Ириклинская ГРЭС: готовность к первичному регулированию частоты

Кириллов Н. Г., директор Ириклинской ГРЭС

Ириклинская ГРЭС – это восемь энергоблоков	Частотный корректор в регуляторе нагрузки
по 300 МВт с турбоагрегатами К-300-240 ЛМЗ и	котла обеспечивает изменение нагрузки со статиз-
котлоагрегатами ПК-41 на энергоблоках ст. ¹ 1, 2,	мом, соответствующим неравномерности по час-
ТГМП-114 на энергоблоках ст. ¹ 3, 4, ТГМП-314	тоте вращения конкретной турбины. Установлен-
на энергоблоках ст. ¹ 5 – 8. На момент выхода	ная по согласованию с ОДУ зона нечувствитель-
приказа РАО “ЕЭС России” от 3/VII 2000 г. ¹ 368	ности частотного корректора fmin = 49,97 Ãö,
“О мероприятиях по выполнению на электростан-	fmax = 50,03 Ãö.
циях требований ПТЭ по регулированию частоты”	Для формирования сигнала частотной коррек-
на энергоблоках ст. ¹ 5 – 8 в 1989 – 1992 гг. и в	ции используются датчики типа Е-858. В схемах
период 2001 – 2002 гг. на энергоблоках ст. ¹ 3, 4	регулирования технологических параметров при-
проведена замена регулирующих блоков РПИБ на	меняются датчики серии МПЭ, ДМЭ.
микропроцессорные приборы “Протар”, что по-	В 2002 г. были проведены контрольные испы-
зволило реализовать систему автоматического	тания энергоблоков на готовность к участию в об-
управления мощностью (САУМ) энергоблоков ст.	щем первичном регулировании частоты. При про-
¹ 3 – 8, схема которой приведена на ðèñ. 1.	ведении экспертной оценки результатов испыта-
Первичное регулирование частоты осуществ-	ний Фирмой ОРГРЭС выдан ряд замечаний по си-
ляется путем воздействия на штатные регуляторы	стемам автоматического регулирования тепловой
нагрузки котла, которые обеспечивают автомати-	нагрузки котла и участия регулятора “до себя” в
ческое изменение расходов топлива, питательной	системе регулирования мощности турбины.
воды и воздуха.	С учетом замечаний ОРГРЭС были проведены
Регулятор “до себя” работает в двух режимах:	анализ и наладка схем автоматического регулиро-
режиме стабилизации давления острого пара пе-	вания топлива, общего воздуха и питательной
ред турбиной и в режиме скольжения. При откло-	воды с целью уменьшения времени переходного
нении частоты сети за пределы зоны нечувствите-	процесса при резком изменении задающего воз-
льности регулятора скорости турбины регулятор	действия. Также изменены параметры настройки
“до себя” отключается частотным корректором на	регулятора “до себя” для уменьшения времени до
время, необходимое для изменения нагрузки кот-	начала стабилизации параметров (Pîï èëè Pè â çà-
ла. Отключение регулятора производится воздей-	висимости от режима работы) после отработки ча-
ствием на вход qâí. После прекращения отключаю-	стотного корректора и выхода мощности на вновь
щего воздействия регулятор выходит на поддержа-	установившееся значение. Была увеличена ско-
ние заданного параметра (Pîï èëè Pè в зависимо-	рость изменения задающего воздействия от час-
сти от режима работы) с временем динамической	тотного корректора на регулятор нагрузки котла до
балансировки, определенным параметром tñ.	60 МВт/мин. Кроме того, в схему регулятора топ-

	fc	Отключение “до себя”
“Протар112”
		Ðîï		fc
			qâí
	×Ê
			“Протар112”
		Регулятор
			×Ê
Изменение		“äî ñåáÿ”
нагрузки и		Pè
скорости
Плановое		ÌÓÒ	ÐÓ
задание	Регулятор нагрузкикотла
нагрузки
Плановое		ÃÑÐ
задание	Â
скорости
ÁÐÓ	W	Котел
				~
	O		Турбина
ÐÈÊ
		ÐÊ		Генератор

!"#$% & ' (

2003, ¹ 8

7

					í						17.10.2002 ã.		í	, %			15.4.2003 ã.
		100 N/N , %											100 N/N
		10								2			10					2
			9										9			1
			8						1				8
			7										7
			6										6
			5										5
			4										4
			3										3
			2										2
			1										1
			0										0
			0:0		1:0	2:0		3:0	4:0	5:0	6:0	t, ìèí	1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00					t, ìèí
		P	îï	, êãñ/ñì2									P , êãñ/ñì2
													îï
		250											250
		240											240
		230											230
		220											220
		210											210
		200										t, ìèí	200					t, ìèí
			0:0		1:0	2:0		3:0	4:0	5:0	6:0		1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00
									à)							á)
)					* +				* , + * *-								* .
* /
1	–	рекомендуемая;				2	–	фактическая;		граничные		значения	параметров		в опыте: à – Níà÷ = 277 ÌÂò,		Nêîí = 300 ÌÂò,
P		= 244 êãñ/ñì2 è P					= 237 êãñ/ñì2, положение РК P = 28,6 êãñ/ñì2 è P									= 31,4 êãñ/ñì2, сигнал частотного корректора
0 МВт (начальный) и 30 МВт (конечный), содержание кислорода 0,3% (min) и 0,97% (max); á – Níà÷ = 272 ÌÂò, Nêîí = 300 ÌÂò,
P		= 240,2 êãñ/ñì2 è P						= 239 êãñ/ñì2, положение РК P = 28,1 êãñ/ñì2 è P								= 30,5 êãñ/ñì2, сигнал частотного корректора
0 МВт (начальный) и 28 МВт (конечный), содержание кислорода 0,29% (min) и 0,81% (max)

лива (РГК) был введен сигнал динамической форсировки для увеличения скорости изменения тепловой нагрузки котлоагрегата.

Проведение повторных контрольных испытаний на энергоблоках ст. ¹ 3 – 8 показало, что характеристики переходных процессов изменения мощности и давления острого пара существенно приблизились к рекомендованным в “Методиче- ском пособии по проверке готовности ТЭС к первичному регулированию частоты в ЕЭС России”. Графики переходных процессов изменения мощности и давления острого пара одного из опытов первоначальных и повторных испытаний на блоке ст. ¹ 4 показаны на ðèñ. 2. Íà ðèñ. 3 изображен график изменения нагрузки энергоблоков ИГРЭС при аварии на Смоленской АЭС, подтверждающий

факт участия энергоблоков ИГРЭС в первичном регулировании частоты.

На энергоблоке ст. ¹ 1 для обеспечения участия в общем первичном регулировании частоты в период текущего ремонта в феврале 2003 г. была выполнена упрощенная схема частотного регулирования на базе микропроцессорного устройства “Протар 112” с воздействием на существующий моторный задатчик нагрузки котла, подчиненные регуляторы которого выполнены на аппаратуре серии РПИБ.

Проведение контрольных испытаний на этом энергоблоке показало, что добиться положительных результатов в работе системы автоматического регулирования при резком задающем воздействии на изменение нагрузки от частотного корректора при нагрузке ниже 200 МВт невозможно, что

8

2003, ¹ 8

	Pã, ÌÂò										fã, Ãö
	320										50,1
						1
	315										50,0
	310				2						49,9
	305				3						49,8
	300				4						49,7
	295				5						49,6
					6
	290										49,5
	12:10	12:12	12:14	12:16	12:18	12:20	12:22	12:24	12:26	12:28	12:30
&	, , 0 1! * ! "1!/
1 – частота генератора; 2 – активная мощность генератора энергоблока ¹ 8; 3 – энергоблока ¹ 6; 4 – энергоблока ¹ 2; 5 – ýíåð-
гоблока ¹ 5; 6 – энергоблока ¹ 4

говорит о необходимости замены первичных преобразователей и регулирующих приборов на современные технические средства автоматического регулирования.

В апреле 2003 г. по результатам повторных испытаний Фирмой ОРГРЭС выдано заключение о готовности энергоблоков ИГРЭС к участию в первичном регулировании частоты, за исключением энергоблока ст. ¹ 2, на котором намечено внедрение САУМ в ноябре 2003 г. на базе ПТК “Квинт”.

Согласно приказу РАО “ЕЭС России” от 18/IX 2002 г. ¹ 524 энергоблоки Ириклинской ГРЭС выделены для участия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты и должны обеспечивать зону нечувствительности САР турбины до 10 мГц, что, по мнению специалистов ИГРЭС, требует проведения модернизации существующей САР турбины.

Попытка линеаризации статической характеристики системы автоматического регулирования турбины путем устранения “мертвой зоны” между клапанами 4 и 5 привела к проблеме пульсации РК 5. При открытии клапана 5 на 10 – 12 мм и начале открытия РК 6 паровые усилия на РК 5 уравновешивались, что приводило к автоколебаниям клапана. Один из способов решения этой проблемы видится в переходе на четырехклапанное парораспределение.

Опыт эксплуатации гидравлической САР показывает, что зона ее нечувствительности зависит от качества ОМТИ, в котором при остывании из-за часто повышенной кислотности выпадают смолистые вещества, резко повышающие нечувствительность САР, другой источник нестабильности – это образование механических примесей при попадании воды.

Для выполнения требований норм UCTE в части увеличения регулировочного диапазона на разгрузку блоков до 40% номинальной, а также для обеспечения полностью автоматического регулирования производительности котла в пределах диапазона автоматического регулирования порядка 25% номинальной мощности при любой исходной нагрузке энергоблока необходимо обеспечить расширение регулировочного диапазона питательных турбонасосов всех энергоблоков, проведение модернизации НРЧ котлов ТГМП-314, применение алгоритмов управления с обеспечением дискретных воздействий на переключение частоты вращения дутьевых вентиляторов, гашение и розжиг горелок, включение (отключение) насосов и др., что, несомненно, возможно только при применении программно-технических комплексов. Основываясь на изложенном, разработан и утвержден “Сетевой график по обеспечению участия энергоблоков Ириклинской ГРЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты электрического тока в ЕЭС России” с реализацией до 2008 г.

2003, ¹ 8

9

Орская ТЭЦ-1 – самая “молодая” станция Оренбургэнерго

Селифанов А. Г., директор Орской ТЭЦ-1

Свою историю Орская ТЭЦ-1 ведет с ноября 1938 г., с момента пуска первого турбоагрегата мощностью 25 МВт и котла производительностью 200 т пара в час. Современнейшее для того времени энергетическое оборудование позволило в сжатые сроки обеспечить электрической и тепловой энергией остро в них нуждавшуюся промышленность г. Орска, стремительно превращавшегося в индустриальный центр восточного Оренбуржья. Главными потребителями электрической и тепловой энергии, производимой ТЭЦ-1, являлись Юж- но-Уральский никелевый комбинат, нефтеперерабатывающий завод им. В. Чкалова, а также ряд крупных машиностроительных предприятий оборонного профиля.

Путь, пройденный нашей ТЭЦ за 65 лет существования, – это путь постоянных модернизаций, непрекращающегося процесса развития и реконструкции. Особо значимыми стали последние 13 лет, ознаменовавшиеся рядом серьезных мероприятий по вводу в эксплуатацию нового оборудования и кардинальной модернизацией устаревшего, превратившие станцию в одну из наиболее техниче- ски оснащенных в Южно-Уральском регионе. Так, в 1992 г. была пущена в строй действующих химводоочистка (ХВО) ¹ 3, рассчитанная на переработку 265 т воды в час. С 1993 по 2002 г. три турбоагрегата ПТ 60-130/13 ст. ¹ 9, 10, 11, исчерпавшие свой парковый ресурс, последовательно были заменены на ПТ 65/75-130/13 с приростом установленной мощности на 45 МВт. На турбоагрегате ст. ¹ 11 впервые в Оренбургской энергосистеме установлена автоматическая система управления технологическим процессом (АСУ ТП), позволившая высвободить часть оперативного персонала.

За этот же период фактически новую жизнь получили градирни ¹ 6 и 7. Их реконструкция, в результате которой водораспределение с лоткового переведено на напорное, была обеспечена силами работников фирмы “ИРВИК”.

Целью любой реконструкции является повышение рентабельности работы оборудования, и, как результат, – рост экономических показателей. По подсчетам наших экономистов реконструкция градирни ¹ 6 принесла станции годовой экономи- ческий эффект в размере 973 тыс. руб., а благодаря модернизации газового хозяйства котлоагрегата ст. ¹ 9 сэкономлено 305,3 тыс. руб. Ввод в эксплуатацию пикового бойлера на турбоагрегате ст. ¹ 10 позволил нам отказаться от зимних пусков водо-

грейных котлов и, плюс ко всему, принес экономический эффект в размере 239 тыс. руб.

Бесперебойность в обеспечении любой ТЭЦ топливом – вопрос поистине стратегический. В этой связи трудно переоценить для нас значение ввода в эксплуатацию автоматической газораспределительной станции (АГРС-1А), что позволило окончательно завершить переход ОТЭЦ-1 на газ как основной вид топлива. Причем, Орская ТЭЦ-1 получила самостоятельный, индивидуальный, независимый выход в газопровод, питающий станционные котлоагрегаты. Инициатива возведения этой газораспределительной станции принадлежит орским энергетикам; строительным подряд- чиком выступило ОАО Оренбургэнерго в лице Орской ТЭЦ-1.

К сожалению, темпы нашей модернизации, рассчитанные на постоянно растущий потребительский спрос на тепло- и электроэнергию, оказались выше темпов этого спроса. Сегодня в экономике Орска сложилась парадоксальная ситуация, когда мы, энергетики, готовы значительно увели- чить отпуск нашей продукции (тепла и пара), но вынуждены из-за снизившегося спроса сокращать их выработку. Довольно ощутимой для нас потерей стал отказ от потребления нашего пара со стороны таких предприятий, как нефтеперерабатывающий завод и машиностроительные заводы. С горечью мы вынуждены констатировать безрадостную для нас ситуацию: от максимума подачи теплоносителя, зафиксированного в 1990 г. (1090 т пара 13 МПа, 763 Гкал), мы постепенно сошли до полного, т.е. равного нулю, уровня отпуска пара в летний период. Среди причин, столь негативно повлиявших на конъюнктуру спроса, прежде всего – затянувшаяся стагнация в экономике региона, ориентированной преимущественно на оборонный госзаказ, а также былые просчеты в ценовой политике начала 90-х годов. Напуганные безудержно (а иногда и неоправданно) растущими ценами на теплоноситель многие предприятия города, в недавнем прошлом наши основные потребители, стали строить собственные котельные с единственной целью – выйти из-под ценового пресса энергетиков. Результаты того, во многом сумбурного, времени плачевны. И не только для энергетиков. Качество теплоносителя на поспешно построенных котельных значительно ниже технологически требуемого для тех или иных производств, но что сделано – то сделано. Сегодня и энергетики, и их прежние партнеры рады бы пой-

10

2003, ¹ 8

ти навстречу друг другу, договориться со взаимной выгодой о цене теплоносителя, но куда деть уже построенные котельные, отмахнуться от потраченных на все это миллионов?

В сложившейся ситуации приходится искать пути для выживания станции, думать о ее завтрашнем дне. По итогам I и IV кварталов 2002 г. Орская ТЭЦ-1 работала как прибыльное предприятие. А вот II и III кварталы оказались для нас убыточными. В этой связи главным приоритетом нашей деятельности должны стать мероприятия, снижающие издержки производства, а также поиск дополнительных нагрузок. Сегодня мы видим их солидный резерв в теплообеспечении жилых кварталов г. Орска, питающихся на данный момент от локальных источников теплоснабжения.

Кроме поиска теплофикационных нагрузок, пути выхода станции на безубыточное производство в летний период мы видим в строительстве парогазовых установок. Сейчас этот вопрос серьезно изучается, руководство энергосистемы относится к нему с пониманием. С установкой парогазового блока небольшой мощности (она может быть 25 МВт) мы смогли бы кардинально решить проблему нынешнего простоя в летний период. Есть также все предпосылки и условия для строительства и более мощного блока 325 – 450 МВт. Инфраструктура Орской ТЭЦ-1, наличие свободных промышленных площадей, как нельзя кстати, для монтажа у нас современного парогазового оборудования. Самый веский аргумент в пользу такого монтажа – это собственная ниша нашей станции в структуре топливного баланса страны. Имеется в виду прямое, автономное подключение ТЭЦ-1 к газопроводу посредством ГРС. Вопрос обеспече- ния резервным топливом, на мой взгляд, можно решить положительно ввиду непосредственной близости от нефтеперерабатывающего завода.

Наличие свободных площадей в турбинном отделении, возможность использования одного из водогрейных котлов в качестве котла-утилизатора – все это вселяет в нас надежду на успешный поиск инвесторов для вложения средств в Орскую ТЭЦ- 1, станцию с потенциально большими перспективами. Ориентированные в своей деятельности на город, его нужды, мы, к сожалению, не всегда находим должное понимание к себе со стороны местных органов власти, например, навязанная

общественности дискуссия о замене централизованного теплоснабжения на повсеместное внедрение крышных и прочих локальных котельных. Причем, рассуждать о сложнейшей энергетиче- ской проблеме берутся невежды, люди, абсолютно не сведущие ни в вопросах экономики, ни, тем более, в энергетике. Мы, со своей стороны, считаем, что любой вид теплоисточника должен иметь право на жизнь. Периферийные районы города, куда не дотягиваются сети с теплоносителем от ОТЭЦ-1, должны, разумеется, пользоваться индивидуальными локальными котельными. Однако в жилые массивы, такие, например, как пос. Никель, расположенные достаточно близко от нашей станции, логичнее и экономически целесообразнее было бы подавать тепло от централизованного его источ- ника. По подсчетам специалистов переход пос. Никель на теплообеспечение от ОТЭЦ-1 даст ежегодную экономию для бюджета города более чем в 1 млн. руб. Выгода обоюдная, ибо, в свою оче- редь, отпуск пара для нужд пос. Никель даже при существующих, далеко не максимальных нагрузках принес бы Орской ТЭЦ-1 прибыль порядка 20 млн. руб. за счет дополнительного отпуска тепла и дополнительной выработки электроэнергии на базе теплового потребления. Мы считаем, что в сегодняшней ситуации отказываться от какого бы то ни было потребителя для нас, будь то жилой микрорайон или небольшое предприятие, – непозволительная роскошь.

В возврате к числу наших пользователей предприятий, по тем или иным причинам переставших брать у нас теплоноситель, мы видим еще одно направление собственного экономического роста. Здесь главное – заинтересовать ценой, а качество нашего теплоносителя в рекламе не нуждается.

Неизбежное старение оборудования – главный бич для всей энергосистемы области. И Каргалинская, и Сакмарская ТЭЦ разменяли уже четвертый десяток лет; придет время, когда энергоблоки на Ириклинской ГРЭС также потребуют замены или реконструкции. Несмотря на свои 65 лет, благодаря успешно проведенной модернизации Орская ТЭЦ-1 на сегодняшний момент – объективно самая “молодая” из действующих станций области. И установка на ее площадях парогазового блока могла вполне выполнить роль замещающей мощности для всего нашего региона.

2003, ¹ 8

11