В данной работе рассматривается целесообразность перевооружения тепловых станций на основе интеллектуальных технологий для повышения их роли в регулировании частоты. Показано, что в условиях современного развивающегося рынка существенно возрастает роль стабильности частоты, являющейся одним из основных показателей качества электроэнергии и показателем эффективности использования природных ресурсов при производстве электроэнергии. Произведена оценка возможности регулирования частоты различными типами электростанций. Выявлено, что модернизация тепловых станций на основе интеллектуальных технологий позволит тепловым электростанциям принимать активное участие в регулировании частоты.
Ключевые слова: частота, режим, баланс, устойчивость, модернизация
In this work expediency of modernization of the thermal stations on the basis of intellectual technologies for increase in their role in regulation of frequency is considered. It is shown that in the conditions of modern emerging market the role of stability of the frequency which is one of the main indicators of quality of the electric power and an indicator of efficiency of use of natural resources by electricity generation significantly increases. The assessment of a possibility of regulation of frequency is made by various types of power plants. It is revealed that modernization of thermal stations on the basis of intellectual technologies will allow thermal power plants to take active part in regulation of frequency.
Key words: frequency, mode, balance, stability, modernization
Множество проблем, возникших в электроэнергетической отрасли России в конце 80-х начале 90-х годов прошлого столетия, дали импульс преобразованиям с переходом от вертикально-интегрированных регулируемых компаний к конкурентному рынку. Реструктуризация электроэнергетики привела к разделению вертикально-интегрированной отрасли на монопольный и конкурентный секторы в виде независимых компаний, осуществляющих на рынке электрической энергии и мощности в ЕЭС России деятельность по одному или нескольким направлениям, и созданию фундамента и построения взаимоотношений между субъектами рынка электрической энергии и мощности на основе заинтересованного участия в том или ином виде деятельности. [1]
Вертикальная структура управления технологическим процессом и горизонтальная структура управления бизнес процессами вошли в противоречие, что привело к тому, что интересы субъектов рынка электрической энергии, в частности тепловых станций, никто не учитывает.
Тепловые станции оказались в условиях, когда они для того, чтобы эффективно существовать в этой конкурентной борьбе, должны искать пути изменения правил построения взаимоотношений со всеми участниками рынка электроэнергии и, в первую очередь, с Системным оператором.
Целью данной работы является оценка целесообразности перевооружения тепловых станций на основе интеллектуальных технологий для повышения их роли в регулировании частоты.
При подключении электростанций к ЕЭС России основным условием является выполнение системных требований по регулированию частоты и мощности, являющееся приоритетным, и данное условие очень часто навязывается Системным оператором генерирующим компаниям. Частота является одним из основных показателей качества электрической энергии. [2]
Отклонение частоты от номинальных значений приводит к нарушению режима работы электростанции, что, как правило, ведет к пережогу топлива.
Понижение частоты в системе ведет к снижению производительности механизмов на промышленных предприятиях и снижению к. п.д. основных агрегатов электростанций, повышение частоты — к увеличению потерь в сетях. [2]
В нашей стране электроэнергия производится на электростанциях трех основных типов: тепловых (ТЭС), гидравлических (ГЭС) и атомных (АЭС).
Основные генерирующие мощности ЕЭС России (2/3 от общего числа электростанций) размещены на тепловых электростанциях. В последние 15 лет значительная часть угольных электростанций, особенно в европейской части страны, были полностью или частично переведены на использование газа по экономическим, экологическим или ресурсным ограничениям.
Однако цена на уголь значительно дешевле и более стабильна, чем на газовые ресурсы, и при этом, по оценкам специалистов, газа в стране хватит на 60 лет, а угля — на 800 [3].
В связи с этим, можно сделать вывод о том, что цель данной работы является актуальной на сегодняшний день, ведь роль тепловых станций на твердом топливе в участии регулирования частоты будет только усиливаться.
Оценка возможности регулирования частоты различными типами электростанций.
Целесообразность привлечения в участии первичного регулирования частоты тепловых станций еще более возрастает при постановке на сегодняшний день задачи расширения рынка электроэнергии в зарубежные страны и с этой целью подготовки ЕЭС России к включению на параллельную синхронную работу с энергообъединениями иностранных государств. При организации синхронной параллельной работы энергосистем разных стран, образующих межгосударственное объединение, одной из основных проблем является именно проблема поддержания в них единой частоты с высокой точностью и регулируемых обменов между ними электрической энергии и мощности.
Например, в Западно-европейском объединении UCTE (Union for Coordination of Transmission of Electricity) действуют одинаковые для всех его участников требования к системам первичного, вторичного и третичного регулирования частоты. При этом первичному регулированию уделяется особое внимание именно потому, что оно обеспечивает ограничение распространения небалансов из одних частей объединения в другие и высокую стабильность частоты. [2]
Основные требования, предъявляемые к системам регулирования частоты:
– параметры и пределы регулирования;
– статическая и динамическая погрешность;
– скорость изменения нагрузки агрегатов;
– обеспечение устойчивости процесса регулирования;
– способность регулировать по заданному методу.
На основании данных требований можно определить достоинства и недостатки каждого типа генерирующей станции, сравнительных анализ которых приведен ниже в таблице 1.
Таблица 1
Сравнительный анализ электрических станций по регулировочной возможности частоты
|
Виды электростанции |
Достоинства |
Недостатки |
|
АЭС (атомная электростанция) |
– К.ПД. = 80 %; – малый расход топлива; – несение пиковых нагрузок; – маневренны при изменении электрической нагрузки |
– чувствительность к колебаниям нагрузки; – не используется в маневренных режимах из-за экономической надежности и долговечности эксплуатации реактивного оборудования |
|
ГЭС (гидроэлектростанции) |
– К. П. Д. = 90 %; – несение пиковых нагрузок; – высокая маневренность агрегатов при изменении электрической нагрузки; – минимальное время запуска агрегата |
– маневренные возможности ограничиваются неудовлетворительным состоянием морально и физически устаревшими системами регулирования турбин; – необходимость работы в период весеннего паводка с максимальными возможностями, а в маловодные годы с минимальным нерегулируемым водотоком |
|
ГАЭС (гидроаккумулирующие станции) |
– К. П. Д. = 70 %; – высокая маневренность агрегатов при изменении электрической нагрузки; – минимальное время запуска агрегата |
– ограниченные возможности производства электроэнергии, обусловленные природой и зависящие от энергии приливов и отливов воды |
|
КЭС (ГРЭС) (конценсационные электрические станции) |
– высокая надежность; – экономичность; – эффективное использование топлива |
– К. П. Д. = 40 %; – низкая маневренность при изменении электрической нагрузки; – пуск и набор нагрузки от 3 до 6 часов |
|
ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) |
– К. П. Д.=60 %; – расположение в центре электрической нагрузки; – эффективное использование топлива |
– низкая маневренность при изменении электрической нагрузки |
Данный анализ показал, что наиболее эффективными по регулировочной возможности частоты являются АЭС и ГЭС, которые при этом еще имеют высокий коэффициент полезного действия.
Повышение роли тепловых электростанций врегулировании частоты
На сегодняшний день практически ни одна из тепловых электростанций ЕЭС России не осуществляет полноценное первичное и вторичное регулирование частоты, в первую очередь из-за устаревших систем регулирования производительности котлов. Маневренные возможности ТЭС и участие в регулировании частоты в настоящее время ограничиваются неготовностью либо неиспользованием в полном объеме технологической автоматики котлоагрегатов действующих ТЭС к работе в режиме непрерывного автоматического регулирования при изменении нагрузки по диспетчерскому графику и при возмущающих воздействиях.
Однако, с появлением новых интеллектуальных технологий в наше время появляется возможность перевооружений энергоблоков ТЭЦ и повышение роли тепловых станций в участии в регулировании частоты и выполнение требований Системного оператора.
Это возможно за счет современной тенденции развития и применения современных систем автоматического регулирования (САР) паровых турбин тепловых электростанций характеризуется последовательным сокращением гидравлических элементов, выполняющих «интеллектуальные» функции регулирования, благодаря реализации этих функций в ЭЧСР — электронной части системы регулирования турбоагрегата. Это связано с постоянным совершенствованием микропроцессорных средств управления и контроля, обладающих более высокой степенью надежности, самодиагностикой, широкими возможностями реализации алгоритмов управления.
В качестве примера такого развития систем автоматического регулирования паровых турбин является применение ПТК «Ovation» ЭЧСР, установленного на паровой турбине Т-120/140–12,8–2 второй очереди Благовещенской ТЭЦ. Структура программного обеспечения ЭЧСР представляет собой совокупность логически связанных алгоритмов, обеспечивающих безопасное управление паровпускными органами и теплофикационным отбором турбины с помощью электрогидравлической системы регулирования (ЭГСР).
Данный комплекс позволяет реализовывать такие управляющие функции, как:
– автоматическое регулирование заданного значения частоты вращения ротора турбины во время разворота, на промежуточных оборотах и холостом ходу;
– общее первичное регулирование частоты (частоты вращения ротора турбины) и мощности в соответствии с установленными значениями статической неравномерности и мертвой зоны;
– автоматическое регулирование заданного значения частоты вращения ротора турбины во время разворота, на промежуточных оборотах и холостом ходу;
– дистанционное управление сервомоторами РК и ПД турбины.
Задачи автоматического регулирования описываются в виде алгоритмов, которые реализуют вычисление регулирующей величины регулятора, а также логические операции управления регулятором. Алгоритмы управления построены с учетом приоритетов, которые задаются определенными условиями. Структурная схема программного обеспечения управления ЭЧСР приведена на рис. 1.
Рис. 1. Структурная схема программного обеспечения управления ЭЧСР
Система автоматического регулирования паровой турбины выполнена электрогидравлической. Гидравлическая часть системы регулирования паровой турбины (ГЧСР) включает в себя регулятор скорости вращения турбины, промежуточные усилители, формирующие управляющее давление к сервомоторам регулирующих клапанов цилиндра высокого и низкого давления, а также узлы системы защиты турбины, автомат безопасности и электромагнитные выключатели. На рисунке 2 показана структурная схема частотного корректора.
Рис. 2. Структурная схема частотного корректора
Частотный корректор (ЧК), входящий в структурную схему на рис. 1, предназначен для реализации функции первичного регулирования частоты и мощности энергоблока. В зависимости от величины и знака отклонения частоты сети от нормированного (50 Гц) ЧК вырабатывает поправку к заданному значению базовой нагрузки блока.
Коррекция задания по нагрузке, которая поступает от частотного корректора, рассчитывается по следующей формуле:
;(1)
гдеf0 — номинальное значение частоты вращения турбины, 3000 об/мин;
f — текущее значение частоты вращения, об/мин;
kf — коэффициент неравномерности по частоте.
Соотношение между изменением частоты и электрической нагрузки определяется коэффициентом неравномерности, может оперативно меняться 4–6 %. Зона нечувствительности по отклонению частоты равняется ± 10 мГц при включенном в работу частотном корректоре и может оперативно меняться до ± 500 мГц.
При отключенном положении частотного корректора для участия в общем первичном регулировании частоты и мощности алгоритм выполняет функцию пропорционального регулятора скорости с зоной нечувствительности ± 30 мГц и статизмом 5 %.
Заключение
Электрогидравлическая система регулирования и защиты — это современный способ повысить надежность и экономические показатели турбоагрегатов. Применение ее позволит обеспечить активное участие ТЭС в первичном и вторичном регулировании частоты и мощности, расширить функциональные возможности и увеличить информативность системы регулирования, улучшить динамические характеристики турбины, увеличит ее надежность, ремонтопригодность и удобство управления, снизить стоимость эксплуатации оборудования.
Для тепловых станций переход на новые интеллектуальные технологии, несмотря на жесткие рамки системных требований, в которые постоянно будет загонять Системный оператор, позволит самостоятельно регулировать и оптимизировать свои режимы, получать выгоду не только финансовую, но и технологическую.
Литература:
- Приказ РАО «ЕЭС России» № 524 от 18 сентября 2002 г. // Системный оператор Единой энергетической системы. URL: http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/r-n-tpolitics/frequency/order_524/Prikaz_No_5241_doc.pdf (дата обращения: 28.03.2017).
- Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России // Энергетика Оборудование Документация [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://forca.ru/knigi/arhivy/zadachi-povysheniya-effektivnosti-regulirovaniya-chastoty-i-moschnosti-v-ees-rossii.html (дата обращения: 23.03.2017).
- Газовая и угольная генерация: реалии и перспектива // Независимая газета. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ng.ru/energy/2015–06–09/11_generation.html (дата обращения: 25.03.2017).
