Исследование взаимосвязанной системы регулирования мощности и давления пара перед турбиной газомазутного энергоблока с прямоточным котлом

Тип работы:
Диссертация
Предмет:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
Страниц:
180


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Актуальность работы

В последние годы возросла актуальность проблемы эффективного участия энергоблоков тепловых электростанций в регулировании частоты и перетоков мощности в единой энергетической системе (ЕЭС) России, а, начиная с (2003-^2005) годов, в связи с появлением перспективы перехода к рынку системных услуг эта проблема вышла на первый план для организаций, занимающихся проблемами регулирования и автоматизации тепловых электростанций. Этот вопрос был предметом обстоятельного обсуждения 28. 11. 2001 года на расширенном совместном заседании Бюро научно-технического совета РАО & quot-ЕЭС России& quot- и Научного Совета Российской Академии Наук по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики [1]. После этого был выпущен ряд Приказов РАО & quot-ЕЭС России& quot-, относящихся к этой теме. Наиболее значимым является Приказ от 18. 09. 2002 года № 524 [2], в котором были сформулированы технические требования к энергоблокам, участвующим как в общем первичном, так и в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты сети. В 2005 году был выпущен Стандарт ОАО & quot-СО ЕЭС& quot- & quot-Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты& quot- [3], в котором были приведены конкретные требования к нормированному первичному регулированию, а в 2007 году был выпущен Стандарт ОАО РАО & quot-ЕЭС России& quot- «Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России& quot- [4], в котором, помимо требований к нормированному первичному и автоматическому вторичному регулированию частоты сети и перетоков мощности, содержатся и требования к общему первичному регулированию.

Для эффективного участия в регулировании энергосистемных параметров энергоблоки должны быть оснащены достаточно сложными многосвязными системами автоматического управления мощностью (САУМ), основной задачей которых является регулирование мощности и поддержание давления пара перед турбиной. Естественно, что для качественного выполнения современных энергосистемных требований как нормированного, так и общего первичного регулирования частоты, а также внутри-блочных требований к поддержанию давления, САУМ должна быть правильно настроена. При этом настройка САУМ, особенно для энергоблоков с прямоточными котлами, представляет собой достаточно сложный процесс, который включает в себя несколько этапов.

В связи с этим актуальной задачей является исследование взаимосвязанной системы регулирования мощности и давления пара перед турбиной энергоблока с прямоточным котлом, включая разработку методики настройки САУМ.

Цель работы

Целью работы является исследование взаимосвязанной системы регулирования мощности и давления пара перед турбиной или положения регулирующих клапанов турбины (в режиме скользящего давления) газомазутных энергоблоков с прямоточными котлами, а также разработка методов настройки САУМ, обеспечивающих выполнение современных энергосистемных требований.

Методы исследования, использованные в работе

Для выполнения исследований были проведены промышленные испытания по получению экспериментальных переходных характеристик с последующей обработкой их результатов и получением аппроксимирующих выражений соответствующих передаточных функций. При обработке экспериментальных данных и проведении модельных исследований использовалась математическая программа Matlab 6.1.

Научная новизна работы

Экспериментальным путем определены динамические переходные характеристики газомазутных энергоблоков мощностью 300 МВт с прямоточными котлами ТГМП-314А и Пп 950/255-ГМ (ПК-41) и мощностью 7

800 МВт с котлом ТГМП-204. На базе экспериментальных динамических характеристик разработаны динамические модели энергоблоков 300 МВт как объектов регулирования мощности и давления пара перед турбиной.

Разработана методика настройки САУМ, обеспечивающая выполнение требований к нормированному первичному регулированию. Приведена формула для определения коэффициента усиления и постоянной времени котельного регулятора мощности с учетом того, что основным воздействием для него является задание регулятору. Получены формулы для настройки турбинного регулятора мощности как для режима поддержания номинального давления, так и скользящего.

Рассмотрен и проанализирован контур регулирования турбинного регулятора мощности с точки зрения достаточной степени затухания, построены линии заданных значений степени затухания этой системы.

Проведены модельные исследования газомазутных энергоблоков мощностью 300 МВт с прямоточными котлами ТГМП-314А и Пп 950/255-ГМ (ПК-41), оснащенных типовой схемой САУМ и с дополнительным сигналом по небалансу между заданным и фактическим давлениями пара перед турбиной в котельном регуляторе мощности.

Практическая ценность работы

Проведен анализ экспериментальных переходных характеристик энергоблоков с разными типами прямоточных котлов (мощностью 300 МВт ТГМП-314А и Пп 950/255-ГМ (ПК-41) и 800 МВт ТГМП-204). Получены выражения передаточных функций для основных динамических каналов регулирования газомазутных энергоблоков мощностью 300 МВт ст. № 6 Каширской ГРЭС и ст. № 4 Конаковской ГРЭС. Определены параметры настройки САУМ этих энергоблоков.

Разработана методика проведения испытаний по определению переходных характеристик энергоблоков с прямоточными котлами, необходимых для настройки САУМ и основных котельных регуляторов.

Модернизирована типовая схема САУМ за счет ввода в котельный регулятор мощности дополнительного сигнала по небалансу между задан8 ным и фактическим давлениями пара перед турбиной. С помощью модельных исследований и промышленных испытаний показано, что введение этого сигнала позволяет уменьшить отклонения по давлению пара перед турбиной при работе энергоблока в регулировочных режимах.

Даны рекомендации по последовательности и способам настройки основных элементов САУМ с точки зрения выполнения требований нормированного первичного регулирования. Разработанная методика настройки САУМ может быть использована для различных энергоблоков тепловых электростанций с прямоточными котлами.

Достоверность полученных результатов

Достоверность полученных результатов в полной мере подтверждается практической проверкой — приведенными в работе результатами натурных промышленных испытаний, проведенных на трех энергоблоках.

Личный вклад автора

Постановка и реализация задач данной работы, проведение испытаний по определению динамических характеристик энергоблоков и испытаний по проверке САУМ, обработка и анализ их результатов, разработка модели энергоблока как объекта регулирования мощности и проведение модельных исследований, а также разработка методики настройки САУМ выполнены лично автором или при его непосредственном участии, что подтверждено публикациями и выступлениями на научно-технических семинарах и конференциях. Во всех необходимых случаях заимствования научно-технических результатов в диссертации приведены ссылки на литературные источники.

Автор выражает огромную благодарность за помощь при проведении исследования всем сотрудникам лаборатории автоматизации ОАО & quot-ВТИ"-, в первую очередь, Давыдову Н. И., Александровой Н. Д., Павловой М. Ф., Паршутину М. Е., а также специалистам ОАО & quot-ЭЦН"- Башарину В.В.1 и

1 В настоящее время сотрудник ЗАО & quot-АЭН — групп& quot-. филиала & quot-Конаковская ГРЭС& quot- ОАО & quot-ОГК-5"- Коротенкову П. И. и Белоусо-ву Ю.А.

Апробация работы

Основные результаты этой работы докладывались на международном научно-техническом семинаре & quot-О проблемах первичного регулирования& quot- (г. Москва, май 2004 год) — всероссийской Конференции по итогам Конкурса молодых специалистов организаций научно-промышленного комплекса ОАО РАО & quot-ЕЭС России& quot- (Краснодарский край, сентябрь 2005 год) — международной научно-технической конференции CONTROL-2005 (г. Москва, октябрь 2005 год) — национальной конференции по теплоэнергетике НКТЭ-2006 (г. Казань, сентябрь 2006 год).

Непосредственное опробование и натурные испытания разработанной схемы системы автоматического управления мощностью производились на энергоблоках ст. № 1,4 филиала & quot-Конаковская ГРЭС& quot- ОАО & quot-ОГК-5"-.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 5 научно-технических статей и 4 доклада научно-технических конференций.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, 8 глав, общих выводов и библиографии. Работа изложена на 180 страницах и включает в себя 64 рисунка и 6 таблиц. Библиография содержит 60 наименований.

Выводы

1. Для проведения исследования были разработаны динамические модели энергоблоков мощностью 300 МВт ст. № 6 Каширской ГРЭС с прямоточным котлом ТГМП-314А и ст. № 4 Конаковской ГРЭС с котлом Пп 950/25 5-ГМ (ПК-41) как объектов регулирования мощности. В основу моделей положены передаточные функции основных каналов энергоблоков, полученные с помощью аппроксимации экспериментальных динамических характеристик. Модели разработаны для двух исходных нагрузок: высокой (NJfCX =270 МВт) и низкой (TV"CT=170 МВт).

2. Как показали модельные исследования, предложенная методика настройки САУМ и основных котельных регуляторов позволяет максимально использовать аккумулирующую ёмкость и маневренные характеристики котлоагрегата.

3. Результаты проведенных модельных исследований показали, что как типовая САУМ, так и САУМ с дополнительным сигналом по небалансу {р'тж — Рт) в КРМ позволяют выполнить требования нормированного первичного и вторичного регулирования частоты и перетоков мощности по динамике и точности изменения активной мощности во всем регулировочном диапазоне энергоблоков. Полученные переходные процессы полностью соответствуют требованиям Стандарта [3] при проверке требований нормированного первичного регулирования при нормальном и аварийном режимах работы энергосистемы, вторичного регулирования, а также совместного действия первичного, вторичного и третичного регулирования.

4. Как показали модельные исследования, введение дополнительного сигнала (р'тщ — р’т) в КРМ позволяет не только удовлетворить требованиям Стандарта [3], но и уменьшить отклонения регулирующих клапанов турбины АНт за счет большего воздействия на регулирующие органы нагрузки котла, что приводит к меньшим динамическим отклонениям и более быстрой стабилизации давления пара перед турбиной pi.

5. При однократных скачкообразных изменениях задания по мощности А/Узд на 5% от NH0M время стабилизации (в режиме номинального давления) или выхода на новое заданное значение (в режиме скользящего давления) давления пара перед турбиной Ьр’т для энергоблоков мощностью 300 МВт, как показали модельные исследования, составляет примерно 7 мин. Это заметно больше, чем время, отводимое на восстановление давления между возмущениями в Стандарте [3]. Время, необходимое для стабилизации Др, при изменении ANM на

12.5% от NHOM, около 15 мин. Таким образом, на отклонения Ар’г при проведении опытов в соответствии с требованиями Стандарта [3] (имитации группы скачкообразных отклонений частоты с интервалом 5 мин) будет влиять не только & quot-действующее"- возмущение, но и предыдущее, что увеличит величину отклонений. Для энергоблока с котлом ПК-41 время, необходимое для стабилизации энтальпии пара в промежуточной точке пароводяного тракта, а также температур пара на выходе из котла, составляет примерно 10 мин при изменении АЫЗД на 5% от NHOM и около 15 мин при изменении ДЛ^ на 12.5% от NHnu.

8. Результаты промышленных испытаний

8.1. Результаты испытаний энергоблока ст. № 4 Конаковской ГРЭС

Энергоблок ст. № 4 номинальной мощностью 300 МВт Конаковской ГРЭС относится к числу энергоблоков, ориентированных на выполнение требований нормированного первичного и автоматического вторичного регулирования. Для этого была выполнена модернизация и реализована типовая схема САУМ (см. гл. 4). Нужно отметить, что модернизация проводилась до выхода требований Стандарта [3] в 2005 году [57, 58]. В связи с этим, предварительные испытания, проведенные на энергоблоке в начале 2007 г, выявили ряд трудностей и недостатков, в том числе и технологических, препятствующих выполнению в полном объёме требований Стандарта [3]. Для их устранения в 2007 году была проведена большая работа, в которой участвовали специалисты Конаковской ГРЭС, ОАО & quot-ЭЦН"-, ООО & quot-Ропер"- и ОАО & quot-ВТИ"- [59].

В типовую схему САУМ, которая была изначально реализована на энергоблоке, были внесены изменения, описанные в гл. 6. В режиме скользящего давления сигнал (. Нтзд-Нт) в ТРМ был заменен на небаланс

Рт — р’т ж)' а в КРМ был добавлен сигнал {р'тж — р’т). Эти изменения сопровождались приведенными выше модельными исследованиями, в процессе которых были определены параметры настройки САУМ.

В начале 2008 года на данном энергоблоке были успешно проведены сертификационные испытания в полном соответствии с требованиями Стандарта [3]. Испытания проводились на трех нагрузках вверху, в середине и внизу регулировочного диапазона1 [59, 60].

В качестве примера на рис. 57 представлены переходные процессы по фактической N (1) и заданной мощности N3Jl (2) с границами допустимых отклонений — (Nm + 1% от NH0S1) (3) и {N3Jl — 1% от Ииш) (4) — при имита

1 Диапазон автоматического регулирования энергоблока ст. № 4 Конаковской ГРЭС, полностью обеспечиваемый совокупностью всех регуляторов, (145-^-300) МВт. ции скачкообразных отклонений частоты сети на + 150 мГц (при нулевой мертвой полосе имитатора отклонения частоты, с помощью которого наносились возмущения), приводящих к изменению задания по мощности на ]Уад=±15МВт, внизу регулировочного диапазона (исходная нагрузка

Nltcx=l60 МВт). Как видно, все параметры переходного процесса по мощности N, полностью отвечали требованиям Стандарта [3]: за 10 с изменение мощности составляло не менее 10 МВт (требуется не менее 7.5 МВт), за 30 с мощность входила в коридор (15±3) МВт. В процессе всего опыта мощность N поддерживалась с точностью не хуже 1% от NHOU.

Аналогичные результаты были получены и в опытах при имитации скачкообразных отклонений частоты сети на + 150 мГц вверху и в середине регулировочного диапазона (NI1CX =280 МВт и NI1CX =225 МВт). При этом нужно отметить, что все основные технологические параметры энергоблока в этих опытах поддерживались в допустимых пределах. Наибольшие отклонения давления пара перед турбиной р при высокой нагрузке (режим номинального давления) находились в пределах (-0.3 -г+0. 8) МПа. Температура пара за котлом t"K отклонялась в пределах (-5 + +7) & deg-С по трем ниткам с выбегом по нитке Б до 12 & deg-С на высокой нагрузке, (-5++18) & deg-С с выбегом по нитке Б (-20) & deg-С на средней нагрузке и (-20++15) & deg-С на низкой нагрузке.

На рис. 58 приведены переходные процессы по N (1) и N3Jl (2) с границами допустимых отклонений — (Nw + 1% от NHOSi) (3) и (N3Jl — 1% от NHm{) (4) — при имитации отклонений частоты на + 370 мГц вверху регулировочного диапазона.

Как видно, полученные переходные процессы так же, как внизу и в середине регулировочного диапазона, соответствуют требованиям Стандарта [3]: за 10 с изменение мощности составляло не менее 18 МВт, за 2 мин мощность входила в коридор (15 ± 3) МВт. В процессе всего опыта

170 165

160

155 ISO

145

140 --------

0 5 10 0910 00 -09 35 ГО 15 20 25

Рис. 57 Переходные процессы по N и Ызд при скачкообразных изменениях частоты на + 150 мГц внизу регулировочного диапазона на энергоблоке ст. № 4 Конаковской ГРЭС.

300

290 200 270 260

2SJ 540 230

220

О 5 10 1Э-2000 И3 45СЮ 15 20 25

Рис. 58 Переходные процессы по N и N3M при скачкообразных изменениях частоты на + 370 мГц вверху регулировочного диапазона на энергоблоке ст. № 4 Конаковской ГРЭС.

Н. Кхц- МВт ---------------------------------- -. j

Y. 2 ~~ 1 4

J /

1 i I t. i 1 t, мин W мощность N поддерживалась с точностью не хуже 1% от NHOSf. Наибольшие отклонения давления пара перед турбиной р’т при работе в режиме номинального давления находились в пределах (-0. 75++1. 6) МПа. Максимальные отклонения температуры пара за котлом t’l (на высокой нагрузке составили (-8++20) & deg-С, на средней нагрузке — (-30++10) & deg-С, на низкой нагрузке — (-50++10) & deg-С.

На рис. 59 приведены переходные процессы по N при периодических треугольных изменениях задания N3Jl на низкой нагрузке, на рис. 60 — при проверке совместного действия первичного и вторичного регулирования на высокой нагрузке. Обозначения аналогичны рис. 57, 58. Погрешность отработки линейных изменений N3Jl (вторичное регулирование) в обоих опытах не превышала 1.5 МВт или 0.5% от NHOU. Критерии первичного регулирования во втором опыте полностью соответствовали Стандарту [3]. Отклонения р’т при проверке совместного действия первичного и вторичного регулирования находились в пределах ± 0.4 МПа.

8.2. Результаты испытаний энергоблока ст. № 1 ГРЭС-24 (Рязанской ГРЭС)

Среди энергоблоков, на которых была реализована типовая схема САУМ, разработанная ОАО & quot-ВТИ"-, описание которой было приведено в гл. 4, можно выделить энергоблок ст. № 1 ГРЭС-24 (Рязанская ГРЭС). В 20 062 007 годах на нем была проведена модернизация1 и реализована типовая схема САУМ с форсирующими устройствами задания по мощности ТРМ и КРМ. Основным оборудованием энергоблока является опытно-промышленный однокорпусный прямоточный котел Пп -1000−255 (модель П-74), паровая конденсационная турбина К-300−240−4. Особенностью данного энергоблока является то, что во всем диапазоне нагрузок ((160+300) МВт) он работает в режиме поддержания постоянного (номинального) давления пара перед турбиной. [60]

1 Модернизация проведена ОАО & quot-ЭЦН"-.

Рис. 59 Переходные процессы по N при имитации периодических треугольных изменений N-щ внизу регулировочного диапазона на энергоблоке ст. № 4 Конаковской ГРЭС.

11ШМ-1) JSOO jjsshj

Рис. 60 Переходные процессы по N при проверке совместного действия первичного и вторичного регулирования вверху регулировочного диапазона на энергоблоке ст. № 4 Конаковской ГРЭС.

В июне 2007 г на энергоблоке ст. № 1 ГРЭС-24 (Рязанская ГРЭС) были проведены сертификационные испытания, результаты которых полностью соответствуют требованиям Стандарта [3]. В качестве примера на рис. 61 приведен график изменения основных технологических параметров мощности N, давления пара перед турбиной р’т, положения регулирующих клапанов турбины Нт и расходы топлива (газа) FT и питательной воды по ниткам котла Fm при имитации отклонений частоты на +370 мГц (при нулевой мертвой полосе имитатора отклонения частоты) вверху регулировочного диапазона. На рис. 62 показано изменение мощности при периодических треугольных изменениях задания N3]l на низкой нагрузке. Обозначения на рис. 62 аналогичны рис. 57, 58. [60]

8.3. Результаты испытаний энергоблока ст. № 1 Конаковской ГРЭС

На энергоблоке ст. № 1 Конаковской ГРЭС, в состав основного оборудования которого входят прямоточный газомазутный котел Пп 950/255-ГМ (ПК-41) и паровая конденсационная турбина с промперегревом К-300−240−7МР, в начале 2008 года была реализована & quot-усовершенствованная"- схема САУМ, то есть в КРМ, построенный по типовой схеме, был добавлен сигнал (р'т> зд — pi) с коэффициентом и.

В апреле и июле 2008 г на этом энергоблоке были проведены предварительные испытания по проверке соответствия требованиям Стандарта [3]. Для иллюстрации на рис. 63 приведены переходные процессы, полученные при имитации скачкообразных изменений частоты на +370 мГц (при нулевой мертвой полосе имитатора отклонения частоты) по мощности N, давлению пара перед турбиной р’т и положению регулирующих клапанов турбины Нт. На рис. 64 показано изменение мощности энергоблока N при проверке совместного действия первичного, вторичного и третичного регулирования. Обозначения на рис. 64 аналогичны рис. 57, 58. Как видно, результаты проведенных испытаний соответствуют требованиям Стандарта [3].

N Нт

112 11С 106 106 104 102 100 96 96 94 92 90 88 36 84 82 00 78 78 74 72 ГО fV

Fr Fiw

120

Рис. 61 Переходные процессы по N, р’т, Нт, FT и FnB при скачкообразньсх изменениях частоты на + 370 мГц вверху регулировочного диапазона на энергоблоке ст. № 1 ГРЭС-24. блоке ст. № 1 ГРЭС-24,

09−1 ft 01 09(941 09,21: 21 09: 53. 01 C& 24 41 09. 2ft M 092& 01 0& 2*41 09: 31:21 03: 33 01 09t34 41 OS36 21 09: 3301 СЙ. Э341 Ой 41 21 09. 43. 01 0944 41 09. 4621

Рис. 63 Переходные процессы по N, р^ и Нт при скачкообразных изменениях частоты на Т370 мГц в середине регулировочного диапазона на энергоблоке ст. № 1 Конаковской ГРЭС. эзо

326 320 315 310 305 300 295 290 Ж 2В0 275 270 Ш 260 255 250 245 240 234 230 72S 220 215 210 205 200 185 iso 105 180 175 170 165 160 155 ISO 145 л Л

164 706 1& 5ft 26 ($ 53: 46 165 706 W0& 25 17: 0346 170 706 1 710 136 1Ш46 171 706 1?& raquo-.М 17: 23*6 172 706 17Ж26 173J46 17. 37:06 17: 40. 26 64 Переходные процессы по N при проверке совместного действия первичного, вторичного и третичного регулирования вверху регулировочного диапазона на энергоблоке ст. № 1 Конаковской ГРЭС.

8.4. Сопоставление результатов промышленных испытаний и модельных исследований

Обобщая результаты проведенных промышленных предварительных и сертификационных испытаний на энергоблоках с типовой и усовершенствованной схемой САУМ, прежде всего, необходимо отметить, что оба варианта САУМ позволяют выполнить требования к динамике и точности изменения активной мощности. При этом результаты, полученные на практике, полностью подтверждают результаты проведенных модельных исследований.

Нужно отметить, что параметры настройки САУМ энергоблока ст. № 4 Конаковской ГРЭС определялись с помощью методики, предложенной в данной работе, и проверялись при проведении модельных исследований. Последующее уточнение параметров настройки на энергоблоке было незначительным.

Заключение

В диссертации решен комплекс основных задач, связанных с исследованием взаимосвязанной системы автоматического регулирования мощности и давления пара перед турбиной газомазутного энергоблока с прямоточным котлом и разработкой метода настройки этой системы. К основным результатам работы относятся:

1. Разработана методика проведения испытаний по определению переходных динамических характеристик энергоблоков с прямоточными котлами, необходимых для настройки САУМ и основных котельных регуляторов.

2. Получены экспериментальные переходные характеристики основных динамических каналов газомазутных энергоблоков мощностью 300 МВт с прямоточными котлами ТГМП-314А и Пп 950/255-ГМ (ПК-41) на высокой (90% от номинальной мощности энергоблока) и низкой (57% от номинальной мощности энергоблока) нагрузках и мощностью 800 МВт с котлом ТГМП-204 на низкой нагрузке (60% от номинальной мощности энергоблока). Выполнен анализ динамических характеристик указанных энергоблоков.

3. На базе экспериментальных динамических характеристик получены аппроксимационные выражения для передаточных функций основных каналов газомазутных энергоблоков мощностью 300 МВт ст. № 6 Каширской ГРЭС и ст. № 4 Конаковской ГРЭС как объектов регулирования мощности и давления пара перед турбиной. Разработаны динамические модели указанных энергоблоков для высокой (90% от номинальной мощности энергоблока) и низкой (57% от номинальной мощности энергоблока) нагрузок.

4. Разработана методика настройки типовой схемы САУМ, направленная на выполнение современных энергосистемных требований к нормированному первичному и вторичному регулированию частоты и перетоков мощности. Приведены способы настройки дифференциатора по давлению пара перед турбиной в котельном регуляторе мощности. Предложена формула для определения коэффициента усиления и постоянной времени котельного регулятора мощности с учетом того, что основным воздействием для него является задание регулятору. Получены формулы для настройки турбинного регулятора мощности.

Предложенная методика настройки САУМ может быть использована для различных энергоблоков ТЭС с прямоточными котлами.

5. Рассмотрен и проанализирован контур регулирования с турбинным регулятором мощности с точки зрения устойчивости, построены линии заданной степени затухания. При этом получено, что все линии заданной степени затухания данной системы, в том числе и близкая к апериодическому процессу при корневом показателе колебательности т = (степень затухания колебаний W = 0. 998), имеют разомкнутый вид. Это позволило сделать вывод о достаточно большом запасе устойчивости контура регулирования турбинного регулятора мощности, то есть возможности изменять постоянную времени Т& bdquo- и коэффициент усиления К, турбинного регулятора в широких пределах с сохранением высокой степени затухания переходных процессов.

6. Предложен вариант модернизации типовой схемы САУМ за счет ввода в котельный регулятор мощности дополнительного сигнала по небалансу между заданным и фактическим значениями давления пара перед турбиной. Проведенные модельные исследования и промышленные испытания показали, что введение этого сигнала позволяет уменьшить динамические отклонения по давлению пара перед турбиной при работе энергоблока в режимах регулирования энергосистемных параметров. Были разработаны рекомендации по настройке дополнительных элементов & quot-усовершенствованной"- схемы САУМ.

7. Определены параметры настройки САУМ энергоблоков мощностью 300 МВт ст. № 6 Каширской ГРЭС с прямоточным котлом ТГМП-314А и ст. № 4 Конаковской ГРЭС с котлом Пп 950/255-ГМ (ПК-41).

8. Проведены модельные исследования типовой схемы САУМ, а также САУМ с дополнительным сигналом по небалансу между заданным и фактическим давлениями пара перед турбиной в котельном регуляторе мощности на моделях энергоблоков мощностью 300 МВт с прямоточными котлами ТГМП-314А и Пп 950/255-ГМ (ПК-41) вверху (90% от NII (m) и внизу (57% от уУ//ш/) регулировочного диапазона. Результаты исследований показали, что как типовая так и & quot-усовершенствованная"- САУМ позволяют выполнить требования нормированного первичного и вторичного регулирования частоты и перетоков мощности к динамике и точности изменения активной мощности. При этом введение в котельный регулятор мощности дополнительного сигнала по небалансу между заданным и фактическим значениями давления пара перед турбиной (применение & quot-усовершенствованной"- схемы) позволяет уменьшить динамические отклонения и время стабилизации давления пара перед турбиной, перерегулирования регулирующих клапанов турбины. Как показали модельные исследования, а затем подтвердили промышленные испытания, при однократных скачкообразных изменениях задания по мощности ДNm на 5% от NHOSi время стабилизации (в режиме номинального давления) или выхода на новое заданное значение (в режиме скользящего давления) давления пара перед турбиной Ьр’т для энергоблоков мощностью 300 МВт составляет примерно 7 мин. Время, необходимое для стабилизации Ьр’т при изменении AN3J (на 12.5% от NHau, около 15 мин. Таким образом, на отклонения Ьр’т при проведении опытов в соответствии с требованиями Стандарта [3] (имитации четырех знакопеременных скачкообразных отклонений частоты с интервалом 5 мин) влияет не только & quot-действующее"- возмущение, но и предыдущее, что увеличивает величину отклонений.

9. Положительные результаты проведенных промышленных предварительных и сертификационных испытаний на энергоблоках с типовой и усовершенствованной схемой САУМ подтвердили, что оба варианта САУМ позволяют выполнить современные энергосистемные требования к динамике и точности изменения активной мощности с преимуществом & quot-усовершенствованной"- схемы с точки зрения поддержания давления пара перед турбиной или положения регулирующих клапанов турбины в режиме скользящего давления. При этом результаты, полученные на практике, полностью подтвердили результаты проведенных модельных исследований. Параметры настройки САУМ энергоблока ст. № 4 Конаковской ГРЭС определялись с помощью методики, предложенной в данной диссертационной работе, и проверялись при проведении модельных исследований. Последующее уточнение параметров настройки на энергоблоке было незначительным.

ПоказатьСвернуть

Содержание

1. Функции и основные технические требования к системам автоматического управления мощностью.

1.1. Основные функции системы автоматического управления мощностью энергоблока.

1.2. Основные технические требования к системам автоматического управления мощностью газомазутных конденсационных энергоблоков

1.2.1. Классификация системных требований к газомазутным энергоблокам.

1.2.2. Системные технические требования к общему первичному регулированию частоты.

1.2.3. Системные технические требования к нормированному первичному регулированию частоты и ко вторичному регулированию частоты и перетоков мощности.

1.2.4. Технические требования к САУМ, связанные с поддержанием давления пара перед турбиной.

2. Краткий обзор систем автоматического управления мощностью.

2.1. Основные этапы развития систем автоматического управления мощностью.

2.2. Особенности реализации турбинного и котельного регуляторов мощности.

2.3. Системы управления мощностью с воздействием на регенеративные отборы.

2.4. Особенности формирования задания по мощности.

2.4.1. Формирование задания по первичной, плановой и неплановой мощностям.

2.4.2. Учет технологических ограничений.

Выводы.

3. Энергоблок как объект регулирования мощности.

3.1. Обобщенная структурная схема энергоблока как объекта регулирования мощности и давления пара перед турбиной.

3.2. Экспериментальные переходные характеристики энергоблоков с прямоточными котлами.

3.2.1 Методика проведения испытаний по определению переходных характеристик энергоблоков с прямоточными котлами.

3.2.2. Экспериментальные переходные характеристики энергоблоков с прямоточными котлами.

3.2.3. Характерные параметры динамических характеристик основных каналов энергоблока как объекта регулирования мощности.

3.2.4. Сравнительный анализ переходных характеристик энергоблоков мощностью 300 МВт с разными типами прямоточных котлов.

4. Структурная схема типовой взаимосвязанной системы регулирования мощности и давления пара перед турбиной.

4.1. Структурная схема типовой взаимосвязанной системы регулирования мощности и давления пара перед турбиной.

4.2. Возможности повышения приемистости энергоблока путем форсирующих воздействий.

5. Методика выбора параметров настройки взаимосвязанной системы регулирования мощности и давления пара перед турбиной.

5.1. Определение параметров настройки регулятора топлива РТ, стабилизатора питания СТРП, динамического преобразователя ДП и регулятора общего воздуха РОВ.

5.2. Определение параметров настройки дифференциатора Д.

5.3. Определение параметров настройки котельного регулятора мощности.

5.4. Определение параметров настройки турбинного регулятора мощности ТРМ.

5.4.1. Определение параметров настройки ТРМ при работе энергоблока в режиме поддержания номинального давления.

5.4.2. Определение параметров настройки ТРМ при работе энергоблока в режиме поддержания скользящего давления.

5.5. Определение параметров настройки форсирующих устройств.

5.5.1. Определение параметров настройки форсирующего устройства для турбинного регулятора мощности.

5.5.2. Определение параметров настройки форсирующего устройства для котельного регулятора мощности.

5.5.3. Дополнительные форсирующие устройства.

6. Усовершенствование типовой схемы САУМ.

6.1. Введение дополнительного сигнала по небалансу (р'тм -р-г) в котельный регулятор мощности.

6.2. О настройке схемы САУМ с дополнительным сигналом по небалансу {р'тм -р'т) в КРМ.

6.2.1. Формирование р’тщ в зависимости от Ызд.

6.2.2. Настройка дополнительного сигнала по небалансу давления в КРМ.

7. Модельные исследования взаимосвязанной системы регулирования мощности и давления пара перед турбиной газомазутного энергоблока с прямоточным котлом.

7.1. Структурная схема модели.

7.2. Передаточные функции основных динамических каналов энергоблока.

7.3. Возмущающие воздействия и критерии оценки реакции на них при модельных исследованиях.

7.4. Результаты модельных исследований.

7.4.1. Модельные исследования типовой схемы САУМ.

7.4.2. Модельные исследования САУМ с дополнительным сигналом СРтм-Рт) в КРМ.

7.4.3. Проверка выполнения требований Стандарта.

Выводы.

8. Результаты промышленных испытаний.

8.1. Результаты испытаний энергоблока ст. № 4 Конаковской ГРЭС.

8.2. Результаты испытаний энергоблока ст. № 1 ГРЭС-24 (Рязанской ГРЭС).

8.3. Результаты испытаний энергоблока ст. № 1 Конаковской ГРЭС.

8.4. Сопоставление результатов промышленных испытаний и модельных исследований.

Список литературы

1. Протокол расширенного совместного заседания Бюро НТС РАО & quot-ЕЭС России& quot- и Научного Совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики 28. 11. 2001 г.

2. Приказ РАО ЕЭС России № 524 от 18. 09. 2002 г.

3. Стандарт ОАО & laquo-СО ЕЭС& raquo- СТО 59 012 820. 27. 100. 002−2005 (СО-ЦДУ ЕЭС 001−2005, IDN) & laquo-Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты& raquo-, Москва, 2005.

4. Стандарт ОАО РАО & laquo-ЕЭС России& raquo- СТО 17 330 282. 29. 240. 22 007 «Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России& raquo-, Москва, 2007.

5. Меламед А. Д. Требования к системам регулирования мощности энергоблоков при работе в нормальных режимах // Автоматическое управление мощностью ТЭС и АЭС: Сб. докладов. М.: Энерго-атомиздат, 1990.

6. Давыдов Н. И., Меламед А. Д., Трахтенберг М. Д. Система автоматического регулирования частоты и мощности блочных ТЭС с прямоточными котлами // Теплоэнергетика. 1979. № 8.

7. Требования к оборудованию энергетических блоков мощностью 300 МВт и выше, определяемые условиями их автоматизации. СО 153−34. 35. 102. Москва, ОРГРЭС, 1976.

8. Sack М. Regelungsimtersuchiingen an Benson-Blockanlagen // Е-lektrizitatswirtschaft. 1957. № 20.

9. Schroeder G. Frequenz-Leistungsregelung von Hochdruckdamfer-zeugern // BWK. 1957. № 11.

10. Halle K. Der Kraftwerkblock als regelungste chnische Einheit // BWK. 1957. № 11.

11. Рокотян С. С., Волькенау И. М., Волкова Е. А. Требования энергосистем к маневренности оборудования // Теплоэнергетика. -1971. № 3.

12. Койчу М. Б., Феношин Б. И. Многосвязная автоматическая система регулирования мощности, давления и температуры для газомазутного энергоблока 800 МВт // Автоматическое управление мощностью ТЭС и АЭС: Сб. докладов. М.: Энергоатомиздат, 1990.

13. Ительман Ю. Р. Об участии блочных ТЭС в регулировании частоты // Электрические станции. 1985. № 9.

14. Типовые схемы регулирования энергоблоков с прямоточными котлами мощностью 300 МВт и выше. Совмест. отчет ВТИ, ВНИИЭ, ОРГРЭС. Москва, 1976.

15. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: СПО ОРГРЭС, 2003 г.

16. Аюев Б. И. Концептуальные основы рынка мощности в ЕЭС России // Электрические станции. 2008. № 8.

17. Биленко В. А., Меламед А. Д., Микушевич Э. Э. и др. Разработка и внедрение САРЧМ крупных энергоблоков // Теплоэнергетика. -2008. № 10.

18. Profos P. Le reglage de la chaudiere monotubulaire Sulzer // Revue technique Sulzer. 1957. № 2.

19. Котельные и турбинные установки энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт. под. ред. Дорощука В. Е., Рубина В. Б. М.: Энергия, 1979.

20. Автоматизация крупных тепловых электростанций, под. ред. ШальманаМ.П., М.: Энергия, 1974.

21. А.с. № 571 791 (СССР). Система автоматического регулирования / Давыдов Н. И., Меламед А. Д., Чесноковский В. З. — опубл. в бюл. & quot-Открытия, изобретения. Промышленные образцы. Товарные знаки& quot-, № 33,1977.

22. А.с. № 560 074 (СССР). Система регулирования мощности энергоблока / Давыдов Н. И., Меламед А. Д., Фотин Л. Б. опубл. в бюл. & quot-Открытия, изобретения. Промышленные образцы. Товарные знаки& quot-, № 20, 1977.

23. Muller Н. Das 300-MW-THTR-Kernkraftwerk Ventrop // Kern-technik. 1972. № 9.

24. Свечников A.A., Корецкий А. С. Регулирование мощности блока 300 МВт // Теплоэнергетика. 1971. № 6.

25. Давыдов Н. И., Канцырева J1.H. Аналитическое исследование различных вариантов системы автоматического регулирования мощности блока прямоточным котлом // Теплоэнергетика. 1971. № 4.

26. Плетнев Г. П., Штробель В. А., Мухина B.C. Исследования систем автоматического регулирования мощности парогенератора и турбины в режиме регулирования частоты // Теплоэнергетика. — 1972. № 11.

27. Durrant О. W. Operation and Control of Once-through Boilers during electric power system emergencies // USA Transactions. — 1976. № 4.

28. Фотин Л. П. Системы автоматического управления мощностью энергоблоков 200 и 300 МВт // Электрические станции. 1975. № 8.

29. Стернинсон Л. Д. Об оснащении энергоблоков автоматическими регуляторами мощности // Электрические станции. 1973. № 10.

30. Laubii F.V. Fenton F.N. The flexibility of the supercritical boiler as a partner in power system design and operation // IEEE Transactions on power apparatus and systems. 1971. № 4.

31. Enoki Shigetaka, Kawamoto Hirgoshi, Jieka Michihiro, etc. Improvement control responsibility for once-through boiler // Hitachi hvo-ron.- 1973. № 6.

32. Структурные схемы САУМ энергоблоков 200, 300 и 800 МВт. Алгоритмы и методика настройки САУМ. Отчет ВТИ арх. №. 15 116. Москва, 2005.

33. А.с. № 434 178 (СССР). Система автоматического регулирования мощности энергоблока / Давыдов Н. И., Канцырева JI.H., Меламед А. Д. опубл. в бюл. & quot-Открытия, изобретения. Промышленные образцы. Товарные знаки& quot-, № 24, 1974.

34. А.с. № 366 272 (СССР). Система регулирования блока котел -турбина / Любан А. Е., Фрагин М. С. опубл. в бюл. & quot-Открытия, изобретения. Промышленные образцы. Товарные знаки& quot-, № 7, 1973.

35. А.с. № 2 269 012 (Россия). Способ автоматизированного управления паротурбинным энергоблоком / Авруцкий А. Г., Лазарев М. В., Акуленко В. В., Волчегорский М. Л. — опубл. в бюл. & quot-Открытия, изобретения. Промышленные образцы. Товарные знаки& quot-, № 3,2006.

36. Falgenhauer G., Kiirten Y. Zweckmafiigkeit von MaBnahmen zur schnellen Leistungssteigerung in Dampfkraftwerken // VGB Kraftwerks-technik 65. Heft 4. 1985, № 4.

37. Кириллов И. И., Иванов B.A., Арсеньев JI.B. и др. Повышение маневренности современных энергоблоков методом отключения ПВД // Теплоэнергетика. 1978. № 2.

38. Ительман Ю. Р., Михайлова И. П., Фейгин С. И. и др. Разработка и внедрение общестанционной системы автоматического регулирования Киришской ГРЭС // Энергетик. 1981, № 10.

39. Давыдов Н. И., Павлова М. Ф. Микропроцессорная система управления мощностью ТЭС // Автоматическое управление мощностью ТЭС и АЭС: Сб. докладов. М.: Энергоатомиздат, 1990.

40. Козырева Е. Г. Автоматический учет технологических ограничений при регулировании мощности энергоблока // Автоматическое управление мощностью ТЭС и АЭС: Сб. докладов. М.: Энергоатомиздат, 1990.

41. Ryan F., Schabel R., Radtkey R. Factor equipment capabilities into load management // Power. 1985. № 6.

42. Стефани Е. П. Основы расчета настройки регуляторов теплоэнергетических процессов. М.: & quot-Энергия"-, 1972.

43. Ротач В. Я. Теория автоматического управления. М.: Изд. МЭИ, 2004.

44. Экспериментальные динамические характеристики энергоблока мощностью 300 МВт № 6 Каширской ГРЭС как объекта регулирования мощностью. Отчет ВТИ. Москва, 2004.

45. Александров А. А., Григорьев Б. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М.: Изд. МЭИ, 2003.

46. Экспериментальные динамические характеристики газомазутного энергоблока мощностью 800 МВт № 6 Рязанской ГРЭС. Отчет ВТИ. Москва, 2004.

47. Александрова Н. Д., Давыдов Н. И. О настройках импульсных релейных регуляторов на малоинерционных объектах. // Теплоэнергетика. 2002. № 5.

48. Разработка методики расчета оптимальных параметров настройки котельного регулятора мощности, входящего в состав системы автоматического управления мощностью энергоблока. Отчет ВТИ арх. №. 15 302. Москва, 2008

49. Теория автоматического управления. Теория линейных систем автоматического управления, под. ред. Воронова А. А. ч.1. М., Высшая школа, 1977.

50. Зорченко Н. В., Давыдов Н. И., Григоренко А. А. Исследование влияния форсирующих сигналов в системе автоматического управления мощностью энергоблока на его приемистость // Теплоэнергетика. -2006. № 10.

51. Давыдов Н. И., Зорченко Н. В., Бояршинов Д. Г. Результаты испытаний и модельных исследований системы автоматического управления мощностью газомазутного энергоблока 300 МВт // Теплоэнергетика. — 2005. № 10

52. Зорченко Н. В. Результаты испытаний и модельных исследований системы автоматического управления мощностью газомазутного энергоблока № 6 мощностью 300 МВт Каширской ГРЭС// Автоматизированные системы управления: Сб. докладов. М.: ОАО & quot-ВТИ"-, 2005.

53. Давыдов Н. И., Зорченко Н. В., Григоренко А. А. Системы автоматического управления мощностью энергоблоков // Материалыдокладов Национальной Конференции по теплоэнергетике: Сб. докладов, т.2 Казань: Иссл. центр пробл. энерг. КазНЦ РАН, 2006.

54. Давыдов Н. И., Григоренко А. А., Зорченко Н. В. и др. Система автоматического управления мощностью энергоблока 300 МВт Конаковской ГРЭС // Теплоэнергетика. 2006. № 7.

55. Мельников А. В., Сиротинин А. Н., Коротенков П. И. и др. Результаты сертификационных испытаний энергоблока 300 МВт Конаковской ГРЭС по проверке готовности к участию в нормированном регулировании частоты // Электрические станции. — 2008. № 8.

56. Давыдов Н. И., Зорченко Н. В. Анализ результатов сертификационных испытаний энергоблоков 200, 300 и 800 МВт по проверке готовности к участию в нормированном регулировании частоты // Электрические станции. 2008. № 11. ь>-

Заполнить форму текущей работой