Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Принципы эффективного управления в теплоэнергетике, теплотехнике и теплотехнологии. Учебное пособие
.pdf
РАЗДЕЛ 1. ПРИНЦИПЫ УПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ
1.1 История развития энергосистемы и устройств автоматизации
на теплоэнергетических объектах
1917 год (после Октябрьской революции) - комиссия по электрификации
России (ГОЭЛРО) разработала государственный план электрификации
России. В этот период появились первые диспетчерские центры в
энергосистеме.
декабрь 1921 года - управление объединённых государственных
электростанций Московского района разработало «Положение о мерах по
координированию параллельной работы электрических станций».
Благодаря этому документу создана технологическая структура системы
оперативно-диспетчерского управления.
1926 год - организованы первые в стране диспетчерские службы
Московской и Ленинградской энергосистем, оборудованные щитами
управления и диспетчерской связью с энергообъектами.
1928 год - учреждены первые заводы по изготовлению приборов и
аппаратуры автоматики.
1930 год - начал работу комитет по автоматизации (по инициативе
учёного - энергетика Г.М. Кржижановского).
На электростанциях применялись устройства целостной конструкции
измерительного, командно-усилительного и исполнительного органов. И для
решения сложных управленческих задач на тепловых электростанциях и
формирования надежной системы автоматического регулирования стояла
задача в уменьшении количества подвижных контактов в цепях управления
исполнительными механизмами и изменении существующей на то время
структуры ре
1935 год - в стране действовало восемнадцать энергосистем с
диспетчерскими пунктами. Наиболее крупными из них были Московская,
Ленинградская, Днепровская, Донецкая и Уральская энергосистемы.
С появлением первой линии электропередач напряжением 220 кВ
Днепр — Донбасс в 1940 году было организовано Объединенное диспетчерское
управление Южной энергосистемы (ОДУ Юга) с единой диспетчерской
службой. В годы Великой Отечественной войны Урал стал основной
энергетической базой страны. В 1942 году для оперативного управления
Свердловской, Челябинской и Пермской энергосистемами было создано
Объединенное д
Руководство параллельной работой Московской, Горьковской, Ивановской и
Ярославской энергосистем в 1946 году осуществлялось ОДУ Центра.
50-е годы - переход на электрические системы контроля и управления
теплоэнергетическим оборудованием сопровождался следующими
изменениями: централизацией управления крупными электростанциями;
гуляторов.
испетчерское управление энергосистемы Урала (ОДУ Урала).
11
заменой ручного труда на тепловой электростанции; территориальным
распределением оборудования и диспетчерских постов управления;
автоматизацией электростанций на основе комплекса технических
приборов.
Комплекс средств позволял организовать дистанционное управление
регулирующими и запорными органами в соответствии с технологическими
параметрами и обеспечить автоматическую защиту теплового оборудования в
случае выхода параметра за пределы допустимых значений.
Развитие приборостроения и отраслей промышленности по производству
малогабаритной электроаппаратуры и техники по
в энергетике автоматические регуляторы нового типа. В состав регуляторов
тепловых процессов входили элементы, размещенные на станции по
функциональному назначению. Непосредственно на объекте управления были
установлены первичный прибор с выходным электрическим сигналом и
исполнительный механизм, а на оперативном щите размещены электронный
регулирующий прибор и органы управления.
зволило широко использовать
30 апреля 1956 года - вве
электропередачи 400 кВ Куйбышев (Самара) – Москва протяженностью
815 км.
август 1957 года - ОДУ Центра реорганизовано в ОДУ ЕЭС Европейской
части СССР и подчинено Союзглавэнерго при Госплане СССР.
1960 год - образованы ОДУ Средней Волги и ОДУ Сибири, и создано
уникальное межгосударственное объединение энергосистем
социалистических стран, охватываю
Улан-Батора.
В 60-е годы изменения в отечественной энергетике связаны с
необходимостью в постоянном или периодическом контроле до нескольких
тысяч технологических параметров. Происходило техническое перевооружение
энергоблоков тепловых электростанций, работающих на высоких и
сверхкритических параметрах пара с единичной мощностью 250 МВт, и
конденсационных электростанций – мощностью 500 и 800 МВт. С ув
мощности энергоблоков (1000 МВт и более) и контролируемых
технологических параметров в 90-е годы использовалась компьютерная техника
на базе информационно-управляющих вычислительных комплексов ЭВМ.
В составе ЕЭС СССР параллельно работали 88 региональных
энергосистем Советского Союза. Параллельно с ЕЭС работали энергосистемы
стран: Болгарии, Венгрии, ГДР, Польши, Румынии и Чехословакии.
Несинхронно с ЕЭС СССР (че
энергосистема Финляндии. От сетей ЕЭС СССР осуществлялось также
энергоснабжение потребителей ряда других стран Европы и Азии: Норвегии,
Турции, Афганистана, Монголии. В таком виде энергосистема работала вплоть
до начала 90-х годов, пока не началось реформирование государственного
строя.
дена в работу южная цепь линии
щее территорию от Берлина до
еличением
рез вставку постоянного тока) работала
12
1992 год - после прекращения деятельности Министерства энергетики и
электрификации СССР, подчиненные ему предприятия и организации,
расположенные на территории Российской Федерации, переданы в
ведение Министерства топлива и энергетики Российской Федерации, и
ЦДУ ЕЭС СССР переименовано в ЦДУ ЕЭС России.
1993 год - ЦДУ и ОДУ вошли в структуру Российского акционерного
общества энергетики и электр
17 июня 2002 года произошло объединение диспетчерских служб в
единую самостоятельную организационную структуру. Было создано
Открытое акционерное общество «Системный оператор – Центральное
диспетчерское управление Единой энергетической системы России», в
состав которого в течение последующих шести лет вошли ОДУ и
диспетчерские службы, выделенные из АО-энерго, в виде объединенных
и региональных диспетчерских управлений. 6 февраля 2008 года ОАО
«СО – ЦД
полномочий переименовано в Открытое акционерное общество
«Системный оператор Единой энергетической системы».
1 ноября 2002 год - функции оперативно-диспетчерского управления
были переданы филиалам Системного оператора на всей территории
ЕЭС России.
Минэнерго России разработало ведо
энергетика». В качестве одного из приоритетных направлений развития
инфраструктуры Российской Федерации выбрана цифровая трансформация
энергетической инфраструктуры (п. 11 Указа Президента Российской
Федерации от 07.05.2018 года № 204). Широкое внедрение цифровых
технологии на технологических объектах управления позволит управляющему
персоналу принять адекватное решение, опираясь на реальные статистические
данные. Тем самым руководство имеет во
управленческих решений из разных областей управления и внедрить наиболее
успешные [1].
У ЕЭС России» в связи с качественными изменениями задач и
ификации «ЕЭС России».
мственный проект «Цифровая
зможность сравнить эффективность
1.2 Общие сведения об энергосистеме
Единая энергетическая система (ЕЭС) России является крупнейшим
в мире централизованно управляемым энергообъединением с параллельно
работающими объединёнными энергосистемами (ОЭС): ОЭС Центра; ОЭС
Юга; ОЭС Северо-Запада; ОЭС Средней Волги; ОЭС Урала; ОЭС Сибири;
ОЭС Востока (изолированно работающей от ЕЭС России).
Основная электрическая сеть объединённых энергосистем ЕЭС России
сформирована с использованием двух систем напряжения: 220-500 кВ и 330750 кВ. В центральных и восточных объединениях используется система
напряжений 220-500 кВ, в ОЭС Севера – Запада (кроме Архангельской и
Коми энергосистем), в западных и южных частях ОЭС Центра – система
напряжений 330-750 кВ. В ОЭС Юга основная электрическая сеть сформи-
13
рована на напряжении 220, 330 и 500 кВ, при этом сеть 330-500 кВ развита
в юговосточной части ОЭС. В рамках Единой энергосистемы СССР была
сооружена электропередача 1150 кВ Сибирь – Казахстан – Урал. Участки
воздушных линий электропередач 1150 кВ: Итат – Барнаул; Барнаул –
Экибастуз; Кустанай (Костанай) – Челябинск в настоящее время эксплуатируются на напряжении 500 кВ.
ЕЭС России осуществляет параллельную работу с ОЭС Украины,
ОЭС Казахстана, ОЭС Белоруссии, энергосистемами Эстонии, Латвии,
Литвы, Грузии и Азербайджана, а также с NORDEL (связь с Финляндией
через вставку постоянного тока в Выборге). Энергосистемы Белоруссии,
России, Эстонии, Латвии и Литвы образуют так называемое «Электрическое
кольцо БРЭЛЛ», работа которого координируется в рамках подписанного в
2001 г. Соглашения о параллельной работе энергосистем БРЭЛЛ. Существует
три крупных независимых энергообъединения в Европе – Северная (NORDEL),
и Западная (UCTE) и Восточная (ЕЭС/ОЭС: ЕЭС России и энергосистемы стран
СНГ, Балтии и Монголии) синхронные зоны.
1.3 Структура системы диспетчерского управления энергетосистемой
Акционерное общество «Системный оператор Единой энергетической
системы» осуществляет централизованное оперативно-диспетчерское
управление технологическим режимом Единой энергетической системы России
на территории 81 субъекта Российской Федерации [2].
Единая электроэнергетическая система (ЕЭС) России является уникальным организационно-техническим объектом. Структура и управление ЕЭС
построены по иерархическому принципу. Это обеспечивает:
сбалансированное единство генерации, сетевого распределения и
потребления;
энергетическую безопасность регионов;
межсистемный обмен потоков мощности и энергии в нормальных и
аварийных режимах.
В соответствии с принципами функционирования единой вертикали
оперативно-диспетчерского управления, региональные подразделения
Системного оператора организованы в трехуровневую иерархическую
структуру, в которую входят: Исполнительный аппарат (г. Москва);
7 Филиалов - Объединенных диспетчерских управлений (ОДУ)
энергообъединениями; 49 Филиалов - Региональных диспетчерских
управлений (РДУ), управляющие энергосистемами одного или нескольких
субъектов Российской Федерации.
Для взаимодействия АО «СО ЕЭ
органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации,
территориальными органами Ростехнадзора, МЧС России в регионах,
энергосистемами которых управляют укрупненные региональные
С» с субъектами электроэнергетики,
14
диспетчерские управления, созданы представительства Системного оператора в
Алтайском крае и Республике Алтай, Белгородской, Брянской, Ивановской,
Калужской, Кировской, Курганской, Орловской, Псковской, Тамбовской,
Томской и Ульяновской областях, Республиках Марий Эл и Мордовия,
Удмуртской и Чувашской Республиках.
С 2007 года в составе Системного оператора в качестве дочернего
общества работает «Научно-технический центр Единой энергетической
системы» (до 07.06.2012 - ОАО «Научно-исследовательский институт по
пер
едаче электроэнергии постоянным током высокого напряжения» - НИИПТ).
Институт основан в 1945 г. и является многопрофильным
электроэнергетическим научно-исследовательским центром, головной научной
организацией отрасли в области развития системообразующей сети Единой
энергетической системы России и межгосударственных электрических связей.
1.4 Принципы управления энергосистемой
и теплотехническими объектами
Согласно распоряжению Правительства Росси
9 июня 2020 г. [3] приоритетами государственной энергетической политики
Российской Федерации являются:
гарантированное обеспечение энергетической безопасности страны в
целом и на уровне субъектов Российской Федерации, в особенности
расположенных на геостратегических территориях;
первоочередное удовлетворение внутреннего спроса на продукцию и
услуги в сфере энергетики;
переход к экологически чистой и рес
развитие конкуренции в конкурентных видах деятельности топливно-
энергетического комплекса на внутреннем рынке;
рациональное природопользование и энергетическая эффективность;
максимально возможное использование оборудования, имеющего
подтверждение производства на территории Российской Федерации;
повышение результативности и эффективности всех уровней управления
в отраслях топливно-энергетического комплекса;
максимальное использование преимуществ це
энергоснабжения.
Обеспечение безотказности и надежности энергосистемы и, входящего в
систему оборудования, является приоритетным направлением в управлении
энергосистемой и объектами теплоэнергетики. Теплоэнергетические установки
относятся к категории опасных объектов в отношении обслуживающего
персонала, окружающей среды и проживающего вблизи населения. Для
обеспечения перспективной надежности ЕЭС специалисты диспетчерских
постов должны:
урсосберегающей энергетике;
йской Федерации от
нтрализованных систем
15
анализировать прогнозные электроэнергетические режимы и проверять
корректность технических решений, принятых проектными органи-
зациями;
разрабатывать перечень мероприятий по повышению устойчивости
функционирования энергосистем в случаях подключения новых
потребителей, а также ввода в эксплуатацию нового генерирующего и
сетевого оборудования;
ежедневно актуализировать детальную расчетную математическую
модель, описывающую состояние энергосистемы;
выполнять расчеты установившихся режимов и статической устой-
чивости. На основании расчетов определяется возможность возник-
новения перегрузок в электрической сети, недопустимых изменений
напряжения на шинах электрических станций, подстанциях и энерго-
объектах потребителей, а также разрабатываются мероприятия по
обеспечению допустимых параметров электроэнергетического режима
и рекомендации по действиям диспетчеров;
выполнять расчеты электромеханических переходных процессов и
динамической устойчивости генерирующего оборудования электри-
ческих станций с подробным моделированием систем регулирования
и управления. Тем самым определяются условия устойчивости работы
генерирующего оборудования в энергосистеме при нормативных
возмущениях;
на основании расчетов установившихся режимов, статической и дина-
мической устойчивости, определять допустимые перетоки активной
мощности в контролируемых сечениях, формировать инструктивные
материалы и диспетчерскую документацию диспетчерских центров,
разрабатывать требования к логике действия и настройке устройств
противоаварийной и режимной автоматики.
Энергосистемы работают при переменном графике нагрузок. Причинами
данного факта могут быть как эксплуатация теплоэнергетических установок
в условиях периодического вывода оборудования на ремонт, перегрузку,
остановы для отдыха персонала, так и неравномерное потребление энергии
городским хозяйством в период суточных, недельных и годовых циклов.
Задача управления энергосистемой состоит в организации суммарной выработки электроэнергии в соответствие с непрерывно меняющимся потреблением.
Распределение нагрузки между отдельными электростанциями зависит от
технологического режима электростанций различного типа и энергетических
характеристик агрегатов. Поэтому существует множество вариантов обеспечения соответствия вырабатываемой и потребляемой мощностей. И основной
задачей диспетчерских служб является выбор наиболее экономичных и
надежных вариантов. ОАО «СО ЕЭС» ведёт управление непрерывным
производством, передачей, распределением и потреблением электроэнергии
с помощью выполняемых Системным оператором расчётов допустимых
электроэнергетических режимов ЕЭС России и ее составных частей.
16
Тематика рефератов
1. Программное обеспечение автоматизированных систем управления на
тепловых электростанциях.
2. Применение отечественных контроллеров на теплоэнергетических
объектах.
3. Участие электростанций различного типа в покрытии графика нагрузки
энергосистемы.
Вопросы для самопроверки
1. Когда появились первые диспетчерские центры в энергосистеме?
2. Как развивалась энергосистема России с начала 30-х и до начала 90-х
годов?
3. Какие изме
нения произошли в автоматизированном управлении
теплоэнергетическим оборудованием с 1928 года?
4. Какую отличительную особенность имели автоматические регуляторы
тепловых процессов в 50-е годы?
5. Какие изменения произошли в отечественной энергетике в 60- е годы?
6. Когда произошло объединение диспетчерских служб в единую
организационную структуру, какое название получило объединение?
7. Какие преимущества существуют в управлении Единой эн
ергосистемой?
8. Какую структуру имеет система диспетчерского управления ЕЭС?
9. Для чего используются программно-технические комплексы на этапе
автоматизированного управления технологическими процессами?
10. Какие функции выполняет оперативно-диспетчерская служба?
11. При каких условиях энергосистемы работают при переменном графике
нагрузок?
Практические задания для самостоятельного решения
Практическое задание № 1. Первичная обработка экспериментальных
данных. В та
величин, как давление нефти на входе в насос, P
P
, кгс/см2, расход перекачиваемой жидкости, Q, м3/час, мощность,
вых
блице 1.1 представлены измеренные значения таких случайных
, кгс/см2, и выходе из насоса,
вх
потребляемая насосом, Р, кВт (объём выборки каждой величины составляет
n=50).
Данные получены в процессе эксплуатации насоса с помощью
контрольно-измерительных приборов: манометра, расходомера и ваттметра.
Предположить, что полученная совокупность результатов свободна от
систематических погрешностей и подчиняется нормальному закону
распределения.
1. Исключить результаты измерений с грубой погрешностью.
2. Определить фактическое отклонение КПД насоса от номинального,
а также допустимого значения.
3. Определить границы доверительного интервала для результата
измерений.
17
Плотность нефти принять, равной 830 кг/м
3
. Номинальное значение
напора по графику совместной работы насоса в сеть составляет 320 м,
номинальное значение КПД насоса – 71 %, допускаемое значение КПД –
67,5 %.
План решения задачи:
1. Проверить экспериментальные данные, существенно отличающиеся от
остальных, на содержание результата измерения грубой погрешности.
2. Определить наиболее вероятное значение измеренной величины по
формуле общего вида (1.1):
∑
.
(1.1)
3. Оценить среднюю квадратическую погрешность экспериментальных
данных по формуле (1.2):
∑
.
(1.2)
4. Определить величину отклонения проверяемого результата измерения по
формуле (1.3):
. (1.3)
Таблица 1.1
Результаты оценки технического состояния нефтяного насоса типа ЦНСАнт 500-320
Рабочие параметры Значение параметров
1 2 3 4 5 6
0,121 0,102 0,099 0,101 0,122
0,103 0,104 0,103 0,104 0,101
0,101 0,102 0,118 0,102 0,103
0,113 0,106 0,104 0,105 0,106
Давление на входе,
, кгс/см2
P
вх
Давление на выходе,
, кгс/см2
P
вых
0,113 0,120 0,105 0,107 0,108
0,103 0,104 0,103 0,104 0,101
0,100 0,101 0,101 0,108 0,107
0,101 0,102 0,102 0,103 0,103
0,103 0,104 0,103 0,104 0,101
0,103 0,104 0,103 0,104 0,101
29,46 29,10 29,15 29,37 29,20
29,12 29,11 29,14 29,18 29,16
29,05 29,06 29,38 29,17 29,16
29,47 29,10 29,15 29,18 30,1
30,2 29,10 29,15 31,2 33,4
29,45 29,15 29,13 29,2 29,12
29,14 29,14 29,11 29,15 29,05
29,08 29,38 29,14 29,16 29,47
29,07 29,15 29,14 29,16 30,2
29,01 29,15 29,31 29,13 29,45
18
Окончание таблицы 1.1
1 2 3 4 5 6
512,3 511,5 521,6 511,3 510,5
513,4 511,2 510,6 511,4 514,1
510,1 501,3 510,4 513,6 513,3
512,3 511,5 521,6 511,3 510,5
Объёмный расход, Q,
3/
час
м
Мощность,
потребляемая
насосом, N, кВт
513,4 511,2 510,6 511,4 514,1
510,1 501,3 510,4 513,6 513,3
512,3 511,5 521,6 511,3 510,5
513,4 511,2 510,6 511,4 514,1
510,1 501,3 510,4 513,6 513,3
510,3 512,6 510,8 512,1 513,1
670 634 625 638 631
629 633 626 636 664
610 630 621 640 660
632 628 633 639 640
618 621 632 645 655
632 620 633 640 640
632 618 634 670 655
630 617 620 630 640
610 628 619 635 655
645 630 621 631 633
По табличным значениям допускаемых нормированных отклонений,
исходя из заданной доверительной вероятности =0,95 и объёма выборки n,
найдём допускаемую величину отклонения
в таблице приложения 1 и
сравним с величиной отклонения проверяемого результата. Если отклонение
выше допускаемой величины, следовательно, результат содержит грубую
погрешность. Необходимо в оставшейся совокупности результатов проверить
результаты измерения на содержание грубой погрешности.
5. Уточняем значения и
.
6. Определить среднюю квадратическую погрешность результата
измерения (за результат измерения принять уточнённое значение
после отброшенных результатов с грубой погрешностью):
уточ.
√
. (1.4)
уточ.
7. Определить границы доверительного интервала для результата
измерений. Найдём границы доверительного интервала по формуле (1.5):
∆x
. (1.5)
∙S
8. Записать результат измерения с указанием доверительной погрешности в
виде:
уточ.
изм
∆x;Р
0,95;.
дов.
9. Определить фактическое отклонение КПД насоса от номинального, а
также допустимого значения.
19
Значение КПД насоса определяется по формуле (1.6):
н
пол
∙100,%, (1.6)
где N
где – объёмный расход, м
- полезная мощность, определяемая по формуле (1.7):
пол
N
=∙∙∙Н,кВт, (1.7)
пол
3
/с;
Н – напор насоса, определяемый по формуле (1.8):
где РвхиР
Р
Н
– давления на входе и на выходе из насоса, Па.
вых
выхРвх
∙
, м. (1.8)
10. Абсолютная погрешность измерения КПД насоса определяется по
формуле расчёта погрешностей косвенных измерений (1.9):
(1.9)
∆
н
∙∆
н
∙∆
н
∙∆
11. Записать результат косвенного измерения с указанием найденной
погрешности в виде:
факт
нΔ.
н
20
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]