CC BY
19ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ВСЕРЕЖИМНОГО МОДЕЛИРУЮЩЕГО КОМПЛЕКСА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
УДК 553.981.2.061.15(470.46) М.В. Андреев, Томский политехнический университет (ТПУ) (Томск, РФ)
Ю.С. Боровиков, ТПУ А.С. Гусев, ТПУ А.О. Сулайманов, ТПУ
А.А. Суворов, ТПУ Н.Ю. Рубан, ТПУ Р.А. Уфа, ТПУ
В публикации [1] было представлено подробное описание концепции гибридного моделирования электроэнергетических систем (ЭЭС). Данная статья является продолжением [1] и посвящена описанию опыта практического применения симулятора всережимного моделирующего комплекса реального времени (ВМК РВ) ЭЭС для решения конкретных задач по управлению тюменской энергосистемой (ТЭ). Представлены фрагменты исследований противоаварийной разгрузки энергоблоков, которая в российской практике является одним из основных инструментов аварийного управления мощностью электрической станции. Устойчивая работа ЭЭС в значительной степени определяется настройкой данной автоматики, поэтому некорректная настройка может привести к существенным возмущениям или нарушению устойчивости, что уже наблюдалось в прошлом. С помощью симулятора ВМК РВ ЭЭС удалось решить одну из сложнейших задач электроэнергетической отрасли России - адекватно настроить автоматику противоаварийной разгрузки энергоблоков мощной тепловой электростанции Сургутская ГРЭС-2 ТЭ, что не удавалось сделать ранее. Адекватность моделирования турбины и автоматики разгрузки энергоблока подтверждена сравнением с данными натурных экспериментов на реальном объекте. Также по результатам исследований была сформирована методика по выбору оптимальных настроечных параметров для автоматики противоаварийной разгрузки энергоблоков Сургутской ГРЭС-2, что может быть применено и на других электростанциях России. Работа выполнена в рамках проекта «Разработка программно-аппаратной платформы для всережимного моделирования в реальном времени интеллектуальных энергосистем» № МГ-2017/04/1, который осуществляется при поддержке Некоммерческого партнерства «Глобальная энергия». Авторский коллектив в 2016 г. стал лауреатом Международной премии «Глобальная энергия» в молодежной секции.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГИБРИДНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ, МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ, РЕАЛЬНОЕ ВРЕМЯ, ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ, ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ, ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ МОЩНОСТЬЮ.
Из числа противоаварийных мероприятий сохранения динамической и статической устойчивости ЭЭС противоаварийная разгрузка турбин является одним из наиболее приемлемых и эффективных способов автоматического аварийного управления мощностью блочной тепловой электростанции.
Противоаварийная разгрузка турбины, как правило, состоит из:
• автоматической импульсной разгрузки (АИР) - для сохранения динамической устойчивости ЭЭС;
• послеаварийного автоматического управления(ПАУ)длительной разгрузкой турбины (ДРТ) -
для обеспечения статической устойчивости послеаварийного режима ЭЭС, которые реализуют посредством электрической части средств регулирования мощностью (ЭЧСРМ) современных турбин.
В отношении ПАУ ДРТ ни теоретических, ни практических проблем нет, так как это в основном статическая задача, решение которой устраняет небаланс между генерируемой и потребляемой мощностью в послеаварийном режиме ЭЭС.
Совершенно иная ситуация с АИР турбины, которая, в отличие
от ПАУ ДРТ, представляет собой сложную сугубо динамическую задачу. Это связано с отсутствием математического прямолинейного описания влияния АИР турбины на динамическую устойчивость. Кроме того, аналитическая неразрешимость нелинейных систем дифференциальных уравнений большой размерности, таких как математические модели сложных ЭЭС, принципиально исключает возможность решения указанной задачи.
Отмеченные обстоятельства являются основанием для проведения исследования динамической
Andreev M.V., Tomsk Polytechnical Borovikov Yu.S., TPU Sulaimanov A.O., TPU Ruban N.Yu., TPU
University (Tpu) (Tomsk, RF) Gusev A.S., TPU Suvorov A.A., TPU Ufa R.A., TPU
Practical application of the hybrid real-time power system simulator
The publication [1] demonstrated a detailed description of the hybrid simulation concept of electrical power systems (EPS). This article is its continuation [1] and presents the description of the practical application experience of the hybrid real-time power system simulator (HRTSim) for the purpose of solving specific tasks regarding the control of the Tyumen power system (TPS). The article presents fragments of fast turbine valving control which, in our Russian practice, is one of the main emergency control tools that regulate the capacity of an electric power station. EPS's operational stability depends on the adjustment of this automation to a large extent, therefore any incorrect adjustment can lead to significant perturbation or loss of stability which already happened in the past. With the use of the HRTSim, we managed to solve one of the most complex tasks in the electric power industry of Russia -to adequately adjust the fast turbine valving control of a high-power thermal electric power station - Surgut GRES-2 Power Station which we were not able to do in the past. The adequateness of the simulation of a turbine and fast turbine valving control of power unit is confirmed by comparing them with the data of real experiments at a real facility. Following the research results, we created a method for the selection of the best adjustment parameters for the fast turbine valving control at Surgut GRES-2 Power Station which can be applied at other electric power stations of Russia as well.
The work was performed as part of project No. МГ-2017/04/1 «Development of a Hardware and Software Platform for the AllMode Real Time Simulation of Smart Grids» which is implemented with the assistance of Non-Commercial Partnership «Global Energy». The group of authors won the International Award «Global Energy» in the Youth Section in 2016.
KEYWORDS: HYBRID SIMULATION, MATHEMATICAL SIMULATION, REAL TIME, ELECTRIC ENERGY SYSTEMS, STEAM TURBINES, EMERGENCY POWER CONTROL.
устойчивости ЭЭС на гибридном моделирующем комплексе (ВМК РВ ЭЭС), в том числе с учетом АИР и ПАУ ДРТ. Гибридные процессоры симулятора реализуют значительно более точные математические модели элементов ЭЭС, в частно -сти турбин и систем их регулирования [2-4]. Однако реальный эффект зависит в данном случае прежде всего от достоверности моделирования импульсной характеристики турбины, а также АИР и ПАУ ДРТ в целом. При достаточно точных математических моделях эта достоверность определяется значениями настроечных параметров, обеспечивающих соответствие моделируемых и реальных импульсных характеристик и переходных процессов АИР и ПАУ ДРТ. Уверенность в обозна -ченном соответствии необходима в связи с тем, что:
• принципиально не существует математического строго аналитического описания известных переходных функций,следовательно, отсутствует теоретический эталон для результатов моделирования;
• реальные параметры турбины и системы регулирования всегда
несколько отличаются от расчетных и проектных параметров.
Таким образом, выполнение исследований динамической устойчивости ЭЭС, связанной с действием АИР и ПАУ ДРТ, должно быть предварено исследованием собственно противоаварийной разгрузки энергоблоков в целях:
• проверки адекватности моделирования;
• определения значений, соответствия и диапазонов настроечных параметров, обеспечивающих эту адекватность и возможность оптимизации переходных процессов, связанных с АИР и ПАУ ДРТ.
ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИОННАЯ БАЗА ДАННЫХ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ
База данных для проведения исследования АИР и ПАУ ДРТ ТЭ (рис. 1) включает:
• реальное исходное схемно-ре-жимное состояние ТЭ;
• теоретические положения и параметры АИР и ПАУ ДРТ;
• натурные экспериментальные импульсные характеристики турбины.
Реальные исходные схемно-ре-жимные состояния ТЭ строго
необходимы, прежде всего, для исследований динамической устойчивости ТЭ. Эти состояния определяют начальные условия динамических переходов и позволяют наиболее достоверно учитывать влияния на переходные процессы всей совокупности возможных факторов, которые иначе предусмотреть и рассчитать нельзя. При исследовании собственно АИР и ПАУ ДРТ указанное взаимовлияние, хотя и ослабленное за счет интенсивного управления турбиной, также существует и потому должно приниматься во внимание для обеспечения надежности результатов моделирования.
Схема моделирования [5] ТЭ состоит из 600 трехфазных узлов и 31 электрической машины, включающих первичный двигатель и детальные модели систем управления, а также описанных с помощью дифференциальных уравнений моделей линий электропередач, учитывающих взаимную индукцию, трансформаторов и реакторов (рис. 1).
Режим работы модели ТЭ автоматически выставлялся по реальным данным, непрерывно поступающим от оперативно-ин-
Рис. 1. Часть моделируемой схемы Тюменской ЭЭС: красная линия - 500 кВ; синяя линия - 220 кВ; зеленая линия - 110 кВ; L - нагрузка; Э - генераторы; SD - синхронные двигатели; AD - асинхронные двигатели
формационного комплекса (ОИК). Это сделало возможной верификацию модели, реализованной в ВМК РВ ЭЭС: сравнивались уровни напряжения и потоки мощностей в модели и в реальной ЭЭС. Выборочно результаты сравнения приведены в таблице.
Теоретически идеальная про-тивоаварийная разгрузка должна обеспечивать непрерывную компенсацию в реальном времени динамического небаланса потребляемой и генерируемой мощности аварийного процесса ЭЭС. Однако значительная инерционность турбин и гидравлических регуляторов исключает возможность осуществления подобного аварийного управления генерируемой мощностью. Согласно паспортным данным турбин, даже при максимально интенсивном
управляющем воздействии через быстродействующий контур ЭЧСРМ минимальное значение мощности турбины при разгрузке достигается через 0,7-1,2 с. Поэтому исключить ускорение ротора генератора при аварийном сбросе мощности путем лю -бой разгрузки турбины принципиально нельзя. В связи с этим главная цель АИР - успеть затор -мозить ротор генератора, прежде чем его угол 8г на характеристике Рг = Г(8г) достигнет критического значения разгруженной турбины 8гкр. Между тем предельная скорость закрытия регулирующих клапанов современных турбин, в том числе энергоблоков Сургутской ГРЭС-2, достигается при амплитуде управляющего воздействия Аи > 2,5 ед. нв (ед. нв - единица неравномерности,
за которую принята минимальная амплитуда неограниченно длительного управляющего импульса разгрузки, обеспечивающего разгрузку турбины от номинальной мощности до нуля). Чаще всего это значение принимается с запасом А = 3-4 ед. нв.
и "
Так как Аи > 1 ед. нв, то длительность импульса разгрузки ограничивается обычно значением Ти = 0,1-0,4 с. Амплитуда Аи и дли -тельность Ти управляющего сигнала АИР определяют скорость и глубину разгрузки турбины. При этом возникает противоречие между скоростью и требуемой и допустимой глубиной разгрузки, определяющими степень торможения ротора разгружаемого генератора. Для достижения максимальной скорости необходимо, учитывая вышеизложенное, задавать Аи = 4 ед. нв и Ти > 0,1 с. Однако получаемая при этом максимальная или близкая к ней глубина разгрузки энергоблока далеко не всегда оказывается требуемой и допустимой. В некоторых случаях излишнее торможение приводит к дефициту мощности и снижению частоты в генерируемой части ЭЭС, что может вызвать работу автоматической частотной разгрузки или потерю устойчивости. Кроме того, чрезмерная АИР нежелательна из-за значительных динамических воздействий на турбину и паропроводы.
Результаты сравнения напряжений и потоков активной мощности через линии электропередачи 500 кВ
Объект Моделируемое напряжение и , кВ мод' Измеренное напряжение (из ОИК) и , кВ ' изм' Разница между имод и и аи, кВ изм Моделируемая активная мощность Р , МВт мод Измеряемая активная мощность (из ОИК) Р , МВт изм Разница между Рмод и Р ар, МВт изм
Сургутская ГРЭС-1 516,43 516 -0,43 -2,41 -1,87 0,54
Ильково 521,03 522 0,97 327,16 325 -2,16
Сомкинская 512,98 515 2,02 708,49 712 3,51
Пыть-Ях 515,28 517 1,72 339,14 341 1,86
Демьянская 502,63 505 2,37 257,44 256 -1,44
Магистральная 510,68 508 -2,68 303,02 300 -3,02
Тюмень 504,93 505 0,07 -113,45 -113 0,45
Луговая 503,03 503 -0,03 2,40 0 -2,4
А, , [ед. нв, . т _____ . £
А о А и - T — и
Рис. 2. Управляющий сигнал АИР
Рис. 3. Натурные (реальные) характеристики противоаварийной разгрузки энергоблоков Сургутской ГРЭС-2
Ориентировочными характеристиками АИР являются:
• через t5 % < 0,3 с после подачи управляющего импульса разгрузки номинальная мощность турбины должна снизиться на ДРт > 5 %, t5 % - время с момента подачи импульса разгрузки, в течение которого мощность турбины (момент) снижается на 5 % номинального значения;
• средняя скорость дальнейшего снижения мощности турбины от 95 до 5 % номинальной должна составлять V > 150 %/с;
• скорость разгрузки турбины в диапазоне от 95 до 50 % номинальной мощности должна быть V > 300 %/с.
max
Также важной характеристикой АИР является динамика восстановления мощности турбины, которая определяется характером снятия управляющего сигнала АИР. Для достижения минимального переторможения турбины управляющий сигнал АИР после истечения заданного Ти следовало бы сразу обнулить Аи = 0. Однако процесс восстановления мощности энергоблока при этом происходит со значительным перерегулированием. Это значит, что возникают достаточно глубокие синхронные качания ротора, способные привести к потере устой-чивости и асинхронному режиму, но уже за счет избыточного уско -рения ротора. Поэтому по истечении заданного Ти амплитуда Аи управляющего сигнала АИР не обнуляется, а уменьшается до некоторого значения А0, обычно с А = 4 ед. нв до А = А„ = 1 ед. нв,
и " " и 0 П J
которое снимается по экспоненциальному закону:
А = А„ •е-('л), где т = 1-4 с.
и0
Причем и в этом случае в опре -деленной мере сохраняется задача выбора приемлемых значений А0 и главным образом т. На рис. 2 представлен вид управляющего сигнала АИР.
Предметом выбора и оптимизации параметров управляющего
сигнала АИР, как это следует из изложенного, являются А , Т, А,
и и 0'
т. Идеальным вариантом была бы динамическая адаптация указанных параметров в зависимости от исходного схемно-режимного состояния ЭЭС и, что особенно важно, применительно к конкретному аварийному и послеаварийному режиму.
Существующая ЭЧСРМ энергоблоков Сургутской ГРЭС-2 ТЭ реализует лишь три ступенчатые настройки, которые формируются заранее с помощью ручных переключателей, например:
• управляющий сигнал А1, выполняемый по команде «8202»
для А и = 4 ед. нв, Ти = 0,06 с и «8206» для А0 = 1 ед. нв, т = 1,5 с;
• управляющий сигнал А2, выполняемый по команде «8204» для Аи = 3 ед. нв, Ти = 0,14 с и «8206» для А0 = 1 ед. нв, т = 1,5 с;
• управляющий сигнал А3, выполняемый по команде «8210» для Аи = 2 ед. нв, Ти = 0,2 с и «8206» для А0 = 1 ед. нв, т = 3,5 с.
На рис. 3 приведены результаты регистрации натурных данных АИР и ПАУ ДРТ энергоблока при аварийном отключении из-за короткого замыкания (КЗ) на линии 500 кВ «Тюмень - Нелым» ТЭ, при -ведшие к потере устойчивости в результате отказа ПАУ ДРТ.
Рис. 4. Аварийный процесс по сценарию без АИР и ПАУ ДРТ (длительность моделирования - 12,119 с)
Рис. 5. Аварийный процесс по сценарию, включая АИР и ПАУ ДРТ (длительность моделирования - 40 с)
Рассмотренная исходная база данных позволяет ставить и решать задачу исследования противоаварийной разгрузки энергоблоков ТЭ, целью которой являются:
• проверка функциональной адекватности моделируемых в ВМК РВ ЭЭС для ТЭ АИР и ПАУ ДРТ;
• определение коррекции параметров математической модели АИР и ПАУ ДРТ гибридных процессоров энергоблоков ГМК ТЭ, обеспечивающих соответствие натурных экспериментальных и моделируемых характеристик АИР и ПАУ ДРТ;
• проверка влияния настроечных параметров АИР и ПАУ ДРТ на характеристики интегральных кривых процессов противоаварийной разгрузки;
• разработка методики определения оптимальных значений настроечных параметров АИР и ПАУ ДРТ с учетом ограниченных возможностей ЭЧСРМ.
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ РАЗГРУЗКИ ЭНЕРГОБЛОКОВ
Весь комплекс исследований выполнен при одних и тех же на -чальных условиях, которые определены базой данных исходного схемно-режимного состояния ТЭ. В качестве аварийного возмущения, обусловливающего возникновение небаланса генерируемой и потребляемой мощности в ТЭ, приводящего в действие АИР и ПАУ ДРТ энергоблока, принята одна из наиболее вероятных анормальных ситуаций, таких как:
• однофазное КЗ на линии 500 кВ «Тюмень - Нелым»;
• действие релейной защиты (РЗ);
• неуспешное однофазное автоматическое включение (ОАПВ);
• отключение линии 500 кВ «Тюмень - Нелым»;
• поступление сигнала «Фиксация отключения линии (ФОЛ)», работа центральной системы противоаварийного управления (ЦСПУ), запуск АИР и ПАУ ДРТ с
ограничением 400 МВт на выделенном под разгрузку номинально загруженном блоке № 3 Сургутской ГРЭС-2 (GSD03).
Цель первого этапа исследования заключалась в проверке функциональной адекватности моделируемых на ГМК ТЭ АИР и ПАУ ДРТ для качественной оценки воспроизводимых процессов противоаварийной разгрузки энергоблока. После этого становится целесообразным анализ соответствия параметров этих процессов данным натурных экспериментальных характеристик АИР и ПАУ ДРТ.
Результаты проверки представлены осциллограммами аварийного процесса согласно вышеуказанному сценарию, но без АИР и ПАУ ДРТ (рис. 4), а также осциллограммами этого аварийного процесса, включая АИР и ПАУ ДРТ (рис. 5). На рисунках обозначены следующие параметры: Мт - момент турбины энергоблока GSD03; Рг - электромагнитная мощность генератора GSD03; dW - отклонение частоты GSD03; Delta - взаимный угол ЭДС GSD03 относительно напряжения шин Рефтинской ГРЭС (мощная тепловая станция энергосистемы Урала, соединенная с ТЭ).
Рис. 6. Модельная характеристика противоаварийной разгрузки энергоблока (длительность моделирования - 7,406 с)
Рис. 7. Характеристика АИР и ПАУ ДРТ при Аи = 4 ед. нв = const; А0 = 1 ед. нв = const; т = 3,5 с = const; Ти = 0,1 с = var (длительность моделирования - 40 с)
Осциллограммы на рис. 4 показывают, что после отключения линии «Тюмень - Нелым» возникают нарастающие синхронные качания. Увеличивается амплитуда dW и Delta, которые через два цикла качаний свидетельствуют о потере устойчивости и начале асинхронного режима в ТЭ.
Процесс, отображаемый осциллограммами на рис. 5, соответствует полному сценарию, который отличается от предыдущего лишь деблокированием АИР и ПАУ ДРТ. Из рис. 5 видно, что своевременное действие АИР позволило снизить и остановить нарастание Delta, dW, а
ПАУ ДРТ обеспечило установление нового устойчивого сбалансированного послеаварийного режима. Причем из осциллограмм следует, что противоаварийная разгрузка произошла с незначительным перерегулированием и приемлемым временем установления (затухания) переходных процессов. Кроме того, на основе осциллограмм можно сделать вывод о близости значений настроечных параметров АИР и ПАУ ДРТ, а также импульсной характеристики турбины разгружаемого энергоблока к оптимальным для данного динамического перехода.
Таким образом,полученные результаты исчерпывающе отвечают цели первого этапа исследования и позволяют сделать заключение о функциональной адекватности математической модели, программных процедур АИР и ПАУ ДРТ ГМК ТЭ.
Вторая и главная цель исследо -вания собственно противоаварийной разгрузки турбины состоит в сверке указанных ранее основных параметров импульсной характеристики турбины,воспроизводимой математической моделью энергоблоков ГМК ТЭ и полученной путем натурного эксперимента. Кроме того, необходимо определить по результатам сравнения меру коррекции параметров математической модели турбины, обеспечивающую соответствие этих характеристик.
Необходимость данного исследования является предопределенной. Это связано с тем, что даже полная математическая модель турбины способна достаточно точно воспроизводить все процессы только тогда, когда значения параметров (коэффициентов) этой модели такие же, как и аналогичных параметров объекта. При этом значения некоторых параметров объекта бывает сложно определить, иногда они вообще могут быть оценены лишь косвенно. Для паровых турбин та -кими параметрами являются постоянные времени паровых объемов. Поэтому именно неверное задание значений обозначенных параметров и служит обычно причиной несоответствия реальных и математически моделируемых импульсных характеристик турбины. На этапе создания ГМК ТЭ вви -ду отсутствия экспериментальных характеристик значения постоянных времени паровых объемов были заданы приближенно на основе обобщенных литературных данных, при этом предполагалось скорректировать их значения на основе экспериментальных данных. Следует отметить, что все вышеизложенное относится глав-
Рис. 8. Характеристика АИР и ПАУ ДРТ при Аи = 4 ед. нв = const; А0 = 1 ед. нв = const; т = 3,5 с = const; Т = 0,3 с = var (длительность моделирования - 40 с)
Рис. 9. Характеристика АИР и ПАУ ДРТ при Аи = 4 ед. нв = const; Ти = 0,2 с = const; А0 = 1 ед. нв = const; т = 1 с = var (длительность моделирования - 40 с)
ным образом к АИР, а не к ПАУ ДРТ, поскольку Т << Т .
" •'и пау
Определяющими параметрами для сравнения являются рассмотренные ранее: %; V - скорость разгрузки турбины в диапазоне от 95 до 50 % номинальной мощности; V ; Ув - средняя скорость восстановления мощности.
В соответствии с натурными экспериментальными характеристиками: 15 % = 0,32 с; V = 2800 МВт/с; V = 850 МВт/с; t Р= 1,14 с;
ср р
V = 260-410 МВт/с.
св
Из осциллограммы противо-аварийной разгрузки (рис. 6), полученной на ГМК ТЭ при ана-
логичных параметрах АИР, где определяющими являются параметры Ти = 0,3 с и Аи = 4 ед. нв, следует: Ц % = 0,32 с; V = 2000 МВт/с; V =600 МВт/с; I = 1,4 с;
ср р
V = 350 МВт/с.
св
Результаты сравнения параметров натурных и полученных на ГМК ТЭ осциллограмм показывают, что главное различие между ними - существенно разные значения скорости разгрузки в интервале от 95 до 50 % номинальной мощности, что, в свою очередь, определяет менее существенное отличие зависимых от V параметров - V и t.
р ср р
Значение и характер отмеченных различий в параметрах осциллограмм указывают на необходимость коррекции в сторону уменьшения постоянных времени паровых объемов математической модели турбины. Поскольку математическая модель турбины и ее системы автоматического регулирования представляет собой сложную нелинейную систему дифференциальных уравнений, аналитический расчет значений коррекции принципиально невозможен. Поэтому единственным способом приведения в соответствие названных параметров является их экспериментальная адаптация на ГМК ТЭ, что было успешно выполнено.
Влияние настроечных параметров АИР и ПАУ ДРТ на качество переходных процессов - глубину разгрузки, степень перерегулирования и время установления (затухания) - демонстрируется осциллограммами, представленными на рис. 7-11, из которых, в частности, видно, что даже в условиях ограниченных ЭЧСРМ возможностей регулирования настроечных параметров АИР и ПАУ ДРТ (Ти, Аи, А0, т) существует явная перспектива их оптимизации. На это указывает также сравнение предыдущих осциллограмм, иллюстрирующих противоаварийную разгрузку в условиях аварийной ситуации по ранее описанному сценарию, с осциллограммой АИР и ПАУ ДРТ в нормальном установившемся режиме (рис. 12).
На последней осциллограмме процесс восстановления мощности до заданного ограничения происходит практически без перерегулирования и колебаний. Из этого следует, что качество переходных процессов противо-аварийной разгрузки в аварийных режимах, сопровождающихся обычно синхронными качаниями, можно улучшить за счет оптими -зации настроечных параметров АИР и ПАУ ДРТ.
Вероятно также, что полученные в результате оптимизации
конкретные сочетания значении настроечных параметров АИР и ПАУ ДРТ будут соответствовать определенному спектру аварийных режимов, и такого рода сочетаний в общем случае может быть несколько.
Последняя цель, которая ставилась при проведении исследования АИР и ПАУ ДРТ энергоблока, заключается в определении методики выбора оптимального сочетания значений настроечных параметров АИР и ПАУ ДРТ. Начальными условиями,определяющими направление в формировании этой методики, являются ее практическая целесообразность и реализуемость.
Ранее уже отмечалось, что идеальным вариантом противо-аварийной разгрузки являются динамически адаптируемые в реальном времени АИР и ПАУ ДРТ, которые в настоящее время оказываются нереальными. В результате практически возможными являются рассмотренные АИР и ПАУ ДРТ или усовершенствованные инструментально и по числу предусматриваемых сочетаний настроечных параметров, но принципиально того же типа. В этом случае всегда возникает проблема уже обозначенной оптимальности названных сочетаний и выбора из них нужного для данного аварийного режима.
В условиях недостаточности динамической информации об аварийных процессах, что имеет место в действительности, для страховки обычно принимается самое жесткое сочетание настроечных параметров АИР. При этом уровень послеаварийного ограничения мощности для ПАУ ДРТ назначается ЦСПУ в соответствии с послеаварийным установившимся режимом ЭЭС.
Между тем, как отмечалось ра -нее, использование АИР с максимальной скоростью и глубиной разгрузки создает предельные динамические нагрузки в упорных подшипниках турбины, в
Рис. 10. Характеристика АИР и ПАУ ДРТ при Аи = 4 ед. нв = const; Ти = 0,2 с = const; А0 = 1 ед. нв = const; т = 2 с = var (длительность моделирования - 40 с)
Рис. 11. Характеристика АИР и ПАУ ДРТ при Аи = 4 ед. нв = const; Ти = 0,2 с = const; А0 = 1 ед. нв = const; т = 5 с = var (длительность моделирования - 40 с)
гидравлическом регуляторе турбины, в паропроводах и т. д. Поэтому число циклов подобных АИР следует считать ограниченным, так как ресурс нормальной работы турбины и ее надежность при этом уменьшаются. Поэтому основным направлением в методике выбора параметров АИР и ПАУ ДРТ должно быть как можно более обоснованное сочетание этих параметров. Их подбор дол -жен осуществляться исходя из условий и характеристик переходных процессов, для которых это сочетание настроечных параметров выбирается. Частной
иллюстрациеи этого положения могут служить приведенные на рис. 5 осциллограммы, показывающие успешную и близкую к оптимальной противоаварийную разгрузку, но с параметрами, существенно отличающимися от максимальных.
Информация, которую содержат осциллограммы типа представленных на рис. 4 и 5, указывает также на методику выбора настроечных параметров АИР и ПАУ ДРТ:
• по осциллограмме типа представленной на рис. 4 для Delta < Deltaк (критическое) определя-
Рис. 12. Характеристика АИР и ПАУ ДРТ 65003 при нормальном установившемся режиме (длительность моделирования - 25 с)
ется время с момента возможной подачи сигнала на разгрузку 1°;
• значение является основа-
р
нием для выбора :р < 1°;
• по значению :р, которое связа -но с V, V , Т, А и ими определяет-
р7 ср и' и г п
ся, из серии заранее приготовленных библиотечных осциллограмм (рис. 12) с различными сочетаниями указанных параметров выбирается вариант, обладающий А ,
итт
V , V для данного :;
ртт сртт р
• соответствующие этому варианту А , Т, А„ и т являются на-
3 итГп и 0
строечной базой для АИР;
• моделируется полный аварийный сценарий, включая АИР
и ПАУ ДРТ, и по осциллограммам типа представленной на рис. 5 оцениваются успешность проти-воаварийной разгрузки,качество переходных процессов;
• по результатам оценки осциллограмм типа представленной на рис. 5 осуществляется при необходимости коррекция настроечных параметров с учетом отмеченного ранее влияния на соответствующие характеристики переходного процесса;
• после выполнения рассмотренных операций для каждого характерного подлежащего учету аварийного режима однотипные
настроечные варианты объединяются и являются оптимальным сочетанием для охватываемого ими спектра аварийных режимов;
• если число оптимальных сочетаний превышает допустимое число настроечных вариантов ЭЧСРМ, то выполняется дальнейшее объединение наиболее близких вариантов, среди которых за рабочее принимается сочетание с А , Т , А„ , т. и выполняется
итах итах 0тах т|п
моделирование полного сценария с последующей оценкой переходных процессов и соответствующей их коррекцией, если это необходимо.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Результаты исследования и методика настройки автоматики разгрузки энергоблока на примере Сургутской ГРЭС-2 ТЭ могут быть применены и для других электростанций других ЭЭС. Результаты натурных экспериментов практически полностью совпали с результатами математического моделирования. Это позволяет говорить об адекватности модели и гибридного симулятора ВМК РВ ЭЭС в целом. Опыт эксплуатации настроенных энергоблоков показал высокую эффективность симулятора в качестве инструмента для решения подобного рода задач. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Андреев М.В., Боровиков Ю.С., Гусев А.С. и др. Концепция и базовая структура всережимного моделирующего комплекса // Газовая промышленность. 2017. № 5 (752). С. 18-27.
2. Borovikov Yu.S., Sulaymanov A.O., Gusev A.S., Andreev M.V. Simulation of Automatic Exciting Regulators of Synchronous Generators in Hybrid RealTime Power System Simulator. In: Proc. 2nd Int. Conf. Systems and Informatics (ICSAI), Shanghai, China, November 2014. P. 153-158.
3. Andreev M.V., Sulaymanov A.O., Borovikov Yu.S. Universal Mathematical Model of Hydraulic and Steam Prime Movers. In: Proc. 2nd Int. Conf. Industrial Engineering (ICIE), Chelyabinsk, Russia, May 2016 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://ieeexplore.ieee.org/document/7911018 (дата обращения: 05.05.2017).
4. Borovikov Yu.S., Pischulin A.Yu., Ufa R.A. Simulation of Automatic Frequency and Power Regulators. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 2015, 93, (1) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://iopscience.iop.org/article/10.1088/1757-899X/93/1/012018 (дата обращения: 05.05.2017).
5. Prokhorov A., Borovikov Yu., Gusev A. Real Time Hybrid Simulation of Electrical Power Systems: Concept, Tools, Field Experience and Smart Grid Challenges. In: International Journal of Smart Grid and Clean Energy, 2012, No. 1, Р. 67-68.
REFERENCES
1. Andreev M.V., Borovikov Yu.S., Gusev A.S., et al. Concept and Basic Structure of an All-Mode Simulation Complex. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2017, No. 5 (752), P. 18-27. (In Russian)
2. Borovikov Yu.S., Sulaymanov A.O., Gusev A.S., Andreev M.V. Simulation of Automatic Exciting Regulators of Synchronous Generators in Hybrid RealTime Power System Simulator. In: Proc. 2nd Int. Conf. Systems and Informatics (ICSAI), Shanghai, China, November 2014. P. 153-158.
3. Andreev M.V., Sulaymanov A.O., Borovikov Yu.S. Universal Mathematical Model of Hydraulic and Steam Prime Movers. In: Proc. 2nd Int. Conf. Industrial Engineering (ICIE), Chelyabinsk, Russia, May 2016. Access mode: http://ieeexplore.ieee.org/document/7911018 (Access date: 05.05.2017).
4. Borovikov Yu.S., Pischulin A.Yu., Ufa R.A. Simulation of Automatic Frequency and Power Regulators. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 2015, 93 (1). Access mode: http://iopscience.iop.org/article/10.1088/1757-899X/93/1/012018 (Access date: 05.05.2017).
5. Prokhorov A., Borovikov Yu., Gusev A. Real Time Hybrid Simulation of Electrical Power Systems: Concept, Tools, Field Experience and Smart Grid Challenges. In: International Journal of Smart Grid and Clean Energy, 2012, No. 1, P. 67-68.
