Теплоэнергетика, 2022, № 3, стр. 20-30

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Данная статья является развитием работ, представленных в предыдущих публикациях специалистов ЗАО “Интеравтоматика”, посвященных регулированию частоты и мощности в энергосистеме России. К проблемам, решенным в этих исследованиях, следует отнести следующие:

построение систем автоматического регулирования частоты и мощности с помощью основных аппаратно-программных средств [1];

совершенствование систем автоматического регулирования паровых турбин большой мощности [2];

достижение существенно нового уровня автоматического регулирования технологических процессов в целом и котлоагрегатов в особенности благодаря широкому использованию новых алгоритмических решений на базе микропроцессорной техники [3];

автоматический учет в САРЧМ энергоблоков технологических ограничений и функциональных нарушений [4].

Следует остановиться на последней проблеме, так как далеко не всегда она учитывается в полной мере. Дело в том, что большинство аварийных ситуаций, для отработки которых обязательно необходимы САРЧМ, возникает неожиданно и вмешательство оперативного персонала чаще всего помочь уже не может. Только высокий уровень автоматизации основных технологических процессов оборудования, включая автоматическое изменение структуры многосвязной системы регулирования энергоблока, может обеспечить недопущение возникновения и развития аварий.

При большом объеме задач, возлагаемых на САРЧМ, безусловно, принципиальное значение имеет выбор их структурных схем.

Как известно, существуют два основных варианта построения САРЧМ: САУМ-1 (турбина следует за котлом) и САУМ-2 (котел следует за турбиной), а также комбинированный вариант. Детальный сравнительный анализ их динамических возможностей выполнен в [5]. Исследование проводилось на базе упрощенной модели объекта регулирования частоты и мощности дубль-блока 300 МВт № 3 Каширской ГРЭС при его работе на газе. Был получен ожидаемый результат: САУМ-2 имеет преимущества при поддержании качества регулирования мощности энергоблока, а комбинированный вариант с большей долей САУМ-1 – в части качества регулирования давления пара перед турбиной.

Что касается оценки преимуществ обоих вариантов, то, во-первых, относительное качество поддержания давления пара для комбинированной САУМ по сравнению с САУМ-2 выше, чем “проигрыш” в качестве регулирования мощности. Во-вторых, преимущество в качестве регулирования давления пара перед турбиной оказывает существенное влияние на качество поддержания основных технологических параметров всего энергоблока и, главным образом, котлоагрегата. Что же касается качества регулирования мощности энергоблока, то основным здесь является выполнение энергосистемных требований ОПРЧ и НПРЧ. Если они выполняются, то этого, как правило, достаточно и стремиться к дальнейшему улучшению качества регулирования мощности в ущерб качеству поддержания технологических параметров энергоблока не имеет смысла.

В то же время проблема распределения функций САУМ-1 и САУМ-2 в реализуемой структуре САРЧМ является далеко не единственной, определяющей как выполнение энергосистемных требований, так и поддержание необходимых значений внутриблочных технологических параметров. Важнейшими факторами для выполнения требований ОПРЧ и НПРЧ являются: исходные динамические характеристики котельных агрегатов, существенно зависящие от номинальной мощности автоматизируемого энергоблока; тип сжигаемого топлива; особенности конструкции котла и т.д. Изучение влияния этих и других факторов на качество переходных процессов и анализ возможных решений по их учету являются основной задачей настоящего исследования.

УЧАСТИЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ В ЭНЕРГОСИСТЕМНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ

В табл. 1 приведены требования к динамическим характеристикам ОПРЧ и НПРЧ. Обеспечение ОПРЧ является обязательным требованием Системного оператора Единой энергетической системы (СО ЕЭС) России ко всем генерирующим мощностям, выполнение НПРЧ ‒ обязательным условием участия энергоблока в рынке энергосистемных услуг. Нарушение же требований как ОПРЧ, так и НПРЧ при возникновении реальных аварий приводит к штрафным санкциям, предъявляемым генерирующей компании. Контроль качества выполнения требований НПРЧ по большому числу критериев (до 10 критериев) осуществляется СО постоянно.

Как видно из табл. 1, требования предъявляются к двум фазам переходного процесса. Сначала (до достижения 50%-ного изменения нагрузки) “ответственность” за изменение нагрузки энергоблока несет турбина, затем (до достижения 100%-ного изменения нагрузки) ‒ котел. Таким образом, основная “ответственность” за регулирование частоты в первом случае возлагается на турбину, во втором – на котел.

Первоначально предполагалось, что функции выполнения НПРЧ будут возложены только на газомазутные энергоблоки (впоследствии и на ПГУ). Это обосновывалось тем, что выполнить нормы НПРЧ на пылеугольных энергоблоках невозможно. Однако, с одной стороны, по территориальному расположению энергоблоков разного типа оказалось, что в Сибири практически нет и не планируется строить ни крупных газомазутных энергоблоков, ни ПГУ. С другой стороны, Березовская ГРЭС, вслед за Рефтинской ГРЭС, была в числе первых крупных пылеугольных станций, руководство которых, основываясь на разработках ЗАО “Интеравтоматика”, рискнуло в начале 2000-х годов провести полномасштабную реконструкцию системы контроля и управления энергоблоками. Эта реконструкция была направлена на кардинальное увеличение степени автоматизации энергоблоков с сохранением традиционных средств управления только на панели аварийного управления. Заслуга в принятии такого смелого решения принадлежит бывшему в то время директором ГРЭС В.В. Белому. Это позволило Березовской ГРЭС стать одной из первых электростанций, и не только пылеугольных, выполнивших требования приказа № 524, явившегося основой для принятия в 2002 г. Стандарта ОПРЧ. И уже в течение многих лет энергоблоки 800 МВт Березовской ГРЭС успешно работают на рынке нормированного первичного регулирования частоты.

Участие крупных паросиловых энергоблоков в ОПРЧ и НПРЧ стало возможным только благодаря достижению практически полного (существенно увеличенного) уровня их автоматизации, обеспечивающего отработку всего состава как внутриблочных, так и энергосистемных возмущений без участия оперативного персонала. В некоторой степени это привело к увеличению числа включенных в работу регуляторов энергоблоков и потребовало существенного усовершенствования большинства алгоритмов автоматического регулирования.

Как следует из табл. 1, согласно требованиям Стандартов ОПРЧ и НПРЧ, полное время переходного процесса для газомазутных и пылеугольных энергоблоков различается. В схему пылеугольных котлов с прямым вдуванием пыли в канал воздействия на изменение расхода топлива добавляется пылесистема, постоянная времени которой может достигать 2‒3 мин.

У газомазутных энергоблоков имеются свои проблемы по сравнению с пылеугольными. Дело в том, что диапазоны регулирования у них почти в 2 раза шире, чем у пылеугольных. Если для пылеугольных энергоблоков нижняя граница рабочего диапазона составляет 60‒70% номинальной мощности, то для газомазутных энергоблоков чаще всего это 40%. Указанный добавок, как правило, реализуется в режиме скользящего давления, в динамике заметно уступающем режиму номинального давления, нижняя граница которого обычно составляет не менее 70%. Таким образом, как на газомазутных, так и на пылеугольных энергоблоках возникают свои проблемы при реализации энергосистемных задач, решение которых вызывает определенные трудности.

РЕАЛИЗАЦИЯ ТРЕБОВАНИЙ ОПРЧ И НПРЧ В ПРОЕКТАХ ЗАО “ИНТЕРАВТОМАТИКА” ДЛЯ ЭНЕРГОБЛОКОВ ПСУ

В табл. 2 представлен перечень энергоблоков ПСУ, на которых силами специалистов ЗАО “Интеравтоматика” были реализованы требования ОПРЧ и НПРЧ. Наряду с российскими ТЭС в этой таблице приведены также результаты работ, выполненных в Украине¹¹ и Казахстане.

Таблица 2 охватывает довольно широкий спектр пылеугольных и газомазутных энергоблоков (23 из них расположены в России, 6 ‒ в Украине и Казахстане), диапазон рабочих нагрузок которых составляет от 300 до 800 МВт. На всех энергоблоках внедрено ОПРЧ, а на всех газомазутных энергоблоках и только на пылеугольных энергоблоках Березовской ГРЭС (всего 18 энергоблоков) – НПРЧ. Большинство представленных энергоблоков – довольно возрастные, внедренные в эксплуатацию в 70–80-х годах прошлого столетия. На всех проведена существенная реконструкция систем контроля и управления с переходом на современные программно-технические комплексы (ПТК).

СРЕДСТВА УЛУЧШЕНИЯ ДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРЯМОТОЧНЫХ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ ДЛЯ УДОВЛЕТВОРЕНИЯ ТРЕБОВАНИЯМ ОПРЧ И НПРЧ

Основными “выходными” параметрами котлоагрегата как поставщика пара для турбины являются расходы первичного и вторичного пара и их температуры. Чтобы обеспечить эффективное изменение нагрузки энергоблока, необходимо, во-первых, соответствующим образом изменить расход пара и, если требуется, его давление на выходе из котла, а во-вторых, поддерживать заданные значения температур пара. Первая из задач решается совместным воздействием на изменение расходов воды и топлива в котел, вторая – координированным регулированием соотношения расходов воды и топлива с возможной последующей их корректировкой по положению клапанов впрысков или перепадов температуры на них.

Одним из наиболее эффективных средств улучшения динамических характеристик котлоагрегатов для выполнения требований ОПРЧ и, главным образом, НПРЧ является реализация так называемых форсировок (форсажей), инициирующих ускорение действия в определенных ситуациях групп автоматических регуляторов или отдельных из них. Не исключено, что при использовании некоторых форсировок может потребоваться и замедление действия других регуляторов или их групп.

На рис. 1 и 2 представлены укрупненные структурные схемы основных регуляторов энергоблоков 800 МВт: пылеугольного Березовской ГРЭС и газомазутного Пермской ГРЭС. Как будет показано в планируемой авторами публикации, посвященной анализу примеров внедрения разработанных САРЧМ, в переходных процессах, в первую очередь пылеугольных энергоблоков, изменение расхода топлива может составлять 150‒200%, для чего потребуется существенная перефорсировка котла. Достигается такое решение, как и многие другие (см. рис. 1, 2), значительным усовершенствованием структурных схем большинства основных регуляторов котла (топлива, питания, воздуха, температур пара). На пылеугольном котле количество таких регуляторов составляет более 50 шт., на газомазутном – немного меньше. Важную роль играют дополнительные связи между регуляторами, реализующие совместную работу этих регуляторов с обеспечением динамической развязки их собственных движений. А так как в изменениях нагрузки котла, обусловленных выполнением норм ОПРЧ и НПРЧ, участвует большое количество регуляторов (питательного тракта, пылесистем, воздушного тракта, температур первичного и вторичного пара и т.д.), перефорсировка котла потребует существенного совершенствования алгоритмов как самих регуляторов, так и взаимодействия между ними.

Рис. 1.

Укрупненная структурная схема основных регуляторов пылеугольного энергоблока 800 МВт Березовской ГРЭС. (Общее количество основных контуров регулирования ‒ 52 шт. без учета фактического количества регулирующих органов, управляемых от этих контуров.) ${{N}_{{{\text{здн}}}}}$ ‒ заданная мощность энергоблока по диспетчерскому графику; ${{p}_{{{\text{здн}}}}}$ ‒ заданное давление свежего пара; $\Delta {{N}_{{{\text{к}}{\text{.ч}}}}}$ ‒ коррекция заданной мощности по отклонению частоты сети; $ER$ ‒ сигнал рассогласования; $H_{{{\text{здн}}}}^{{\text{т}}}$ ‒ задание обобщенного положения регулирующих клапанов турбины; $F_{{{\text{здн}}}}^{{{\text{п}}{\text{.в}}}}$ ‒ задание общего расхода питательной воды в котел; $\Delta F_{{{\text{КРМ}}}}^{{{\text{п}}{\text{.в}}}}$ ‒ коррекция задания общего расхода питательной воды в котел, КРМ ‒ котельный регулятор мощности; $F_{{{\text{здн}}}}^{{{\text{топ}}}}$ ‒ задание общего расхода топлива в котел; $\Delta {{F}^{{{\text{п}}{\text{.в}}}}}$ ‒ коррекция задания расхода питательной воды между потоками; $\Delta {{F}^{{{\text{топ}}}}}$ ‒ коррекция задания суммарного расхода топлива в котел

Рис. 2.

Укрупненная структурная схема основных регуляторов газомазутного энергоблока 800 МВт Пермской ГРЭС. (Общее количество основных контуров регулирования ‒ 52 шт. без учета фактического количества регулирующих органов, управляемых от этих контуров.) $\Delta F_{{{\text{КРМ}}}}^{{{\text{топ}}}}$ ‒ коррекция общего расхода топлива в котел; $\Delta F_{{{\text{сум}}}}^{{{\text{п}}{\text{.в}}}}$ ‒ коррекция задания суммарного расхода питательной воды в котел; остальные обозначения см. рис. 1

УКРУПНЕННЫЕ СТРУКТУРНЫЕ СХЕМЫ ОСНОВНЫХ РЕГУЛЯТОРОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ

Регуляторы, рассматриваемые в настоящей работе, по участию в регулировании частоты и мощности, установленные на пылеугольных (см. рис. 1) и газомазутных (см. рис. 2) энергоблоках, разделены на пять технологических групп (на рисунках показаны пунктиром):

САРЧМ (группа № 1);

регулирование расходов питательной воды и топлива и коррекция температурного режима по тракту котла до первого регулируемого впрыска (группа № 2);

АСР температурного режима котла начиная с первого регулируемого впрыска (группа № 3);

АСР пылесистем для пылеугольных энергоблоков и топливных регуляторов для газомазутных энергоблоков (группа № 4);

АСР газовоздушного тракта (группа № 5).

Различия между технологическими группами управления пылеугольными и газомазутными энергоблоками не очень значительны.

Группы № 1 для пылеугольных и газомазутных энергоблоков практически не различаются. Системы автоматического регулирования частоты и мощности различаются только направлением выдачи сигнала заданной мощности, которое определяется заданным значением расхода:

питательной воды (для пылеугольных энергоблоков);

топлива (для газомазутных энергоблоков).

Группы температурного режима работы котла (№ 3) и АСР газовоздушного тракта (№ 5) имеют некоторые различия, но они незначительны.

Группы АСР пылесистем пылеугольных энергоблоков и АСР топливных регуляторов газомазутных энергоблоков (№ 4), конечно, различаются из-за разных видов топлива, но реализация таких систем особой сложности не представляет. Сложной же для реализации является группа регуляторов № 2 ‒ регулирования расходов воды и топлива обоих видов, в первую очередь, определяющая режимы работы котла, в том числе температурные, и энергоблока в целом.

Обе схемы, представленные на рисунках, могут быть использованы для реализации видеограммы верхнего уровня САРЧМ энергоблока как в нормальных и аварийных режимах его работы, так и, что особенно важно, при проведении испытаний на соответствие требованиям ОПРЧ и НПРЧ.

АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ГРУПП УКРУПНЕННОЙ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ РЕГУЛЯТОРОВ

В этом разделе технологические группы регуляторов, рассмотренные ранее, рассматриваются более подробно.

ПРЕДСТАВЛЕНИЕ ИНФОРМАЦИИ О РАБОТЕ САРЧМ

Обычно информация о работе автоматических регуляторов крупного энергоблока представляется оператору по каждому регулятору в отдельности или их небольшой группе и отражает качество работы одного или нескольких из них. Этого, конечно, недостаточно, когда речь идет об оценке работы САРЧМ целиком. Удобным инструментом для решения такой проблемы является использование представленных в данной статье укрупненных структурных схем основных регуляторов энергоблока (см. рис. 1 и 2). Информация охватывает состояние пяти основных технологических групп, характеризующих работу связанных с ними регуляторов.

ВЫВОДЫ

1. Существенная модернизация АСУ ТП большого числа энергоблоков ПСУ (29 шт.), как пылеугольных, так и газомазутных, проведенная ЗАО “Интеравтоматика”, позволила обеспечить их участие в энергосистемном регулировании благодаря выполнению требований ОПРЧ и НПРЧ. Модернизация включала в себя переход к современным микропроцессорным средствам автоматического регулирования и реализации на их основе усовершенствованных алгоритмов многосвязного автоматического регулирования энергоблоков.

2. Для обеспечения удобства рассмотрения полученных результатов проведенных усовершенствований АСР энергоблоков предложено их представление в виде пяти технологических групп с подробным описанием работы каждой из них. Анализ выполнен для энергоблоков обоих типов: пылеугольных и газомазутных.

3. Рекомендовано использование предложенного варианта представления информации для оперативного отражения текущего режима работы автоматизированного энергоблока.

4. В ближайшее время планируется публикация второй части данной работы, отражающей полученные для разных объектов конкретной группы энергоблоков реальные графики переходных процессов при проведении испытаний как на соответствие требованиям ОПРЧ и НПРЧ, так и в более “спокойных” режимах.