающими при содействии оперативного персонала изменение мощности энергоустановок по диспетчерскому графику с заданной постоянной скоростью даже при наличии технологической автоматики, работающей лишь в полуавтоматическом режиме.

Выполнение требований UCTE к участию ТЭС в первичном регулировании.

Перевод технологической автоматики котлоагрегатов в полностью автоматический режим является необходимым условием для уменьшения зоны нечувствительности ПР до пределов, отвечающих требованиям UCTE.
При уменьшении зон нечувствительности ПР возможно появление дополнительных вопросов.
С одной стороны, в случае воздействия на АСРНК, частотные характеристики которой имеют резонансный характер, отклонений частоты, обладающих спектральной плотностью с широким диапазоном частот спектра [14], на энергоблоке возможна раскачка технологических параметров на резонансной частоте АСРНК. Поэтому специфический вид управляющих воздействий на энергоблок должен учитываться при совершенствовании технологической автоматики энергоблока, выполняемой на базе современных программно-технических средств, и резонансная частота АСРНК должна соотноситься с возможным диапазоном частот спектра. В результате экспериментальноналадочных работ на модернизируемом энергоблоке должна быть определена фактически располагаемая величина регулировочного диапазона ПР, ограничиваемая величиной отклонений технологических параметров энергоблока при знакопеременных возмущающих воздействиях.
В свою очередь, уменьшение зоны нечувствительности ПР многих энергоустановок ЕЭС, имеющее следствием уменьшение статизма эквивалентного регулятора скорости вращения эквивалентной турбины энергосистемы [16, 17], может привести к повышению степени колебательности частоты сети.
В связи с этим появляется необходимость либо уменьшения крутизны частотных корректоров САУМ на всех энергоустановках ЕЭС, либо сокращения числа энергоустановок, участвующих в ПР, при сохранении неизменным нормативного статизма их ПР.
Сокращение числа энергоустановок, участвующих в ПР, при одной и той же величине возмущающих воздействий в ЕЭС приводит к необходимости увеличения изменения мощности регулирующих энергоблоков и увеличения регулировочного диапазона ПР, требуемого от энергоблоков. При этом сокращение необходимого числа энергоблоков, предназначаемых для участия в ПР, должно производиться с учетом следующих технико-экономических обстоятельств:
увеличение отклонений мощности ПР энергоблока приводит к снижению экономичности, надежности и долговечности эксплуатации его оборудования в квадратичной зависимости пропорционально дисперсиям технологических параметров режима энергоблока [18];
увеличение регулировочного диапазона ПР в соответствии с действующими требованиями по маневренности [6 - 9] должно сопровождаться принятием решения об ограничении регулировочного диапазона ВР и ограничении допустимой величины и скорости изменения нагрузки энергоблока по диспетчерскому графику или принятием решения о сокращении располагаемого ресурса основного оборудования энергоблока.
Таким образом, сокращение числа энергоблоков, предназначаемых для участия в ПР, имеет существенные отрицательные последствия.
В настоящее время ЦДУ ЕЭС России оценило числом 60 необходимое для решения задач ПР число энергоблоков условной мощностью 300 МВт. С учетом сказанного это число должно быть увеличено.

ПР при работе энергоблоков на выделенную нагрузку,

При совершенствовании ПР, СРД и технологической автоматики энергоблоков необходимо учитывать, что имеющиеся типовые решения по СРД не учитывают снижения запаса устойчивости в контуре регулирования давления пара, структура которого изменяется в случае выделения энергоблока на изолированную работу с местной нагрузкой, когда контур регулирования давления на энергоблоке и контур регулирования частоты сети нагрузки оказываются взаимосвязанными.
Системы автоматизации энергоблоков, вновь разрабатываемые на базе современных программно-технических средств, должны обеспечивать устойчивую работу энергоблока и нагрузки в рассматриваемом режиме.



 
« Диспетчерский пункт района распределительных сетей   Закрепление опор линий электропередачи 35-750кВ »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.