Теплоэнергетика, 2021, № 6, стр. 94-102

ОПЫТ ПРОВЕДЕНИЯ СЕРТИФИКАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ

В 2005 г. был введен в действие стандарт [3], в котором сформулированы системные технические требования к энергоблокам ТЭС, участвующим в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ). Первичное регулирование ограничивает отклонения частоты, вторичное – восстанавливает ее нормальный уровень [4]. Задача НПРЧ – обеспечение гарантированного первичного регулирования при нарушении баланса мощности в энергосистеме. При работе с НПРЧ оборудование должно реагировать на отклонения частоты сети, превышающие заданную зону нечувствительности первичного регулирования 20 мГц, пропорциональным изменением активной мощности оборудования, удовлетворяя регламентированным требованиям к динамике ее изменения.

В 2006 г. ВТИ получил допуск на проведение сертификации на соответствие требованиям НПРЧ и АВРЧМ энергоблоков ТЭС, а в дальнейшем – сертификации парогазовых (июль 2013 г.) и газотурбинных установок (декабрь 2016 г.).

С 2006 г. сотрудники ВТИ провели сертификационные испытания более 50 паросиловых энергоблоков, в том числе впервые в России [5–7]:

двух теплофикационных энергоблоков с турбинами Т-180/210-12.8-1 (Челябинская ТЭЦ-3, 2011 и 2012 гг.);

трех пылеугольных конденсационных энергоблоков мощностью 800 МВт (Березовская ГРЭС, 2015 и 2017 гг.).

В качестве примера на рис. 1 представлены результаты сертификационных испытаний (зависимость параметров от времени t), проведенных в феврале 2020 г. на энергоблоке № 5 номинальной мощностью 215 МВт Сургутской ГРЭС-1. В состав энергоблока входят котел ТГ-104, паровая конденсационная турбина К-210-12.8-3, генератор ТГВ-200-2 и вспомогательное оборудование. Энергоблок работает в режиме поддержания постоянного (номинального) давления пара перед турбиной. Основным топливом является природный газ. На рис. 1 показаны графики фактической N и заданной N_зд мощности с учетом допустимого коридора, составляющего ±1% номинальной мощности ${{N}_{{{\text{ном}}}}},$ давления свежего пара p и положения регулирующих клапанов турбины H_т, расходов топлива F_т и питательной воды W_п.в при имитации отклонений частоты на $ \pm 250$ мГц, вызывающих изменение мощности на ±10% ${{N}_{{{\text{ном}}}}},$ внизу регулировочного диапазона. Хорошо видно, что переходные процессы по мощности носили апериодический характер, ее изменение полностью соответствует требованиям к НПРЧ [8]:

Рис. 1.

Изменения фактической и заданной мощностей энергоблока с допустимым коридором изменения заданной мощности (а), расходов топлива и питательной воды (б), давления свежего пара и положения регулирующих клапанов турбины (в) при имитации отклонений частоты на ±250 мГц внизу регулировочного диапазона. 1 – N; 2 – N_зд; 3 – (N_зд – 1% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$); 4 – (N_зд + 1% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$); 5 – F_т; 6 – W_п.в; 7 – p; 8 – H_т

изменение мощности за 15 с не менее 7.8% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$ (требуется не менее 5% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$), за 5 мин – от 9.7 до 10% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$ (требуется 10 ± 1% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$);

время, за которое мощность изменялась на 10% ${{N}_{{{\text{ном}}}}},$ не превышало 40 с (требуется не более 300 с);

отклонение мощности от требуемого значения не более 0.46% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$ (требуется не более 1% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$).

Основные технологические параметры энергоблока во время испытаний поддерживались в допустимых пределах. Например, отклонение давления свежего пара составляло ±0.6 МПа, температуры ±6°С.

С 2012 г. проведены сертификационные испытания более 25 одновальных и многовальных конденсационных и теплофикационных парогазовых установок (ПГУ) с газовыми турбинами производства Siemens, Alstom, General Electric, ЛМЗ. На рис. 2 представлены результаты опыта вверху регулировочного диапазона по имитации отклонений частоты на $ \mp 250$ мГц, приводящих к изменению мощности на ±10% ${{N}_{{{\text{ном}}}}},$ на ПГУ мощностью 236 МВт Владимирской ТЭЦ-2. В ее состав входят:

Рис. 2.

Изменения фактической и заданной мощностей ПГУ с допустимым коридором изменения заданной мощности (а), мощности газовой и паровой турбин (б), положения входного направляющего аппарата воздушного компрессора и расхода топлива к газовой турбине (в) при имитации отклонений частоты на $ \mp 250$ мГц вверху регулировочного диапазона. 5 – N_{г. т}; 6 – N_п.т; 7 – ВНА; 8 – F_г; остальные обозначения см. рис. 1

газовая турбина ГТЭ-160 с электрическим генератором ТЗФГ-160/180-2УЗ;

барабанный котел-утилизатор ЭМА-031КУ (Е-236/41-9.3/1.5-512/298);

паровая турбина Т-63/76-8.8 с электрическим генератором ТФ-80-2УХЛЗ;

вспомогательное оборудование.

Показаны фактическая и заданная мощности ПГУ с учетом допустимого коридора, мощности газовой N_г.т и паровой N_п.т турбин, положения входного направляющего аппарата (ВНА) воздушного компрессора и расход топлива к газовой турбине F_г. Из графиков видно, что параметры, характеризующие качество отработки задания по мощности, полностью соответствовали нормативным требованиям [9]:

изменение мощности за 15 с не менее 7.7%${{N}_{{{\text{ном}}}}}$ (требуется не менее 2.5%${{N}_{{{\text{ном}}}}}$), за 30 с – не менее 10%${{N}_{{{\text{ном}}}}}$ (требуется не менее 5%${{N}_{{{\text{ном}}}}}$), за 2 мин – от 9.8 до 10.2% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$ (требуется 10 ± 1% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$);

время, за которое мощность изменялась на 10% ${{N}_{{{\text{ном}}}}},$ не более 15 с (требуется не более 120 с);

отклонение мощности от требуемого значения не более 0.8% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$ (требуется не более 1% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$).

Все основные технологические параметры ПГУ поддерживались в допустимых пределах, параметры паровой турбины (давление пара, положение регулирующих клапанов и др.) не изменялись.

ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПРИВЛЕЧЕНИЯ ТЭС С ПОПЕРЕЧНЫМИ СВЯЗЯМИ К РЕГУЛИРОВАНИЮ ЧАСТОТЫ И МОЩНОСТИ

В 2012–2014 гг. по инициативе СО ЕЭС было проведено исследование принципиальной возможности и целесообразности привлечения ТЭС с поперечными связями к НПРЧ и АВРЧМ [10]. Исследование включало в себя анализ технологических особенностей, оценку маневренных характеристик ТЭС, разработку проекта требований к маневренности, методики проведения испытаний для определения соответствия требованиям НПРЧ и АВРЧМ и требований к структуре и схеме управления ТЭС.

Особенностью ТЭС с поперечными связями как объекта регулирования мощности является то, что нагрузка определяется не только электрической мощностью, но и параметрами пара в общем коллекторе. Для 90% таких ТЭС характерно наличие одновременно электрической и тепловой нагрузок и промышленных отборов пара. Часто в тепловой схеме имеется не один, а два или три общих коллектора, объединяющих различные группы оборудования.

С целью экспериментально оценить возможности выполнения требований НПРЧ и АВРЧМ на ТЭС с поперечными связями в 2013–2014 гг. были проведены испытания на Тобольской ТЭЦ и Киришской ГРЭС (первая очередь), в состав которых входят турбины с теплофикационными и производственными отборами пара (ПТ-50/60-12.8/0.7, ПТ-65/75-12.8/1.3, ПТ-80/100-12.8/1.3, ПТ-135/165-12.8/1.45 и Т-175/210-12.8 и др.). Результаты работы были положены в основу нормативных требований [11].

В 2016–2018 гг. при участии ВТИ были проведены сертификационные испытания на Приуфимской ТЭЦ с паровыми турбинами ПТ‑60‑12.8/1.3, генераторами ТВФ-63-2 и котлами БКЗ 420-140НГМ, работающими на общий паровой коллектор давлением 14 МПа и температурой 560°С. На рис. 3 показаны суммарные фактическая и заданная мощности ТЭЦ, давление пара в общем коллекторе p_общ и положение регулирующих клапанов высокого давления H_т турбин № 1, 2 при имитации отклонений частоты сети на $ \mp 125$ мГц, вызывающих изменения мощности на ±5% ${{N}_{{{\text{ном}}}}},$ вверху регулировочного диапазона. Переходные процессы по мощности ТЭЦ полностью соответствовали требованиям к НПРЧ [11]:

Рис. 3.

Изменения суммарной фактической и заданной мощностей ТЭЦ с допустимым коридором изменения заданной мощности (а), давления пара в общем коллекторе и положения регулирующих клапанов высокого давления турбин ст. № 1, 2 при имитации ступенчатых отклонений частоты сети на $ \mp 125$ мГц вверху регулировочного диапазона (работа с двумя турбинами). 5 – p_общ; 6 – Н_т ст. № 1; 7 – Н_т ст. № 2; остальные обозначения см. рис. 1

изменение мощности ТЭЦ за 15 с не менее 6.5% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$ (требуется не менее 5% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$), за 420 с – не менее 9.8–10.2% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$ (требуется не менее 10 ± ± 1% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$);

отклонение мощности от требуемого значения не более 0.5% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$ (требуется не более 1% ${{N}_{{{\text{ном}}}}}$).

Все основные технологические параметры оборудования Приуфимской ТЭЦ во время испытаний поддерживались в допустимых пределах.

МОДЕЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Нужно отметить, что в основу всех работ ВТИ в области автоматического управления положены не только результаты экспериментов и расчетов, но и модельные исследования [1, 12]. В качестве примера приведены результаты исследований эффективности оснащения ТЭС системами автоматического управления мощностью.

Упрощенная структурная схема модели представлена на рис. 4, а. Передаточная функция канала “мощность – частота сети” $\Delta N \to \Delta {{f}_{N}}$ (здесь ΔN – изменение мощности, Δf_N – изменение частоты сети) в такой идеализированной энергосистеме была принята в виде одноемкостного звена с коэффициентом усиления 0.5 Гц/% и постоянной времени 10 с. При моделировании учитывалось, что отклонение частоты может происходить вследствие не только изменения генерируемой мощности, но и “внешних” возмущений, например при колебании нагрузки потребителей. Результирующее отклонение частоты $\Delta f = \Delta {{f}_{{{\text{вн}}}}} + \Delta {{f}_{N}}$ (здесь $\Delta {{f}_{{{\text{вн}}}}}$ – “внешняя” составляющая отклонения частоты) вызывает изменение заданной мощности относительно исходного задания на $\Delta {{N}_{{{\text{зд}}}}} = K\Delta f$ (зона нечувствительности по частоте равна нулю), где при неравномерности первичного регулирования 5% коэффициент пропорциональности $K = {\text{40\% /Гц}}{\text{.}}$ Передаточная функция канала “$\Delta {{N}_{{{\text{зд}}}}} \to \Delta N$” ${{W}_{{N{\text{,}}\,\,{{N}_{{{\text{зд}}}}}}}}$ определяется динамическими характеристиками энергоблока (ТЭС), а также структурой и параметрами настройки системы автоматического управления мощностью.

Рис. 4.

Структурная схема “идеализированной” энергосистемы (а) и изменение в ней частоты $\Delta f$ при графике изменения $\Delta {{f}_{{{\text{вн}}}}},$ зафиксированном в ЕЭС России при потере генерации в ОЭС Северо-Запада (б). 1 – $\Delta {{f}_{{{\text{вн}}}}};$ 2 – $\Delta f;$ p_л – оператор Лапласа

На рис. 4, б приведены полученные при моделировании графики изменения $\Delta f.$ В качестве сигнала $\Delta {{f}_{{{\text{вн}}}}}$ использована регистрограмма частоты в энергосистеме России при потере генерации. Как видно, внедрение систем автоматического управления мощностью позволяет уменьшить максимальное отклонение частоты примерно в 5 раз. Кроме того, более стабильно поддерживается частота на уровне номинального значения (50 Гц).

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РЕЖИМОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И МОЩНОСТИ НА ОБОРУДОВАНИЕ

Большим и важным этапом работ ВТИ по привлечению ТЭС к решению энергосистемных задач было проведенное в 2009–2013 гг. при поддержке СО ЕЭС исследование влияния режимов НПРЧ и АВРЧМ на работу оборудования [13–16]. Были рассмотрены:

темп накопления повреждений в роторах турбин из-за дополнительных крутильных колебаний (касательных напряжений), а также напряжений, связанных с колебаниями температуры и давления пара;

повреждаемость толстостенных элементов (паропроводов, коллекторов и т.д.) и поверхностей нагрева котлов (радиационных, ширмовых и конвективных пароперегревателей и т.д.);

износ регулирующих органов котла и турбины, электротехнического и вспомогательного оборудования;

изменение влажности на последних ступенях лопаточного аппарата части низкого давления турбины и вакуума в конденсаторе;

вибрационное состояние турбины и вспомогательного оборудования;

изменение показателей водно-химического режима;

изменение выбросов загрязняющих веществ (выполнены расчеты рассеяния при работе оборудования на газе и мазуте) и др.

В процессе исследования были разработаны подходы к определению возможного снижения экономичности ТЭС при переходе в режимы НПРЧ и АВРЧМ вследствие изменения коэффициента полезного действия и расходов электроэнергии на собственные нужды. Анализировалось введение резервов мощности. Расчеты и анализ результатов испытаний позволили выявить основные факторы, влияющие на надежность и экономичность работы ТЭС в режимах НПРЧ и АВРЧМ, полученные выводы во многом способствовали эффективному развитию существующего в России рынка энергосистемных услуг.

ЗАДАЧИ НОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Технические требования к работе ТЭС в энергосистеме России можно разделить на две взаимосвязанные группы, определяющие:

участие в регулировании частоты и мощности в энергосистеме (общее первичное регулирование частоты является обязательным; его основная цель – сохранение энергоснабжения потребителей и функционирования оборудования при аварийных отклонениях частоты);

работу противоаварийной автоматики: кратковременные (импульсные) и длительные разгрузки турбин и др.

В настоящее время вопрос надежной и эффективной эксплуатации ТЭС в первичном регулировании частоты и мощности в России во многом можно считать уже решенным: существуют типовые схемы и рекомендации по построению и настройке систем управления мощностью, накоплен большой опыт проведения испытаний и эксплуатации оборудования различных типов. В то же время вопрос надежного и корректного взаимодействия систем автоматического управления мощностью и противоаварийной автоматики требует исследований. Имеющиеся типовые решения и нормативные требования касаются в основном систем, реализованных на устаревших технических средствах с гидравлическими системами регулирования турбин. Быстродействие современных микропроцессорных систем управления мощностью не учитывается. В связи с этим одной из задач проводимых в настоящее время в ВТИ работ является обеспечение надежного и корректного взаимодействия систем автоматического управления мощностью и противоаварийной автоматики. В рамках этого направления в 2019 г. при участии ВТИ была разработана и опробована методика испытаний по определению условий устойчивой работы генерирующего оборудования ТЭC с поперечными связями при выделении на изолированную нагрузку.

ВЫВОДЫ

1. Уже более 60 лет одним из направлений работ ВТИ является привлечение ТЭС к решению энергосистемных задач, в частности к участию в первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности. Для этого проводятся разработки и исследования систем автоматического управления мощностью различного оборудования ТЭС, создана уникальная база данных натурных экспериментов и результатов модельных исследований.

2. С 2006 г. специалистами ВТИ проведены сертификационные испытания более 50 паросиловых энергоблоков, в том числе впервые в России теплофикационных и пылеугольных энергоблоков. С 2012 г. выполнены сертификационные испытания и получены динамические характеристики более чем 25 одновальных и многовальных конденсационных и теплофикационных ПГУ с газовыми турбинами различных производителей.

3. Важной задачей осуществляемых в настоящее время в ВТИ исследований является обеспечение надежного и корректного взаимодействия систем автоматического управления мощностью и противоаварийной автоматики.