автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Исследование дискретности управляющих воздействий в электроэнергетике

На правах рукописи

Балаков Павел Юрьевич

ИССЛЕДОВАНИЕ ДИСКРЕТНОСТИ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Специальность 05.14.02 "Электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими"

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва

1998

Работа выполнена на кафедре "Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем" Московского энергетического института (технического университета) и в Информационно-вычислительном центре -филиале ЛО "Моонсрго".

Научный руководитель кандидат технических наук,

доцент ШУНТОВ А.В.

Официальные оппоненты док юр технических паук,

профессор САВЕЛЬЕВ В.А. кандидат технических наук, доцент КУЗНЕЦОВ Ю.П.

Ведущая организация ОАО "Институт Теплоэлектропроект"

г. Москва

Защита диссертации состоится 13 ноября 1998 г. в аудитории Г-201 в 15 часов на заседании диссертационного Совета К 053.16.17 Московского энергетического института (технического университета) по адресу: Москва, ул. Красноказарменная, дом 17, 2 этаж, корпус "Г".

Отзывы и замечания на автореферат в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью учреждения, просим присылать по адресу: 111250, Москва, ул. Красноказарменная, дом 14, Ученый Совет МЭИ (ТУ).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ.

Автореферат разослан "_"_ 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

К 053.16.17, к.т.н., зав. НИЛ Сыромятников С.Ю.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Появление на мировом рынке в 80-х годах надежной и относительно дешевой микропроцессорной техники позволило использовать ее для реализации управляющих и информационных функций, в том числе для автоматизации управления технологическим и производственным процессами на электростанциях различных стран, включая Россию. Но при проектировании и внедрении АСУ ТП должны быть заранее учтены и согласованы параметры программно-технических комплексов (ПТК) АСУ ТП с требованиями, предъявляемыми энергосистемой, по ведению возможных эксплуатационных режимов электростанций.

Постановка задачи и цели исследования. Микропроцессорные системы, используемые в качестве ПТК АСУ ТП электростанций, выпускают десятки производителей. Быстродействие ПТК необходимо согласовывать с эквивалентными динамическими характеристиками энергосистемы. Но современные требования к управлению контуров регулирования противоречивы. Указанное вынуждает провести тщательный анализ требуемого быстродействия ПТК для решения задач АСУ ТП тепловых электростанций (ТЭС). Целью работы является исследование дискретности управляющих воздействий в электроэнергетике для учета и согласования параметров ПТК АСУ ТП с требованиями, предъявляемыми энергосистемой, по ведению возможных эксплуатационных режимов.

Методы исследования. При решении поставленных задач были использованы положения теории релейной защиты и автоматики электроэнергетических систем (ЭЭС), системный анализ, методы вычислительной математики и обработки экспериментальных данных, программы расчетов тепловых и электрических режимных параметров электростанций, математическое моделирование на цифровых ЭВМ.

Научная новизна работы заключается в следующем: ■ в системном анализе нормативных материалов и тенденций в отечественной и зарубежной практике по согласованию ПТК АСУ ТП ТЭС с системами автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ),

автоматического регулирования напряжения (АРН) и противоаварийной автоматики (ПАА);

■ разработке рекомендаций по верхним и нижним границам квантования управляющих сигналов для целей АРЧМ, АРН и ПАА как для ТЭС с поперечными связями, так и блочных;

■ анализе влияния изменения параметров в тепловой части ТЭС при работе делительной автоматики, на возможность выделения станции на изолированную работу и на требования к быстродействию устройств АСУ ТП ТЭС для осуществления этого режима.

в в разработке научно-обоснованного подхода при выборе параметров П'ГК АСУ ТП электрической части ТЭС.

Практическая ценность:

1.Технические требования к ПТК АСУ ТП ТЭС являются основой для выбора комплекса технических средств АСУ ТП ТЭС, обеспечивающего режимы работы ТЭС в энергосистеме. Внедрены в АО "Мосэнерго".

2.Разработанная математическая модель главной схемы электрических соединений ТЭЦ позволяет в диалоговом режиме отработать различные варианты совместных действий делительной автоматики и оперативного персонала при выводе станции на изолированную работу. Программа внедрена на ТЭЦ-16 АО "Мосэнерго".

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались: на Всероссийском постоянно-действующем научном семинаре "Электрическая часть электростанций и подстанций" (декабрь 1997 г.), заседании кафедры "Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем" (ноябрь 1996 г.) и в электроэнергетическом отделе ИВЦ АО "Мосэнерго" (март 1998 г.).

Публикации. По основному содержанию и результатам работы опубликовано пять статей и учебно-методическое пособие по курсу "Проектирование электростанций".

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы и четырех приложений. Работа содержит 151 страницу машинописного текста, 26 рисунков и 10 табл.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дан анализ технических характеристик микропроцессорных систем, выпускаемых различными производителями для использования в качестве ПТК АСУ ТП ТЭС.

В первой главе показано, что ПТК АСУ ТП должен создаваться как составная часть автоматизированной системы управления ТЭС на основе унифицированных технических, информационных, программных средств. Он должен представлять собой единый информационно-управляющий комплекс для всего энергоблока и его вспомогательного оборудования.

С позиций ведения требуемых режимов работы электростанций в энергосистеме и регулирования ими энергосистемных параметров основное влияние на характеристики ПТК АСУ ТП оказывают три основные функциональные системы управления:

П автоматическое регулирование частоты и мощности (активной) - система АРЧМ;

Н - автоматическое регулирование напряжения (реактивной мощности) - система АРН;

И - станционная лротивоаварийная автоматика - система ПАА.

В условиях рыночной экономики каждая энергосистема обязана регулировать режим по активной мощности и частоте за счет собственных генерирующих источников. В противном случае режим ведется другими электростанциями объединения энергосистем. И те из них, которые не привлекаются к регулированию энергосистемных параметров, должны расплачиваться за данную услугу с другими системами. Изложенное свидетельствует о необходимости учета технических требований к ПТК АСУ ТП ТЭС, обеспечивающих требуемые режимы работы электростанций в энергосистеме. Если данный вопрос оставить открытым, то в перспективе может

оказаться, что уже внедренные АСУ ТП смогут выполнять лишь функции локального регулирования.

Во второй главе разработаны рекомендации по выбору характеристик ПТК АСУ ТП ТЭС на основе анализа существующих в России "Технических требований к маневренности энергетических блоков с конденсационными турбинами", которые определяют следующие эксплуатационные режимы управления мощностью:

- режим реализации диспетчерского планового графика нагрузки;

- изменение мощности энергоблока при колебаниях частоты в энергосистеме;

- регулирование мощности энергоблока в соответствии с сигналами внешних регулирующих устройств, контролирующих перетоки мощности по линиям связи и частоту.

Исходя из двух противоречащих друг другу требований, с одной стороны, обеспечения максимально возможной приемистости, а с другой, предотвращения возникновения недопустимых термонапряжений в металле турбины, допустимая скорость планового изменения мощности при номинальном давлении принимается равной до 4 % в минуту, при скользящем давлении - 4-6 %/мин, при пуске из горячего состояния - 1,2 %/мин, а при пуске из неостывшего состояния - 0,7 %/мин.

При таких значениях допустимых скоростей изменение нагрузки может производиться в темпе котла со слежением турбины за котлом и высоких требований к быстродействию системы АРЧМ не предъявляется.

Непосредственное участие энергоблока в регулировании частоты сети обеспечивается за счет действия гидромеханического регулятора скорости (частоты вращения) паровой турбины и вторичного контура частотной коррекции в составе регулятора мощности турбины.

Противоаварийным циркуляром Э-8/66 эксплуатация систем регулирования мощности без включения частотного корректора не разрешена. Средняя неравномерность гидромеханического регулятора частоты вращения 4,5 ±0,5 %

при полном диапазоне настройки неравномерности равном (2,5-8) %. Нечувствительность контура регулирования частоты вращения - 0,3 %. Неравномерность воздействия по частотному корректору совпадает с неравномерностью регулятора частоты вращения. Нечувствительность в канале частотной коррекции в соответствии с требованиями МЭК должна быть не более 0,06 Гц.

Вместе с тем в конкретных условиях работы энергосистем величина зоны нечувствительности частотного корректора может принимать другие значения, исходя ич динамическою спектра изменений частоты, соотношения между гидравлическими и тепловыми источниками генерации, состояния энергоблока и его системы регулирования, экономических факторов и т.д.

Отклонение среднего значения частоты н энергосистеме России не должно выходить за диапазон ± 0,05 Гц на десятиминутном интервале, мгновенные отклонения частоты не должны выходить за пределы ±0,1 Гц. Эксплуатационная скорость изменения частоты в энергосистеме составляет (0,020,05) Гц/мин.

Необходимость участия электростанции в регулировании перетоков мощности определяется прежде всего коммерческими и экономическими факторами. Колебания перетоков мощности, в общем случае, имеют вероятностный характер, причем их частотный спектр имеет и низкочастотную, и высокочастотную составляющие. Причина возникновения колебаний перетоков состоит в существовании нерегулярных колебаний частоты в отдельных энергоузлах. Процесс регулирования перетоков осуществляется в темпе котла и не требует быстродействия АРЧМ.

Аналогичный характер имеют изменения мощности под действием вторичных регуляторов частоты энергосистемы.

Более жесткие требования к быстродействию системы управления предъявляют режимы ограничения перетоков мощности. В "Типовых схемах регулирования мощности моноблоков с прямоточными котлами" выдвинуто требование подавления на 80 % от амплитудного значения периодических

колебаний мощности с периодом 100 с. Выполнение этого требования при реальных значениях запаздывания в каналах телемеханики предегавляется затруднительным.

Количество неплановых изменений сигнала задания мощности под действием внешних устройств не регламентируется. Поэтому, поскольку вопросы возникновения многоцикловой усталости материалов конструкции элементов энергоблока исследованы не в полном объеме, принимаются более жесткие, чем для реализации диспетчерского графика, ограничения допустимого толчка мощности и скорости ее изменения. Существуют различные рекомендации по этим величинам, но опыт работ ЛМЗ-ВЭИ показывает, что целесообразно допустить неограниченное число быстрых изменений мощности энергоблока со сверхкритическими параметрами пара на величину 7 % номинальной мощности, а скорость изменения мощности сверх этого значения не должна быть выше (0,3-0,4)%/мин.

Учитывая, что допустимое среднеквадратичное отклонение мощности от заданного значения в стационарных режимах эксплуатации не должно превышав 1 %, требуется высокая статическая точность поддержания на требуемом уровне перечисленных параметров. Общее количество регуляторов на энергоблоке с конденсационной паровой турбиной - около 100, причем большая часть их установлена на механизмах собственных нужд. Вместе с тем, задача обеспечения основной функции регулирования несколько облегчается тем, что технологические параметры существенно различаются между собой по своим динамическим свойствам. Это позволяет использовать для создания локальных систем регулирования технические средства различного быстродействия.

Особенности импульсных характеристик турбин предъявляют очень высокие |рс(ншания к точности формирования управляющих сигналов заданной длительности. Например, для турбины К-800-240 диапазон линейности импульсной характеристики очень узок: изменение глубины динамической ра«грузки лЫг от 0 до 85 % Ыиом соответствует изменению длительности

управляющего импульса всего на 0,05 с. Очевидно, точность соогвеюжия длительности импульса заданному значению при трех уставках ранрузки не может быть хуже 0,01 с и, следовательно, время цикла формирования управляющего воздействия для цифровой системы также не может быть более 0,01 с.

При реализации контура послеапарийпого ограничения мощности на элементах цифровой техники необходимо выполнить ряд требований к быстродействию, то есть ко времени цикла формирования управляющего воздействия, которые формулируются на основе различных условий.

Во-первых, необходимо обеспечить устойчивость "в малом" системы, поскольку условия устойчивости системы с чистым запаздыванием, равным времени цикла Ц, отличаются от условий обеспечения устойчивости непрерывной системы. Можно воспользоваться приближенным критерием устойчивости: цифровая система устойчива, если время цикла не превышает 0,1 от величины 1/<2>ср., где <уСр.- частота среза устойчивой непрерывной системы. Дтя реальной непрерывной системы ограничения мощности среза находится в пределах 3 рад/с, следовательно, по условиям устойчивости время цикла должно быть менее 0,03 с.

Второе условие связано с принятой формой параметра ограничения. В работах ВЭИ ограничиваемым параметром является сигнал, с той или иной степенью точности отражающий производимую мощность турбины:

Ыт = Ь[(; + КйХс1«/с10, (1)

где N0 - электрическая мощность генератора, т - угловая частота вращения ротора агрегата, К<у - согласующий коэффициент.

При формировании сигнала Ыт необходим учет инерционности цепей измерения электрической мощности и частоты вращения ротора, поскольку несовпадение с расчетными значениями статических коэффициентов передачи или динамических характеристик приводит к возникновению погрешности и снижению эффективности операции ограничения мощности как метода аварийного управления.

В реальных условиях с учетом инерционности измерительных цепей параметр ограничения имеет следующий вид:

ИТР (Б) = (в) N0 + [Кго (Б) \Улиф (Б)] (с1Л,/<]1), (2)

где WN (8)-передаточная функция цепи измерения мощности, (Б), WЛИф (Б) -передаточные функции цепей измерения частоты вращения и дифференцирования.

Очевидно, для получения парамегра, в наибольшей степени приближающегося к мощности турбины, необходимо минимизировать инерционность измерительных цепей или принять дополнительные меры по выполнению условия: (Б) = и^Б) '\УЛНф (Я) с помощью дополнительных корректирующих устройств.

Измерение мощности генератора с точностью 0,5 % может быть произведено с постоянной времени (0,02-0,025) с. При этом выравнивание динамических характеристик может быть осуществлено введением в цепь частоты дополнительного корректирующего звена с постоянной времени около 0,025 с. Для обеспечения приемлемой точности моделирования инерционного звена время цикла действия цифровой системы не должно быть более 1/3 от значения постоянной времени этого звена. Таким образом, для обеспечения заданного качества процессов ограничения мощности агрегата в послеаварийных режимах время цикла формирования управляющих воздействий цифровой системы управления не должно преж.шкт. (8-10) мс.

К функциям быстрого управления регулирующими клапанами турбины относится также задача защиты агрегата от разгона при сбросах нагрузки, так называемая релейная форсировка. Длительность импульса релейной форсировки - (1,5-2) с. Вместе с тем и релейная форсироикп нредьянлясг феботшия к быстродействию цифровых элементов системы управления. Основная цель подачи импульса релейной форсироики - огриничим. динамическое ионмишнис частоты вращения при сбросах нагрузки до значения, при котором не происходит срабатывание автомата безопасности турбины. В этом случае сохраняется возможность удержания энергоблока в режиме холостого хода на

(20-30) мин с последующей синхронизацией генератора и набором нагрузки. Как показали многочисленные экспериментальные проверки, релейная форсировка, реализованная на элементах аналоговой техники, выполняет поставленные требования, так что даже при сбросах номинальной нагрузки до срабатывания автоматов безопасности остается запас около 2 % от номинальной частоты вращения. Общее запаздывание в цепях запуска релейной форсировки - время замыкания контактов реле защиты от коротких замыканий и промежуточных реле - не менее 50 мс. Постоянная инерции крупных турбоагрегатов находится в пределах (6-7) с, например, для агрегатов с паровыми турбинами К-800-240 АО ЛМЗ постоянная инерции равна 5,5 с. Следовательно, начальное ускорение ротора при полном сбросе мощности агрегата равно 18 %/с, и двухпроцентный запас относительно срабатывания автоматов безопасности может быть превзойден при дополнительном запаздывании в системе управления всего лишь 0,1 с. Из этого можно сделать вывод, что общее время срабатывания релейной форсировки даже при уменьшении запаса относительно срабатывания автомата безопасности не может быть более 0,05 с.

Таким образом, из анализа функционирования различных каналов управления можно сделать вывод, что в состав подсистем автоматического управления АСУ ТП энергоблока должна входить подсистема быстрого управления с временем цикла формирования управляющих воздействий, не превышающим Юме.

На основе вышесказанного для управляющих подсистем АСУ ТП энергоблоков мощностью 300 МВт и выше, выполняющих функции регулирования частоты и мощности, включенных в общие иерархические многоуровневые системы противоаварийной автоматики и ограничения перетоков по линиям связи можно принять следующие времена циклов:

-0,02 с - для контуров быстрого управления и противоаварийной автоматики;

-0,2 с - для контура управления нормальными режимами турбины.

Существенно меньшие требования могут быть предъявлены к регулированию агрегатов собственных нужд. Исходя из реальной инерционности таких агрегатов как насосы, дутьевые вентиля юры, дымососы и др., время цикла формирования сигналов управления ими может быть увеличено до 0,5 с.

Еще большие времена циклов могут быть установлены в системах управления котлом. Учитывая реальные постоянные времени, характеризующие инерционность котлоагрегата (около 100 с), время цикла принимается равным 2 с.

Учитывая реальные запаздывания в существующих непрерывных системах управления и еще недостаточный опыт разработки и внедрения цифровых управляющих устройств для машин мощностью менее 150 МВт, может быть признано допустимым применение технических средств АСУ ТП, обеспечивающих время цикла формирования сигнала управления:

-0,5 с для турбоустановки и вспомогательного турбинного оборудования;

-2 с - для котлоагрегата и котельного оборудования.

Третья глава посвящена разработке математической модели для исследования процессов изменения частоты в системе при дефицитах активной мощности с целью моделирования автоматики отделения электростанции на изолированную работу.

Для обеспечения сбалансированного выделения энергорайона с допустимой величиной небаланса автором разработан алгоритм действия автоматики для ТЭЦ, базирующейся на использовании ЭВМ. Для функционирования этой автоматики должна быть собрана дискретная (положение выключателей) и аналоговая (перетоки мощности, напряжение) информация по схеме электростанции. Эта информация циклически должна обновляться. Для организации работы программного обеспечения автоматики необходимо представлять электрическую схему станции ее математической моделью.

Математическая модель автоматической системы регулирования частоты вращения (АСРЧВ) представляет собой систему обыкновенных

дифференциальных уравнений. Наиболее удобно для решения на ЭВМ это представление системы выполнить в нормальной форме Коши:

¿у ¡/с11 = Г,(у ......у „,!). ¡ = 1,2,3,...,п, (3)

где п - порядок системы, у , - фазовые координаты АСРЧВ, I - время.

При решении задачи Коши определяется у : = | для I 0 £ I причем у ) = Г | (I) удовлетворяет (3) и начальным условиям у ((10)=у :, о- При численном решении чадами (3) на Интерполе интегрирования С^ о»* т ■ *) выделяют конечное число точек I ш , в которых определяют значение у ¡. Интервал между соседними точками - шаг интегрирования - равен Ь = I ш ц -1 ,„.

Численное решение задачи Коши смолится к нахождению для каждою очередного момента I ,„ , , значений у , , ,„ • | на основании уже известных значений у,.,,, и с1 у (. ,„ / <1 (для предыдущих точек: у ,.„,»I = <3(у ¡.ш,у 1.Ш- |,-,у ¡,ш..< 11 У ¡.„,4 А I;

<1 у ■. ч./с! у ¡. ш. р+! / с! 0, (4)

где в-вектор-функция, конкретный вид которой зависит от выбранного метода численного интегрирования; к и р - число предыдущих точек, которые были использованы в формуле интегрирования.

В большинстве применяемых методов получение выражений для определения вектор-функции в основано на разложении у , 0) в ряд Тэйлора в окрестностях точки I ш. Существуют различные алгоритмы интегрирования, выбор которых определяется, как правило, их наличием в библиотеке программного обеспечения стандартных подпрограмм.

Большинство стандартных алгоритмов численного интегрирования реализуют метод Рунге-Кутта, а также метод прогноза и коррекции. В стандартных программах, реализующих эти методы, шаг квантования автоматически меняется по времени для обеспечения заданной точности вычислений и устойчивости численного интегрирования.

Решение одного дифференциального уравнения методом Рунге-Кутта сводится к расчету выражений

У ¡.ш+1 = у ¡,ш + (К, + 2К2+2Кз+К4)/6;1ш4, = (,„4 Ь; ш = 0,1............(5)

где К, = И и (у ¡. ,„; I ш); К2=Ь (у ¡. „ +0.5К,; I Ш+0,5Ь); К3= ЬГ, (у ,. „, +0,5К2; I ,„ + 0,5Ь); Кд = Ы, (у 1. ,„ +К,: I ,„ + Ь).

В формулах (5) в качестве приращения функции у, в точке г,,, берется взвешенная сумма приращений, вычисленных на основе производных в четырех соседних точках. Погрешность аппроксимации имеет порядок Ь5.

Решение системы (3) методом Рунге-Купи осуществляется но выражениям, имеющим вид, аналогичный формулам (5), но только в этом случае приращения К|, К2, Кз и К4 являются векторами-функциями, имеющими каждая по п-значений (п - число уравнений). Ллтршм решения чадим и нключтм обращение к стандартной подпрограмме, с интервалом 0 $ I <20 с и допустимой погрешностью е- 0,01 (1%). Ма печать выводится значение тс шагом 0,2 по I. Инструкция по использованию созданной автором программы расчета приведена в приложении П.З. диссертационной работы.

В четвертой главе проведено исследование автоматического отделения ТЭЦ-16 при аварийном снижении частоты в энергосистеме. Отделение ТЭЦ-16 возможно, если в исходном режиме суммарная мощность генераторов £ Р г,1

ТЭЦ, подключенных к секциям генераторного распределительного устройства (ГРУ) -10 кВ (№№2,3,5,6), меньше мощности нагрузки ГРУ-10 кВ на величину Рьдоп, равную

Р..ЛПП = ДРг + К„дГР„,0/Г0+Рлчр, +РЛЧР2 + Рчлпв. (6)

где ДР г - увеличение мощности генераторов в соответствии со статическими характеристиками систем автоматического регулирования частоты вращения при наличии регулировочного диапазона у работающих генераторов; К „ -коэффициент регулирующего эффекта нагрузки, равный 1,5-2,5; Д Г~50-48=2Г'ц-желателыюе минимально возможное допустимое отклонение частоты от номинального значения в выделенном узле; Г „ = 50 Гц - номинальное значение частоты; Р „,„- исходная нагрузка ГРУ-10 кВ; РЛЧр1 - мощность фидеров ГРУ-10 кВ, подключенных к АЧР1; Рдчрг - мощность фидеров ГРУ-10 кВ, подключенных

к АЧР2; Рчапв - мощность фидеров ГРУ-10 кВ, подключенных к частотному АПВ (ЧАПВ).

Кроме того, такое отделение ТЭЦ-16 возможно, если в исходном режиме суммарная мощность генераторов £ Р ,,) ТЭЦ, подключенных к секциям ГРУ-6

кВ (№№1,4), меньше мощности нагрузки ГРУ-6 кВ на величину Р 2, Лоп равную Р2,доп= А? г + К „ Д Г Р н,0/Г о + РАЧП +РАЧР2 + Рчапв. (7)

где Р „, о - исходная нагрузка ГРУ-6 кВ; Рдчр: - мощность фидеров ГРУ-6 кВ, подключенных к АЧР1; Рдчрг - мощность фидеров ГРУ-6 кВ, подключенных к АЧР2; Рчапв - мощность фидеров ГРУ-6 кВ, подключенных к ЧАПВ.

Следует исходить из того, что мощность ТЭЦ ограничена максимальной па-ропроизводительностью работающих котлоагрегатов (КА). Режимные характеристики, отражающие свойства котлов и их возможности, позволяют при правильном их выборе и загрузке с учетом накладываемых ограничений перейти наиболее оптимально в новый режим эксплуатации. Потери при этом должны быть минимальны. В результате обработки исходного материала было получено оптимальное распределение нагрузки между котлоагрегатами для конденсационного и теплофикационного режимов, а также последовательность включения (отключения) котлов при наборе (падении) нагрузки по критерию минимизации расхода топлива в условиях отделения электростанции от энергосистемы.

После обработки режимных карт котлов были построены математические модели:

КА №№1,4,5 В = 0,10714*Дгп + 29,857Д„ + 2885;

К А №№ 2,3 В = 62,58 * Д0 + 5 75; (8)

КА №№ 6,7,8 В = 0,02632* Д2 о + 67,86 Д„; где В - расход газа, м'/час, Дц- паропроизводителыюсть КА, кГ/с.

Для конденсационного и теплофикационного режимов работы турбин №№1-7 на основании диаграмм режимов получены соответствующие зависимости суммарного расхода пара на турбины, необходимого для выработки электрической мощности.

При внезапном отключении турбогенераторов ТЭС от электрической системы в результате действия делительной автоматики (ДА) возникает задача удержания котельной части станции в работоспособном состоянии, т.е. возникает задача структурной устойчивости котельной части ТЭС. При отделении станции от системы с преобладающим перевесом генерирующей мощности происходит прикрытие регулировочных клапанов турбогенераторов, в результате чего возникает резкое повышение давление пара в паровой магистрали, приводящее к включению редукционно-охладительных установок (РОУ и БРОУ), имеющихся на ТЭС.

В работе проведена оценка времени изменения давления в системе паропроводов от номинального Рном =13 МПа до Рк = 15,6 МПа после отключения станции от системы (рис.1).

Время,с

Рис.1. Изменение давления пара в конденсационном режиме при отключении нагрузки в150 МВт (Р1 - без включения РОУ; Р2 - с включением РОУ; РЗ - с включением РОУ и БРОУ)

Основной причиной неуспешного отделения электростанции с поперечными связями на несинхронную работу (что реально приводило к полному погашению станции) являлось понижение уровня воды в барабане КА за счет резкого роста давления пара в общем паропроводе до уставок срабатывания технологических защит. Поэтому в работе также проведена оценка изменения уровня воды в барабане котла в аварийном режиме Н б, которое описывается уравнением

Р(Рв-.рп)с1НбШ=Дмв-Д пс, (9)

где (Д и в - Д и е) - небаланс между расходом воды и пара на когле, кГ/с; !•' -площадь зеркала испарения, м2; (Р в - Ян) - разность плотностей воды и насыщенного пара, кГ/м3. Переход к безразмерным величинам позволяет записать:

Нб(0 = К „_[*(/

(10)

где Ки=Дном.пв/р( в- п)- константа, которая может быть определена по экспериментальным данным, например по переходной характеристике уровня воды в барабане котла при ступенчатом возмущении по расходу питательной воды Д Д п в, х(0 =(Д пв-Дпе)/Дном.пв = дДпв (1)1 Д н о м , п в - возмущение в относительных единицах.

Из уравнения (10) следует, что изменение уровня в барабане котла имеет линейную зависимость, угол наклона которой определяется К „. Время, за которое изменится уровень в барабане, можно определить по выражению:

ДI = в- п)( Н б, м а х - Н б ,м и н)/ (Д п в - Д п е). (11)

Вышеизложенный подход был использован при расчете изменения уровня в барабане котла при аварийном сбросе нагрузки на ТЭЦ-16 (рис.2). Таким образом, приведенные расчеты дают оценку сверху на возрастание уровня в барабане котла.

-о- Опв= 9кГ/с

......Опв=23кГ/с

-Опв= 39кГ/с

Ю 20 50 Время, с 103 193

Рис.2. Изменение уровня воды в барабане котла при различных сбросах

нагрузки

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Целесообразность применения того или иного типа технических средств АСУ ТП определяется рядом факторов, среди которых наиболее важны: вид энергетического оборудования, режимы и условия его эксплуатации в энергосистеме, стоимостные показатели, надежность, требования к разработке программного обеспечения, удобство обслуживания, гибкость структуры.

2. Отечественные системы АРЧМ, как правило, двухконтурные, в то время как зарубежные - одноконтурные. Отечественные системы АРЧМ, имеющие зону

нечувствительности ±0,3% f НОм (или ±0,15Гц) не удовлетворяют требованиям МЭК к аналогичным системам (зона нечувствительности ± 0,06 Гц).

3. Плановые изменения нагрузки энергоблока при нормируемых скоростях ее изменения могут производиться в темпе котла со слежением турбины за котлом и высоких требований к быстродействию системы АРЧМ предъявлять не следует.

4. Для энергоблока, участвующего в регулировании перетоков мощности по линиям связи (случайные отклонения от расчетного баланса мощности), регулирование перетоков осуществляется в темпе котла и не требует высокого быстродействия АРЧМ.

5. Более жесткие требования к быстродействию системы управления предъявляют режимы ограничения перетоков мощное™ (подавление на 80% от амплитудного значения периодических колебаний мощности с периодом 100 с).

6. При реализации противоаварийного управления энергоблоков (импульсная разгрузка турбин и ограничение мощности агрегатов в послеаварийных режимах) время цикла формирования управляющих воздействий цифровой системы управления не должно превышать 8-10 мс.

7. Нормативная точность поддержания мощности энергоблока с позиций устойчивости "в малом" при внутриблочных возмущениях должна быть такой, чтобы среднеквадратичная ошибка не превышала 1%.

8. Для реализации неплановых изменений задания мощности с учетом времени действия устройств телемеханики, время цикла агрегатного (блочного) устройства управления мощности не должно превышать 0,1-0,2 с.

9. Для управляющих подсистем АСУ ТП энергоблоков мощностью 300 МВт и выше, выполняющих функции регулирования частоты и мощности, включенных в общие иерархические многоуровневые системы противоаварийной автоматики и ограничения перетоков по линиям свящ можно принять следующие времена циклов:

-0,02 с - для контуров быстрого управления и противоаварийной автоматики;

-0,2 с - для контура управления нормальными режимами турбины.

10. Для турбоагрегатов относительно небольшой мощности 50-100 МВт, для теплофикационных агрегатов, турбин с противодавлением требования к быстродействию функционирования цифровой системы управления могут быть снижены, вплоть до управления в темпе котла.

11. Система противоаварийного управления мощностью энергоблока вследствие высоких требований к быстродействию и надежности не может быть решнпотша н рамкпх единой структуры АСУ ТП. Необходимо использование специализированных устройств с комплексом малоинерционных измерительных средств, не связанных с дистанционной магистралью. Эти специализированные устройства, ориентированные на сигнальные процессоры, не только должны обеспечивать необходимую интерфейсную связь с остальными подсистемами АСУ TTI, но и быть готовыми к автономному функционированию без учета готовности остальных подсистем.

12. Разработана математическая модель главной схемы электрических соединений ТЭЦ, позволяющая отработать различные варианты совместных действий автоматики и оперативного персонала, а также коррекцию эксплуатационных циркуляров и инструкций по действию оперативного персонала при угрозе аварийного останова агрегатов и проверку эффективности совместного функционирования АЧР и ДА, а также селективности их действия.

13.Получено оптимальное распределение нагрузки между котлоагрегатами для конденсационного и теплофикационного режимов, а также последовательность включения (отключения) котлов при наборе (падении) нагрузки.

14.Исследованы переходные процессы в электрической и тепловой частях ТЭЦ-16 при ее отделении на изолированную работу, показавшие, что они не предъявляют особых требований к быстродействию систем ПТК АСУ ТП ТЭС.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1.Балаков П.Ю., Шунтов A.B. Технические требования к программно-техническим комплексам (ПТК) АСУ ТП ТЭС, обеспечивающие режимы регулирования частоты и мощности в энергосистеме// Вестник МЭИ. 1998.№3. С.67-72.

2. Балаков П.Ю., Шунтов A.B. Технические требования к ПТК АСУ ТП ТЭС, обеспечивающие режимы работы систем автоматического регулиронании напряжения и прогипоаиарийпой автоматики. M.,I'W< Деи. к Черметинформации

15.11.96, №10255. 13 С.

3. Балаков П.Ю., Шунтов A.B. Технические требования к НТК АСУ ТП ТЭС, обеспечивающие режимы регулирования частоты и мощности в энергосистеме. М.,1996. Деп. в Черметинформации 15.11.96, №10257. 18 С.

4. Балаков П.Ю. Повышение надежности работы тепловых электростанций. М., 1996. Деп. в Черметинформации 15.11.96, № 10256. 8 С.

5. Балаков П.Ю., Шунтов A.B. Повышение надежности работы ТЭС при возникновении аварийных ситуаций// Вестник МЭИ. 1998. №1. С.73-77.

6. Балаков П.Ю. Режимы работы электростанций в ЭЭС. Учебное пособие по курсу "Проектирование электростанций". М.:МЭИ. 1998. 46 С.

.»"ч. .) ¿Z6'__Тираж JQO Заказ ¿/¿$

Типография МЭИ, Красноказарменная, 13.

МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (технический университет)

ИССЛЕДОВАНИЕ ДИСКРЕТНОСТИ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ"

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Специальность-05.14.02 - Электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими.

ИЩ ОАО ы МОСЭНЕРГО

На правах рукописи

Балаков Павел Юрьевич

Научный руководитель к.т.н.,доц.Шунтов А.В.

Москва, 1998

ОГЛАВЛЕНИЕ

стр.

Введение...........................................................................................................04

Глава 1. Анализ нормативных материалов и тенденций в отечественной и зарубежной практике по согласованию

ПТК АСУ ТП ТЭС с системами АЧМ, АРН и ПАА........................................08

1.1. Типовой ПТК АСУ ТП ТЭС......................................................................08

1.2.Основные функции, реализуемые ПТК АСУ ТП ТЭС................................11

1.3.Технические средства АСУ ТП...................................................................12

1.4. Выбор предпочтительной системы..............................................................24

1.5. Система АРЧМ..............................................................................................28

1.6.Система АРН................................................................................................32

1.7.Система ПАА.................................................................................................34

Глава 2. Быстродействие технических средств АСУ ТП

энергетических объектов.....................................................................................36

2.1.Введение.......................................................................................................36

2.2.Задачи регулирования мощности энергоблоков

электростанций..................................................................................................37

2.3.Быстро действующее аварийное управление мощностью турбоагрегата.....................................................................................................44

2.4. Анализ технических требований к быстродействию

агрегатной системы управления.......................................................................46

2.4.1. Быстрое управление................................. .................................................46

2.4.2. Система управления мощностью агрегата

в нормальных режимах....................................................................................55

2.5. Система управления активной мощностью ТЭС.

Общестанционная часть.............................................................................60

2.6.Быстродействие АРН...........................................................................63

2.6. {.Быстродействие микропроцессорного АРВ сильного

действия.....................................................................................................63

2.6.2. Быстродействие системы группового

регулирования напряжения.....................................................................64

2.7.Быстродействие систем противоаварийной автоматики

станционного уровня................................................................................66

Глава 3. Разработка математической модели для

исследования процессов изменения частоты в

системе при дефицитах активной мощности............................................69

3.1. Постановка задачи..............................................................................69

3.2.Автоматическое выделение СН ТЭЦ при аварийном

снижении частоты......................................................................................70

3.3. Учет автоматического регулирования мощности...............................75

3.4. Анализ опыта эксплуатации делительной

автоматики по частоте ТЭС........................................................................79

3.5. Алгоритмы работы делительной автоматики

по частоте ТЭС...........................................................................................86

3.6. Алгоритмы исследования процессов изменения частоты

в энергосистемах при дефицитах активной мощности............................91

3.7.Качественная оценка работы котельных агрегатов

при отключении ТЭЦ от энергосистемы вследствие снижения

частоты.........................................................................................................98

Глава 4. Исследование автоматического отделения ТЭЦ при аварийном

снижении частоты.................................... .....................................................101

4.1. Анализ различных вариантов работы АЧД....................................... 101

4.2.Алгоритм функционирования АЧД ТЭЦ по основному

варианту с учетом дополнительных мероприятий ......................................107

4.3.Расчет очередности и величин загрузок котлоагрегатов..........................108

4.4.Расчет переходного процесса при отделении станции на изолированную работу....................................................................................110

4.4.1.Расчет переходного процесса при отделении

станции на изолированную работу.................................................................. 110

4.4.2.Изменение уровня в барабане котла при аварийном

сбросе электрической нагрузки на ТЭЦ..........................................................116

Заключение........................................................................................................122

Список использованной литературы................................................................127

Приложение 1. Технические характеристики микропроцессорных систем. 134

Приложение 2. Пример экспертной оценки и их значимости.......................135

Приложение 3. Описание программы "Работа автоматики

частотного деления на ТЭЦ "....................................................140

Приложение 4. Примеры режимов изолированной работы ТЭЦ.....................145

Введение

Основная цель внедрения автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) - повышение надежности и экономичности режимов работы электростанций в энергосистеме. Поэтому при проектировании и внедрении АСУ ТП должны быть заранее учтены и согласованы параметры программно-технических комплексов (ПТК) АСУ ТП с требованиями, предъявляемыми энергосистемой по ведению возможных эксплуатационных режимов электростанций.

Современные ПТК АСУ ТП - микропроцессорные системы, позволяющие решать следующие задачи эксплуатации электростанций: автоматическое регулирование; управление технологическим оборудованием и процессами (дискретное (логическое) и дистанционное управление), в том числе выполнение технологических защит и блокировок; сбор, обработку, отображение и накопление информации о технологических параметрах, включая диагностику, сигнализацию, а также регистрацию аварийных ситуаций; оперативный расчет технико-экономических показателей; моделирование режимов работы и их оптимизация. Применительно к электростанциям общая архитектура систем базируется на принципах распределенности, модульности, магистральности и открытости.

При анализе ПТК во внимание принимается большое количество технических параметров. К ним относят число контуров регулирования, аналоговых и дискретных вводов-выводов, приходящихся на один контроллер, частота их опроса, наибольшее количество объединяемых в системе контроллеров, пропускная способность магистральных линий связи и их максимальная протяженность. Эти параметры объединяют таким понятием, как производительность системы. Другие характеристики в большей степени произвольны.

Например, при достигнутой технологии производства микропроцессорной техники надежность ПТК решается преимущественно за счет введения избыточности модулей, а не их техническими характеристиками.

Микропроцессорные системы, используемые в качестве ПТК АСУ ТП электростанций, выпускают десятки производителей. В приложении 1 (табл.П1.1) приводятся технические характеристики ПТК наиболее известных зарубежных и отечественных производителей [1-12].

Некоторые комментарии к таблице. Контроллеры являются унифицированными за исключением ПТК "Квинт" и Master. Последние имеют специализированные контроллеры, в частности, для реализации технологических защит.

Специфичен контроллер системы SCAN-3000. В нем функции центрального микропроцессора разнесены между двумя процессорами раздельной обработки контуров регулирования и дискретного (логического) управления.

Еще более "распределенную" структуру имеет система Teleperm ME. В ней отдельный микропроцессорный модуль приходится на каждые два контура регулирования. Отдельные модули предусматриваются для дистанционного управления механизмами (4-5 на один модуль) и функционально-группового управления. Это позволяет создать систему без центрального процессора.

Рассматриваемые технические характеристики должны обеспечивать ведение требуемых режимов работы электростанций в энергосистемах. В первую очередь необходимо согласовывать быстродействие ПТК с эквивалентными динамическими характеристиками энергосистемы. Как видно из таблицы П1.1, технические характеристики приведенных ПТК отличны, особенно с позиции частоты сканирования (квантования сигнала) каналов [13].

При автоматическом регулировании определяющее влияние на быстродействие системы оказывает периодичность квантования аналоговых сигналов, как входных (от первичных преобразователей), так и выходных (к регулирующим клапанам). Скорость обработки уже оцифрованного входного сигнала

в процессоре ПТК для выбора управляющего воздействия находится на уровне микросекунд и ею допустимо пренебречь. Поэтому быстродействие ПТК определится суммарным временем преобразования входных и выходных аналоговых сигналов. Если обратиться к данным таблицы, то окажется, что, например, ПТК САУ-600/16 управляет контуром регулирования (время цикла) в пределе 1 раз в 500+500=1000 мс, а ПТК Те1ерегш МЕ - 1 раз в 43,3 + 46,6 7 = 090 мс. Итак, быстродействие современных ПТК для управления контурами регулирование находится в диапазоне 0Д-1 с, т.е. различаются на порядок. При этом на порядок может различаться и стоимость ПТК. Как правило, чем более быстродействующая система, тем она дороже.

Современные требования к управлению контуров регулирования противоречивы. Так, согласно документа (разработан Всероссийским теплотехническим институтом при участии фирмы ОРГРЭС, Теплоэлектропроекта и ВНИ-ПИэнергопрома), утвержденного в 1993 г. РАО "ЕЭС России" " Общие технические требования к программно-техническим комплексам для АСУ ТП тепловых электростанций" время цикла для контуров регулирования должно находиться в пределах 0,2-0,25 с. В соотвествии с техническим отчетом "Анализ и сравнение технического уровня программно-технических комплексов (ПТК), предлагаемых для применения в АСУ ТП ТЭС" фирмы ОРГРЭС (1994 г.) рассматриваемое время цикла должно быть в диапазоне 0,1-0,4 с. Наконец, по данным отчета института "Энергосетьпроект" "Разработка методических положений по схемам выдачи мощности электростанций. Диспетчерское управление, телемеханика и АСУ ТП" (1993 г.) время цикла в зависимости от структуры АРЧМ следует принимать на уровне 0,2-0,5 с. Как видно, пятикратный разброс в требуемом времени цикла (0,1-0,5 с) создает слишком заметную зону неопределенности, которая не позволяет определить состав ПТК, технические характеристики которых достаточны для решения задач автоматического регулирования для обеспечения требуемых режимов электро-

станций в энергосистеме. В частности, если ориентироваться на время цикла ОД с, то, пожалуй, в мире найдется единственный ПТК,- Telepenn ME фирмы Siemens,- пригодный для указанной цели. С данным положением согласиться, очевидно, нельзя. Указанное вынуждает провести тщательный анализ требуемого быстродействия ПТК для целей АСУ ТП ТЭС в рамках поставленной задачи.

С позиций ведения требуемых режимов работы электростанций в энергосистеме и регулирования ими энергосистемных параметров, основное влияние на характеристики ПТК АСУ ТП оказывают 3 основные функциональные системы управления:

■ автоматическое регулирование частоты и мощности (активной) - система АРЧМ;

■ автоматическое регулирование напряжения (реактивной мощности) -система АРН;

■ станционная противоаварийная автоматика - система ПАА.

Глава 1. Анализ нормативных материалов и тенденций в отечественной и зарубежной практике по согласованию ПТК АСУ ТП ТЭС с системами АРЧМ, АРН и ПАА.

1.1. Типовой ПТК АСУ ТП ТЭС

Технологический процесс на ТЭС может быть разграничен на подсистемы, каждая из которых выполняет свои частные задачи, в основном независимо друг от друга. Обобщенные требования к программно-техническому комплексу сформулированы применительно к одной из таких подсистем -энергоблоку, однако они могут быть распространены на другие структурные единицы ТЭС. Программно-технический комплекс (ПТК) в данном изложении понимается как совокупность программных и технических средств, а также их информационного и лингвистического обеспечения, являющихся составной частью АСУ ТП ТЭС. Границы ПТК на локальном уровне заканчиваются каналами ввода-вывода модулей УСО, на верхнем уровне - средствами отображения, управления и контроля (рабочее место оператора-технолога, станция проектирования и программирования, станция техобслуживания и диагностики и т.д.) [14].

ПТК АСУ ТП должен создаваться как составная часть автоматизированной системы управления ТЭС на основе унифицированных технических, информационных, программных средств. Он должен представлять собой единый информационно-управляющий комплекс для всего энергоблока и его вспомогательного оборудования. ПТК АСУ ТП должен строиться как распределенная, многоуровневая система с полной обработкой на каждом конкретном уровне характерной для данного уровня информации. ПТК АСУ ТП должен представлять собой интегрированную информационную систему, в которой информация, где бы она не возникала, была доступна любому элементу сис-

темы, в том числе человеку, если это необходимо для реализации функций контроля и управления.

ПТК АСУ ТЭС строится, как правило, по распределенной многоуровневой схеме (рис. 1.1). В схеме управления может быть заложено до 3-х уровней [15,16]:

- уровень управления процессом;

- уровень группового управления;

- уровень локального управления.

На верхнем уровне сосредоточены основные и вспомогательные системы контроля и управления технологическими процессами:

- рабочее место оператора-технолога (оперативного персонала);

- станция конфигурирования и программирования;

- станция архивации и документирования;

- станция технического обслуживания и диагностики.

Рабочее место оператора-технолога (РМОТ) является основным инструментом контроля и управления технологическим процессом. В состав РМОТ входят несколько мониторов, цифровые и функциональные клавиатуры, с помощью которых оператор может контролировать и вмешиваться в процесс управления энергоблоком, а также средства получения твердых копий с экрана.

Станция реконфигурирования и программирования предоставляет возможность проектирования и реконфигурирования системы, а также расширения ее функциональных возможностей, как на стадии создания системы, так и в процессе ее эксплуатации.

Система архивации и документирования может быть совмещена с системой проектирования или выделена в автономную систему и предназначена для получения протоколов работы системы в рабочем и аварийных режимах, а также действий оперативного персонала. Система архивации позволяет так-

же хранить определенный объем технологической информации, в первую очередь информацию, получаемую от подсистемы РАС.

Система технического обслуживания и диагностики является рабочим местом инженера по обслуживанию технических и программных средств системы и является основным средством контроля и поддержания ПТК в рабочем состоянии. На пульт системы техобслуживания выдается вся информация о состоянии оборудования и диагностические сообщения об отказах, облегчающие поиск и устранение неисправностей.

На нижнем уровне основным элементом управления является станция контроля и управления (программируемые контроллеры). В станции контроля и управления (СКУ) реализуются основные функции ПТК, обеспечивается обмен информацией между абонентами различного уровня (а также абонентами одного уровня), проводится тестирование и диагностика программных и технических средств ПТК.

В состав СКУ входят микропроцессорные контроллеры (МПК), устройства связи с объектом (УСО), а также магистраль нижнего уровня (шина ввода / вывода).

Микропроцессорный контроллер имеет в своем составе один или несколько процессоров, оперативное и постоянное запоминающие устройства, а также средства связи с магистралями верхнего и нижнего уровня.

УСО представляет собой совокупность модулей ввода-вывода, с помощью которых обеспечивается ввод информации об объекте, а также выдача управляющих воздействий на объект.

Как правило, все элементы СКУ дублированы, однако для наиболее ответственных функций, таких как технологические защиты и блокировки, отдельные элементы СКУ могут быть троированы.

1.2. Основные функции, реализуемые ПТКАСУ ТП ТЭС

ПТК АСУ ТП ТЭС реализует информационные, управляющие функции (автоматическое, логическое, технологические защиты и защитные блокировки и дистанционное управление).

Должно обеспечиваться выполнение следующих информационных функций:

- сбор и первичная обработка информации;

- контроль технологических процессов и контроль состояния оборудования;

- представление текущей информации оперативному персоналу и другим пользователям;

- предупредительная и аварийная сигнализация;

- регистрация аварийных ситуаций (РАС) и анализ действия защит (АДЗ);

- накопление ретроспективной информации;

- ведение протоколов, ведомостей, архивов;

- проведение �