CC BY
89
УДК621.В11
И. В. Кравченко, A.C. Карпов
ПРЕИМУЩЕСТВА ПРИМЕНЕНИЯ АВТОМАТИЧЕСКОЙ РАЗГРУЗКИ ПАРОТУРБИННЫХ БЛОКОВ ДЛЯ ФУНКЦИЙ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Для создания благоприятных условий эксплуатации энергосистем и предотвращения аварийных ситуаций важно привлечь как можно больше электростанций к функциям режимного и противоаварийного управления.
Согласно действующим нормативным документам для обеспечения функций режимного автоматического управления реакция энергоблоков на изменение частоты должна быть такой, чтобы 50 % требуемого изменения мощности энергоблока было реализовано за 10 с (при фиксированном значении статизма регулирования), а 100 % — за 30 с. При этом предъявляются весьма жесткие требования к системам автоматического регулирования (САР): зона нечувствительности должна иметь возможность оперативной настройки в пределах ±(20—500) мГц при статизме4—6 %. Перечисленные выше требования могут быть выполнены только турбинами с цифровыми регуляторами, имеющими высокую точность отработки отклонений частоты и возможность оперативной настройки параметров управления турбиной. В настоящее время основная часть вводимых энергоблоков с турбинами Л МЗ оснащаются именно такими САР [1].
Наряду с большими возможностями современных САР паровых турбин для выполнения функций режимного автоматического управления необходимо также отметить эффективность их применения в устройствах противоаварийной автоматики (ПА), в частности в автоматических системах аварийной разгрузки блоков (АСАРБ) мощных энергоагрегатов [2]. Современные АСАРБ турбоагрегатов 200—300 МВт имеют высокие динамические характеристики управления турбинами и осуществляют разгрузку блоков до величины нагрузки собственных нужд и холостого хода за время не более 0,2—0,3 с, что позволяет весьма эффективно задействовать их в схемах частотной делительной автоматики (ЧДА), автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР), автоматики деления по сниже-
нию напряжения (АДСН), автоматики разгрузки станций (АРС), автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ), автоматики ограничения повышения частоты (АОПЧ). Важно отметить, что в ряде случаев в существующих схемах ПА действия указанных выше автоматических устройств направлены на отключение генераторов от сети, что приводит к тяжелым последствиям: отключенные генераторы могут быть включены в работу лишь спустя значительный промежуток времени (0,5—3 часа). Отключение является тяжелым возмущением не только для турбоагрегата, но и для всей тепловой части энергоблока и приводит к ухудшению показателей работы электростанции и энергосистемы (недо-отпуск электроэнергии, увеличение удельных расходов топлива, вызванное работой энергоблока в переменном режиме ) [4].
Важным является тот факт, что после действия ПА с использованием АСАРБ блок сохраняется в горячем резерве. В качестве иллюстраций на рис. 1 представлены процессы выделения на собственные нужды блока 215 МВт Псковской ГРЭС при действии частотной делительной автоматики.
Анализ переходных процессов говорит о весьма высоких динамических свойствах системы управления турбиной, позволяющих сохранить режимные параметры сети в допустимых пределах. При этом заброс частоты в переходном процессе составляет не более 2,5 Гц.
В качестве примера на рис. 2 представлена схема, применительно к которой по разработанному авторами алгоритму анализировались переходные процессы при действии ЧДА Ки-ришской ГРЭС с использованием АСАРБ энергоблока № 1.
При действии частотной делительной автоматики турбогенератор с установленной мощностью 300 МВт (Бл. 1) выделяется совместно с генераторами ТЭЦ (Г1—Г4) на район нагрузки мощностью 120—250 МВт (рис. 3).
4
Энергетика и электротехника.
Р, МВт
200"
50 '
\ / \ 1 11 ч ч •X п
1/ ч
/1 р / \ V. ч у
<т / \ / .......^....... -V — У ... .. ч
;
9 с
п, об/мин
3150
3100
3050
3000
2950
Рис. 1. Работа системы регулирования турбины (натурные испытания)
АТ2
Рис. 2. Упрощенная схема действия ЧДА Киришской ГРЭС после модернизации
Рис. 3. Переходный процесс выделения генераторов Киришской ГРЭС на район изолированной нагрузки
Как видно из рис. 3, возможность разгрузки энергоблока 300 М Вт со скоростью до 1 ООО М Вт/с сопровождается удовлетворительным качеством протекания переходных процессов при забросе частоты не более 1 Гц.
В дополнение к сказанному необходимо отметить, что в рассматриваемой схеме ЧДА с использованием АСАРБ открывается возможность наиболее рационального распределения нагрузки между электростанциями при выполнении требований надежности обеспечения потребителей в соответствии со стандартом ОАО "СО ЕЭС" "Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения частоты при аварийном дефиците активной мощности". Стандарт регламентирует необходимый объем автоматической частотной разгрузки (АЧР), а также требования к частотной делительной автоматике станций. АСАРБ позволяет осуществить разгрузку блоков вплоть до величины мощности собственных нужд и холостого хода. Благодаря этому в схемах ЧДА, осуществляющих выделение генераторов на сбалансированный район и собственные нужды ТЭЦ и КЭС, открывается возможность обеспечить экономичные нормальные (доаварийные) режимы ТЭЦ [2].
Разумеется, сказанное в полной мере может быть отнесено и к автоматическим устройствам деления для снижения напряжения. Важность их реализации на электростанциях подтвердил анализ развития московской аварии 25 мая 2005 года [5]. По результатам этой аварии был сделан ряд выводов, один из которых предусматривает внедрение системы разгрузки или деления с пуском по напряжению, в том числе и для сохранения электро- итеплоснабжения производственных предприятий (особенно с опасными технологиями).
Столь значительные скорости изменения мощности турбин, реализуемые АСАРБ, позволяют также эффективно задействовать импульсную разгрузку турбины (ИРТ) и длительную разгрузку турбины (ДРТ) в схемах АЛАР. В настоящее время действие АЛАР, как правило, направлено на отключение генераторов при возникновении асинхронного режима.
Для сохранения в работе генератора необходимо, чтобы АЛАР фиксировала асинхронный ход в самой ранней фазе его возникновения. Такой алгоритм реализован в цифровом устройстве АЛАР-Ц [3], которые осуществляет выявление асинхронного хода на основе анализа изменения относительного угла 5 по следующим условиям (рис. 4):
sign(5л ) = sign
Л
= вщп
'А
Л2
-Х2 <ХТМН <Х{;
£/тмн <0,5и
ТМН '
8щп(5л)*81£п
йР_
Ш
Они могут быть проверены с использованием местной информации о режиме контролируемо-
5
ность фаз (относительный угол) между напряжениями по концам защищаемого участка сети; ^тмн — реактивное сопротивление участка сети от точки измерений (места установки АЛАР) до точки сети, где напряжение минимально (при возникновении асинхронного хода эта точка превращается в электрический центр качаний);
С/,
— напряжение в точке минимального на-
8, рад 2,5 2,0 1.5 1,0 0,5 0
8
(1
1 1
1 1
1 мю 'кр
0,8
0,6
0.4
0,2 Р, о.е.
Рис. 4. Диаграмма изменения мощности и относительного угла в начальной фазе асинхронного режима
4
Энергетика и электротехника^
8, град, и,кВ 600
500
400
300
200
100
Рис. 5. Нарушение динамической устойчивости параллельной работы генераторов ГРЭС
8
и
_I_1_1_1_1__I _1_I_I_
0 0.4 0,8 1,2 1,6 и с
Р, МВт 300
200
100
Рис. 6. Изменение механической мощности турбин при КЗ вблизи шин 330 кВ Киришской ГРЭС (цифрами указаны номера соответствующих энергоблоков)
Рис. 7. Изменение абсолютных углов роторов генераторов при КЗ вблизи шин 330 кВ Киришской ГРЭС
пряжения; Хх, Х2 — уставки, задающие значения реактивных сопротивлений от точки измерений соответственно до начала и конца защищаемого участка сети; Р — переток активной мощности по защищаемому участку сети.
В этой связи целесообразно реализовать алгоритм действия АЛАР по следующему принципу:
первая ступень — с направлением действия на ИРТлибо ИРТ совместно с ДРТ (параметры разгрузки определяются расчетом);
вторая ступень — с направлением действия на отключение генератора при недостаточности действия первой ступени;
третья ступень, вступающая в работу в случае сохранения асинхронного режима при недостаточности действия первой и второй ступеней, с направлением действия на отключение линий, по которым возник асинхронный ход.
В качестве подтверждения сказанного на рис. 5 представлены переходные процессы изменения абсолютных углов роторов турбогенераторов Киришской ГРЭС при нарушении устойчивости и возникновении асинхронного хода из-за короткого замыкания (КЗ) вблизи шин
электростанции в ремонтных режимах работы при ослабленной связи станции с энергосистемой. Из рисунка видно что КЗ вблизи шин 330 кВ станции приводит к возникновению асинхронного режима, сопровождающегося глубоким снижением напряжения на шинах 330 кВ станции. При этом для его устранения вполне достаточно применения импульсной разгрузки турбины, как это показано на рис. 6.
Как видно из рис. 6 и 7, применение импульсной разгрузки турбины на одном из шести агрегатов Киришской ГРЭС (кривая 1 рис. 6), а также действие автоматических регуляторов скорости вращения оставшихся агрегатов (кривые 2—6 рис. 6) позволяют сохраненить динамическую устойчивость параллельной работы турбогенераторов станции при отсутствии необходимости в ресинхронизации генераторов после тяжелого аварийного возмущения. Также, как и для АЛАР, реализующей в данном случае принцип действия автоматического управления «ПОСЛЕ», эффективно задействование систем АСАРБ в централизованных автоматиках АПНУ, широко распространенных в энергосистемах, построенных на принципах «ДО».
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Лысенко, В.В. Электрогидравлические системы автоматического регулирования паровых турбин J1M3 для участия в нормированном первичном регулировании частоты и мощности [Текст] / В.В. Лысенко, И.З. Черномзав, A.C. Лисянский [и др. | // Электрические станции,— 2009,— N° 2.
2. Артемьев, М.С. Направление совершенствования противоаварийной автоматики энергосистем [Текст] / М.С. Артемьев, A.B. Зайцев, И.В. Кравченко [и др. j; Сев.-Зап. техн. ун-т. // Современные проблемы энергетики: сб. тр. — СПб.: Изд-во СЗТУ, 2009.
3. Эдлин, М.А. Автоматика ликвидации асинхронных режимов АЛАР-Ц [Текст] / М.А. Эдлин, П.Я. Кац, A.A. Лисицын [и др.] // Электрические станции. — 2005. N° 12.
4. Гуревич, Ю.Е. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах |Текст| / Ю.Е. Гуревич, Л.Е. Либова, A.A. Окин,— М„ 1990.
5. Беляев, А.Н. Анализ развития крупных системных аварий [Текст]: учебное пособие / АН. Беляев, Ю.П. Горюнов, A.A. Смирнов |и др.].— СПб.: изд-во СПбГПУ, 2006.
