Требования к статическим и динамическим характеристикам энергоблоков и их систем регулирования

К статическим и динамическим характеристикам АСР энергоблоков тепловых и атомных электростанции предъявляются весьма жесткие международные требования [10] Так, степень нечувствительности регулирования турбин по частоте вращения не должна превышать 0,06 %, а величина динамического заброса частоты вращения при полных сбросах на грузки —10 % от номинальной частоты. К этим и другим требованиям, выполнение которых обеспечивает необходимое качество регулирования самого энергоблока и его основных элементов, в современных условиях добавляются дополнительные требования, обусловленные необходимостью эффективного участия энергоблоков в противоаварийном управлении энергосистемами.
Эти требования можно разделить на четыре группы. Следует четко представлять, что эти требования носят ориентировочный характер, так как вследствие разнообразия аварийных ситуаций и предаварийного состояния энергосистем затруднительно однозначно ответить, каковы должны быть приемистость агрегатов и быстродействие их АСР для предотвращения системных аварий и на какие аварии необходимо ориентироваться при этой оценке. Прежде всего надо иметь в виду, что формулирование этих требований представляет собой технико-экономическую задачу, при решении которой должны сопоставляться затраты, связанные с повышением приемистости блоков и быстродействия их АСР, и экономический эффект от предотвращения тех или иных системных аварий. Оценка последнего на стадии проектирования блоков с учетом вероятностного характера аварий в энергосистемах крайне затруднительна. Кроме того, надо учитывать, что при существующих конструкциях основного оборудования энергоблоков и их тепловых схемах в отдельных наиболее тяжелых аварийных ситуациях никакое реально достижимое повышение приемистости не предотвратит аварии. В других же ситуациях авария может быть предотвращена при сравнительно медленном изменении мощности (даже за десятки секунд).
Первая группа требований регламентирует поведение энергоблоков при синхронных качаниях электрической мощности и частоты в энергосистемах, которые в ряде случаев возникают при периодических возмущениях в энергосистеме. Сами по себе эти качания при небольших амплитудах колебаний могут ие представлять опасности для устойчивости энергосистем. Однако в процессе синхронных качаний возможно самопроизвольное снижение мощности энергоблоков. Это обусловлено неодинаковыми временами сервомоторов турбин в сторону закрытия и открытия регулирующих клапанов, наличием упоров положения клапанов, ограничивающих их возможное открытие, особенно при работе блока со скользящим начальным давлением пара, и другими причинами. Снижение мощности блоков может увеличить амплитуду колебаний мощности в энергосистеме и само явиться источником системной аварии. Поэтому к АСР энергоблоков предъявляется требование, чтобы при длительных синхронных качаниях среднее значение мощности турбины не снижалось более чем на 10—15 % от ее исходного значения и не повышалось более чем на 5 %.
Вторая группа требований относится к энергоблокам передающей энергосистемы, отделившейся после отключения МСС с избытком вырабатываемой мощности, а также к агрегатам передающей системы при возникновении дефицита мощности в приемной части энергообъединения. В обоих случаях необходимо быстрое снижение мощности, вырабатываемой энергоблоками. В последнем случае это позволяет за счет торможения роторов агрегатов передающей системы синхронно понижать частоту в обеих частях энергообъединения и не допустить увеличения взаимного фазового угла 9 электропередачи выше критического значения. Требования к скорости снижения мощности в рассмотренных случаях не отличаются от аналогичных требований к АСР турбин при полных сбросах нагрузки. При этом должна быть обеспечена возможность сколь угодно длительной работы блока при новом значении мощности в пределах регулировочного диапазона. Если же мощность снижена до значений выходящих за пределы регулировочного диапазона (вплоть до нагрузки собственных нужд), должна быть допустима кратковременная работа блока с этой мощностью с последующим ее восстановлением до значений, лежащих в пределах регулировочного диапазона.
В тех случаях, когда причиной системной аварии является короткое замыкание в линиях электропередачи, необходима быстрая импульсная разгрузка турбины. Третья группа требований определяет необходимые импульсные характеристики АСР турбины. При этом должна быть обеспечена возможность регулирования в широких пределах глубины и скорости изменения мощности за счет подачи управляющих воздействий различной интенсивности. Запаздывание начала снижения мощности турбины не должно быть более того значения, при котором через 0,1—0,2 с после подачи максимального по интенсивности управляющего воздействия мощность турбины уменьшится не менее чем на 5 % от номинального значения. В дальнейшем мощность турбины от 95%-ного значения (от номинальной) до значения, соответствующего нагрузке собственных нужд, должна снижаться не более чем за 0,5—0,7 с, при этом в интервале от 95 до 50 %—не более чем за 0,3 с. Для уменьшения возможного переторможения генератора восстановление мощности должно начаться не позже чем через 0,2—0,3 с после момента подачи воздействия на обратное увеличение мощности. Для предотвращения нарушения устойчивости в сторону ускорения на втором и последующем циклах колебаний должно допускаться уменьшение в три-четыре раза скорости обратного восстановления мощности за счет подачи экспоненциального управляющего воздействия на набор мощности после разгрузки турбины.
Четвертая группа требований определяет скорость набора мощности энергоблоками при ликвидации аварийных дефицитов мощности в приемных энергосистемах или системах, отделившихся от энергообъединения с дефицитом мощности. Такие блоки должны обеспечивать быстрое увеличение вырабатываемой мощности на величину до 10 % за 1—2 с.
Противоаварийное управление энергосистемами требует высокой скорости передачи управляющих сигналов во всех элементах единой комплексной системы управления активной мощностью в энергосистеме. Схемы регулирования турбин должны быть снабжены быстродействующими электрогидравлическими или электромеханическими преобразователями, позволяющими с минимальным запаздыванием вводить управляющие сигналы системных регуляторов и противоаварийной автоматики. Такие преобразователи должны предусматриваться в качестве обязательного элемента АСР вновь проектируемых конденсационных и теплофикационных турбин. С этих позиций необходима также модернизация АСР ранее выпущенных турбин, не имеющих подобных преобразователей. Для сохранения динамической устойчивости энергообъединения в аварийном режиме обычно требуется кратковременное быстрое изменение мощности блока, а для сохранения статической устойчивости послеаварийного режима —длительное изменение мощности по сравнению с исходным значением. Требования к скорости изменения мощности в последнем случае могут быть значительно снижены. Соответственно этому, согласно рекомендации ВТИ [81 ], управляющее воздействие противоаварийной автоматики на блок целесообразно выполнять двухканальным: по первому каналу через ЭГП вводят быстродействующие снимаемые воздействия, по второму (через механизм управления турбины или задатчик мощности блока) —медленнодействующие воздействия, не снимаемые в установившихся режимах.