- использование типовых программно-технических средств (в АСКТД, например, реализованной на энергоблоке 800 МВт Запорожской ГРЭС, используется идеология и программное обеспечение управляющей вычислительной системы «КОМПЛЕКС-ТИТАН-2», адаптируемых к ТЭС и АЭС) [7];
- использование специальных программных средств, облегчающих модификацию алгоритмов в условиях функционирования штатной АСУ ТП блока.
Комплексный характер постановки и решения задач технической диагностики (ТД) предполагает на предпроектной стадии проведение анализа совокупности диагностируемых нарушений по блоку в целом, выявление характера их проявлений в различных узлах и элементах оборудования, разработку методов обнаружения диагностических признаков и разработку на этой основе рационального перечня диагностической информации. Типичным примером группы взаимосвязанных задач, решаемых например, на блоке 800 МВт Запорожской ТЭС, являются диагностирование водного режима по качеству теплоносителей в контуре энергоблока; диагностирование электрического состояния турбины, позволяющее оперативно оценивать резкие нарушения водного режима; диагностирование надежности экранов парогенератора, позволяющее оценить скорость роста и накопление внутритрубных отложений.
Комплексный характер диагностирования предполагает также единообразие методов обработки и алгоритмов диагностирования однотипных задач, решаемых на различных узлах оборудования - таковы задачи определения остаточного ресурса и повреждаемости.
Организационное взаимодействие оперативного персонала и технических средств АСКТД может осуществляться различным образом. В одном из вариантов диагностические задачи вызываются и решаются эпизодически по инициативе персонала. При этом не исключено несвоевременное обращение оператора к диагностической задаче, что резко снижает эффективность АСКТД. Альтернативным вариантом является организация автоматической диспетчеризации - решения задач ТД в соответствии с установленными приоритетами; машинного анализа складывающейся технологической ситуации; автоматического вывода концентрированной диагностической информации, то есть в этом варианте инициатива решения задач ТД принадлежит ЭВМ. Именно такой способ представляется в большей степени отвечающим современным требованиям к функционированию АСКТД с учетом отечественного и зарубежного опыта.
Для количественного анализа качества и результатов работы диагностических систем, создаваемых на различных энергетических объектах, необходимо обосновать принципы выбора критериев и признаков, характеризующих вид технического состояния диагностируемых элементов, узлов и агрегатов, то есть работоспособность и неработоспособность, исправность и неисправность, правильное и неправильное функционирование. Учитывая, что диагностированию подлежат, в основном, нарушения, носящие характер функционального постепенного отказа, то выбор критериев технического состояния должен осуществляться, исходя из функционального назначения элемента, узла и агрегата в конкретных условиях его работы. Это позволит перейти к интегральным оценкам состояния оборудования.
В конкретной АСКТД количественный анализ не может быть успешно реализован без организации надежной, долговременной архивизации результатов работы системы.
При создании и освоении АСКТД должна быть поставлена задача реализации основных сформулированных выше системных требований. Учитывая сложность и определенную новизну решаемых АСКТД задач, а также значительные капитальные затраты на ее реализацию, осуществление АСКТД должно проводиться поэтапно.
8.2 Основные стадии создания АСКТД
Задачу, решаемую при создании АСКТД, можно кратко сформулировать следующим образом: на базе имеющихся технических средств автоматизации построить для данного объекта экономически эффективную систему диагностирования энергооборудования, отвечающую заданным целям, требованиям и рационально использующую возможности человека и техники. В принципе можно использовать два подхода к решению поставленной задачи: интуитивный и формализованный. Четкую грань между обоими подходами пронести трудно, но в общих чертах можно отметить следующие отличительные особенности каждого из них.
При первом подходе на основании априорных представлений об объекте (не обязательно формализованных) и логичных рассуждений предлагается некоторый комплекс алгоритмов управления, и выбираются средства для его реализации. Эффективность принятых решений опирается на интуицию разработчика и проверяется экспериментально на объекте.
При втором подходе делается попытка формализовать исходные представления об объекте и всей задаче управления. Далее либо математически, либо при помощи целого ряда дополнительных упрощающих предположений синтезируется (либо просто предлагается) алгоритм управления. Важной особенностью второго подхода является то обстоятельство, что эффективность принятых решений до экспериментальной проверки на объекте проверяют при помощи вычислительных машин в лабораторных (стендовых) условиях, опираясь на имеющиеся формальные представления об объекте.
Уже из приведенной краткой характеристики обоих подходов можно заключить, что первый проще, а второй в большей степени позволяет использовать достижения теории управления, и потому более надежен. Главное же обстоятельство заключается в том, что по мере усложнения задач управления эффективность первою подхода существенно падает и доминирующее значение приобретет формализованный подход.
Для решения сформулированной выше задачи создания АСКТД на базе формализованного подхода надо выполнить, по крайней мере, следующие работы: провести исходную формализацию (постановку) задачи синтеза алгоритма управления; разработать соответствующие алгоритмы контроля и управления с проверкой их на ЭВМ; подобрать рациональную структуру технических и программных средств, реализующих принятые алгоритмы; смонтировать эти средства и провести всестороннее опробование разработанной системы на реальном объекте. При этом для простоты предполагается, что автоматизируется диагностирование действующей установкой и имеется набор готовых технических и программных средств для реализации тех или иных функций запроектированной системы.
Можно условно выделить четыре основных этапа, связанных с исходной формализацией задачи:
- содержательное описание установки и существующей системы диагностирования;
- формулирование цели управления; выделение автоматизируемого объекта;
- составление структурной схемы объекта диагностирования; декомпозиция задачи управления;
- составление априорного математического описания объекта.
Как и в любом творческом процессе, такая строгая регламентация порядка выполнения работ обычно недопустима. Часто по мере углубления знаний об объекте диагностирования приходится возвращаться к предшествующим этапам исследования, исправлять принятые ранее решения, вновь повторять пройденные этапы и т. д.
Выполнение первого этапа осуществляется в результате изучения объекта и существующей системы диагностирования, направленного на получение и систематизацию сведений о конструктивном оформлении и принципе действия установки, временных характеристиках объекта, структуре действующей системы управления, существующих критериях управления и ограничениях, а также о потерях, связанных с недостатками существующей системы диагностирования. При начальном знакомстве с исследуемым объектом особенно важно вскрыть причины потерь, обусловленных недостатками действующей системы диагностирования. Такие недостатки обычно являются следствием ограниченных возможностей человека, которые сильнее всего проявляются при управлении сложными установками, быстротечными технологическими процессами, при повышенных требованиях к качеству продукции и в других аналогичных ситуациях. Возможны потери из-за неправильного распределения информационных потоков, отсутствия приборов для измерения важных переменных объекта, органов управления для изменения существенных характеристик каких-либо материальных или энергетических потоков установки и т. д. Очевидно, что знание всех этих причин не только сделает последующую работу по формализации задач диагностирования более целенаправленной, но и позволит априорно оценивать эффективность тех или иных решений.
Если АСКТД создается для данного объекта впервые, возможность испытаний в реальном масштабе времени до завершения проекта практически исключена. Совместная работа людей и ЭВМ не может быть начата, пока разработка системы не дойдет до получения готовых и отлаженных программ и завершения полной проработки операций, выполняемых людьми. Упрощенная модель системы неэффективна из-за слабой адекватности, а равноценная модель в полном масштабе есть нечто иное, как сама АСКТД.
Все, что не удалось учесть и предвидеть в процессе разработки, все неудачные решения и ошибки сказываются лишь при вводе в действие и дальнейшей эксплуатации системы. Поэтому при разработке АСКТД чрезвычайное значение приобретают первые этапы работ, на которых принимаются принципиальные решения. Отечественный и зарубежный опыт показывает, что эта работа составляет по времени и трудоемкости 40-60% всей разработки. Любые попытки сократить тщательную и кропотливую проработку на ранних стадиях неизбежно приводят к многократным потерям труда и времени на последующих стадиях, растягиванию сроков ввода системы в эксплуатацию.
Эволюция АСКТД планируется заранее, в процессе разработки, когда определяется очередность ввода в действие функций. Ввод системы в действие обычно осуществляется по очередям и заключается в постепенном добавлении новых функций в соответствии с намеченным планом. Это обстоятельство еще более усиливает значение первых этапов разработки, составления продуманного плана на длительный период, учета взаимозаменяемости отдельных частей системы, в том числе вводимых в эксплуатацию в разное время. При разработке и вводе в эксплуатацию первых очередей и функций надо весьма тщательно продумать сопряжение с ними последующих очередей.
И, наконец, еще раз отметим, что в АСКТД человек имеет доминирующее значение, а управляющее оборудование вспомогательное. Отсюда следует необходимость при разработке таких систем учитывать такие факторы, как психологические и социальные особенности персонала, моральные и материальные стимулирующие воздействия, субъективные влияния и т. п. Кроме того, в разработке АСКТД следует уделять особое внимание процедурам, связанным с переработкой информации людьми. Необходимо не только спроектировать эти процедуры, но и продумать меры, чтобы они точно соблюдались, предусмотреть реакцию в случае их нарушения. Существенное внимание необходимо уделить также процессу подготовки людей для работы по указанным процедурам: разработке рабочих инструкций, обучению, тренировке, выявлению и устранению ошибок и т. д.
Весь процесс создания АСКТД делится на ряд стадий, установленных государственным стандартом, причем каждая из них заканчивается выпуском и утверждением определенной документации (предпроектной, проектной или организационно-распорядительной). Наименование некоторых стадий совпадают с наименованиями соответствующих документов (или комплектов документации). В соответствии с ГОСТ предусмотрены две предпроектные стадии: "Технико-экономическое обоснование" и "Техническое задание", две проектные: "Технический проект" и "Рабочий проект", которые допускается объединять в одну - "Технико-рабочий проект", а также стадии "Ввод в действие (внедрение)" и "Анализ функционирования", которые можно условно назвать стадиями реализации системы. Каждую стадию создания АСКТД принято подразделять на этапы, наименования которых определяются направленностью и (или) содержанием соответствующих работ.
Следует отметить, что накопленный к настоящему времени опыт создания АСУ в энергетике позволяет сформулировать следующие основные вопросы, от успешного решения которых во многом зависит успешное создание и последующее внедрение создаваемой АСКТД:
- научно-методическая взаимоувязка и координация работы всех организаций, участвующих в создании системы;
- организация тесного сотрудничества с персоналом электростанции на всех этапах разработки и внедрения.
8.3 Общие технические требования к АСКТД
АСКТД должна являться одной из подсистем интегрированной АСУ ТЭС и должна выполнять все функции, обусловленные требованиями к диагностированию состояния энергооборудования и условий его эксплуатации в различных режимах. Система должна быть спроектирована таким образом, чтобы при возникновении любых отказов программно-технических средств она автоматически деградировала с сохранением функционирования тех ее резервных элементов, которые обеспечивают должный уровень надежности и безопасности эксплуатации электростанции.
Степень автоматизации, т. е. объем задач, решаемых техническими средствами, включая задачи информации без участия персонала, должна быть обоснована технико-экономическими расчетами на стадии технического задания и выбираться с учетом следующих основных обстоятельств:
- использования опыта эксплуатации на отечественных и зарубежных объектах;
- достигнутого уровня совершенства и надежности технических средств автоматизации;
- подготовленности технологического оборудования;
- увеличения мощности энергоблоков, усложнения процесса управления технологическим оборудованием и увеличения, вследствие этого, вероятности ошибок оперативного персонала пря управлении и увеличения стоимости ущербов от этого;
- обеспечения требований безопасности;
- минимизации расчетных затрат;
- повышения энергонапряженности элементов конструкций
технологического оборудования, повышения скорости протекания технологических процессов и т. д.
При определении необходимой степени автоматизации на стадии технического задания должны одновременно решаться задачи минимизации объема технических средств за счет сокращения количества датчиков, дискретных сигналов, вводимых в систему. Так как система создается как автоматизированная, важная роль отводится оперативному персоналу, который осуществляет:
- общее наблюдение за работой оборудования и технических средств для принятия решений, направленных на повышение эффективности работы энергоблока и его безопасности и надежности;
- проверку готовности к пуску технических средств. Выполнение с участием обходчиков неавтоматизированных операций, связанных с подготовкой к начальному пуску, а также к пуску после ремонтов оборудования;
- проверку состояния после различных отключений и принятия решений всей диагностической аппаратуры о допустимости продолжения работы;
- выбор состава оборудования, находящегося в работе (резерве, ремонте).
В процессе разработки АСКТД должно быть определено количество и квалификация персонала, осуществляющего регламентное обслуживание в ремонт комплекса технических средств АСКТД. При этом количество обслуживающего персонала, выполняющего эти работы, должно соответствовать показателям, достигнутым на мировом уровне к моменту ввода в эксплуатацию АСКТД.
В целях уменьшения трудозатрат на регламентное обслуживание и ремонт КТС должно быть обеспечено следующее:
- система должна быть обслуживаема в одну смену;
-элементы комплекса технических средств должны быть ориентированы на их централизованный ремонт;
- разрабатываемая система должна обладать способностью использоваться аналогичными энергообъектами;
- разрабатываемая система должна иметь возможность модернизации и дальнейшего развития.
Для выполнения основных требований, изложенных выше, должны применяться (или вновь разрабатываться) технические средства, унифицированные по входным и выходным параметрам, конструктивам, элементной базе, эстетическому оформлению, эргономическим показателям и другим параметрам, Должны также предусматриваться, где это необходимо, резервные каналы измерений и управления или резервы аппаратуры (свободные входы-выходы, резервы памяти ЭВМ и т. д.). Математическое и программное обеспечение АСКТД должно создаваться так, чтобы не возникало препятствий для его расширения или совершенствования. Предпосылкой для осуществления этих требований является применение свободно программируемых технических средств на уровне субкомплексов связи с объектом и управления вычислительных комплексов.
В процессе разработки АСКТД разработчик, при необходимости, должен выдать промышленности заявки на разработку недостающих технических средств, а также обеспечить их разработку и внедрение. Техническое задание на новые средства должны быть согласованы с заказчиком.
8.4 Система диагностирования
низкопотенциального комплекса энергоблоков
Одним из реальных способов повышения надежности энергоблоков АЭС является совершенствование системы управления их низкопотенциальным комплексом (НПК) [8]. При этом НПК рассматривается как сложная технологическая подсистема, являющаяся одной из важнейших в общеблочной системе. Предлагается концепция повышения надежности и эффективности работы энергоблоков АЭС на основе двуединого метода – решения проблемы совместимости оборудования и систем обеспечения, и создания для них автоматизированных систем управления на базе оперативного технического диагностирования.
С этой целью разработаны и апробированы на ЗаАЭС:
- методика определения несовместимости оборудования НПК и обеспечивающих систем;
- концепция систем автоматизированной оперативной технической диагностики (как автономных, так и в структуре АСУТП энергоблока);
- методика оценки изменения состояния элементов НПК, предупреждения и ликвидации отказов.
Диагностирование такой сложной технической системы как турбоустановка сводится к установлению некоторых величин – диагностических признаков 
, которые связаны с параметрами функционирования следующими зависимостями:
В свою очередь, основные показатели эффективности, надежности, ресурса работы энергоблока зависят соответственно от диагностических признаков:
При отклонении диагностических признаков или измеряемых значений (
или 
) от нормативных можно определить изменение соответствующих характеристик в зависимости от реальных условий эксплуатации энергоблока:
На данном этапе решения общей задачи предлагается комплексный подход к разработке одной из важнейших составляющих общей системы диагностики – анализу и обработке эксплуатационных характеристик работы НПК с целью определения его основных диагностических признаков.
Для условий работы НПК диагностическая модель может быть записана в виде:
,
где F1, …, Fm - диагностические признаки (технические, технологические, климатические), оказывающие основное влияние на условия работы НПК, в том числе и фактор времени;
Рк - давление в конденсаторе;
δtн - температурный напор конденсатора;
∆tв - нагрев охлаждающей воды.
Основными составляющими НПК являются следующие подсистемы:
- технического водоснабжения, включающая в себя источники водоснабжения, циркуляционные насосы и систему водоводов;
- конденсационные установки, состоящие из конденсаторов, конденсатных насосов и воздухоудаляющих устройств (эжекторов).
Авторами проведен детальный анализ реальных условий эксплуатации НПК на энергоблоках ЗаАЭС за последние годы. В работе использованы статистические данные лаборатории надежности ЗаАЭС.
В перечень поставленных задач входили следующие:
1. Конденсатор и эжекторная установка – сравнение фактических и нормативных значений вакуума, температурного напора, переохлаждения конденсата, нагрева воды, гидравлического и парового сопротивления, присосов воздуха и производительности эжекторов.
2. Насосные установки (циркуляционные и конденсатные) и трубопроводы системы технического водоснабжения – определение фактических характеристик и оптимизация режимов работы насосов, анализ и выяснение возможных причин отклонений в работе насосов, оптимизация включения и параметров эксплуатации циркнасосов и водоводов.
Основные результаты исследований заключаются в следующем.
Конденсатор и эжекторная установка.
Анализ графиков среднесуточной нагрузки (плановой и фактической) энергоблоков ЗаАЭС в разрезе года показывает, что основные причины снижения нагрузки (не считая разгружений, связанных с возникновением аварийных ситуаций или работы на мощностном эффекте), определяются условиями работы НПК – повышением температуры охлаждающей воды и отклонением давления пара в конденсаторе от номинального значения. Недовыработка электрической энергии по этим причинам в 2003 году по блокам № 1-6 ЗаАЭС составила, соответственно, 102,7; 112,4; 184,3; 169,4; 157,8 и 125,4 млн. кВт. час. Это предопределяет то, что в условиях работы энергоблоков АЭС вопросы энергосбережения, повышения надежности и долговечности в первую очередь необходимо изыскивать в системе НПК.
На рис.8.1 в разрезе годового временного периода представлены изменения давления в конденсаторе Рк , температуры охлаждающей воды t1в, нормативного и фактического температурного напоров δtн и δtф и недобора мощности ΔNэ , связанного с отклонениями условий работы конденсатора. Приведенные данные свидетельствуют о том, что основной причиной повышения давления в конденсаторе и потери мощности является рост фактического температурного напора. Так, при нормативном значении δtн = 2-40С, фактический температурный напор δtф достигал 6-140С, что приводит к недовыработке электрической мощности 18-26 МВт. Определено, что при различных условиях эксплуатации, отклонение температурного напора на 10С приводит к снижению мощности энергоблока ЗаАЭС от 3 до 17 МВт.
С ростом температуры охлаждающей воды недобор мощности резко возрастает из-за разгрузки энергоблока для выдерживания ограничений по давлению в конденсаторе. Так, например, при температуре охлаждающей воды 260С и разности температурных напоров 13-140С недобор мощности составит 200 МВт, а при разности 300С – 570 МВт. Поэтому, для исключения разгрузки энергоблока по условиям вакуума в конденсаторе разность нормативного и фактического температурного напоров не должна превышать 60С, что не всегда выдерживается в процессе эксплуатации.
В целях снижения фактического температурного напора, что подтверждается опытом эксплуатации энергоблоков ЗаАЭС за последние годы, эффективно применение шариковой очистки конденсаторных трубок, наличие фильтров предочистки, применение новой технологии антикоррозионной защиты трубных досок и входных участков трубного пучка.
Кроме того, предлагается усилить контроль гидравлической плотности конденсатора, т. к. из-за микроприсосов охлаждающей воды происходит нарушение вводно-химического режима второго контура, вследствие чего отключается система шариковой очистки и снижается мощность энергоблока.
В работе эжекторной установки в процессе эксплуатации принципиальных нарушений не выявлено. Однако есть замечания связанные с недостатками работы пускового эжектора, которые заключаются в основном с конструктивными недоработками:
Рис.8.1 Основные показатели работы конденсатора блока ЗаАЭС в разрезе года
- заниженный КПД установки;
- затруднительное создание глубокого вакуума;
- потеря теплоты рабочего пара.
Таким образом, основные диагностические признаки конденсатора по их значимости устанавливаются следующими:
- температурный напор конденсатора;
- нагрев охлаждающей воды;
- переохлаждение конденсата;
- присосы воздуха в вакуумную систему;
- присосы охлаждающей воды;
- гидравлическое и паровое сопротивление конденсатора.
Циркуляционные (конденсатные) насосы, конденсатный тракт и система технического водоснабжения.
Проведенный анализ работы этих подсистем НПК показал, что основными нарушениями, отказами являлись следующие:
- напорные циркводоводы покрыты слоем минеральных отложений и продуктов коррозии, которые выносятся потоком воды на трубные доски и в трубки конденсаторов (скорость отложений на трубных досках достигает 0,2 мм в месяц);
- рост сопротивления участков системы технического водоснабжения;
- появления признаков помпажного режима в циркводоводах;
- не всегда обеспечивается стабильная форма напорной характеристики при параллельной работе насосов;
- имели случаи срывов насосов, снижение производительности, подсосы воздуха в вакуумную систему конденсатного тракта.
Так, например, несоответствие угла поворота лопастей циркуляционных насосов на 2-4о (что практически всегда имеет место) приводит к снижению КПД насоса до 4% и при этом происходит выход за рабочую область работы насоса. Несоответствие расхода охлаждающей воды (по данным исследований – до 40 т/ч) требуемой кратности охлаждения приводит к потере мощности энергоблока до 10 МВт.
В ряде случаев отказы в системе технического водоснабжения или основного конденсата приводили к частичной разгрузке (до 50%) или полному останову энергоблоков с соответствующей недовыработкой электрической энергии.
Основные диагностические признаки по данной системе оборудования.
Циркуляционная система:
- давление охлаждающей воды на напоре циркуляционных насосов (определяет повышение гидравлического сопротивления конденсатора);
- расход охлаждающей воды (определяется из теплового расчета конденсатора, характеризует степень загрязнения трубного пучка);
- частота вращения и положение лопастей циркнасосов;
- потребляемый ток приводных двигателей циркнасосов;
- рабочие характеристики насосов;
- гидравлическое сопротивление циркуляционной системы (определяет состояние очистных сеток, фильтров, трубопроводов, входных и поворотных камер конденсаторов).
Система основного конденсата:
- содержание кислорода за КЭН-1 (определяет присосы воздуха по тракту);
- электропроводность основного конденсата или содержание в нем натрия (определяет присосы охлаждающей воды или воздуха; качество подпиточной химобессоленной воды; вынос продуктов коррозии материалов второго контура; правильность технологии регенерации ионообменных установок);
- расход и давление основного конденсата на входе и выходе насоса (определяет зону работы насоса).
Для дальнейшего анализа условий эксплуатации НПК и включения в подсистему его диагностирования, в таблице 8.1 представлены нормативные значения основных диагностических признаков конденсационной установки энергоблока мощностью 1000 МВт ЗаАЭС на номинальной нагрузке.
Подключение данной подсистемы в общую АСУТП энергоблоков позволяет не только распознать отклонения на ранней стадии их появления, но и улучшить общие эксплуатационные показатели работы турбоустановки. Хорошо функционирующая система диагностики, естественно, предполагает оснащение всего НПК необходимой современной первичной контрольно-измерительной аппаратурой.
В этой подсистеме очевидны возможности для дальнейшей реализации связи диагностики с автоматическим управлением (без вмешательства оперативного персонала) того или иного узла НПК. Пока все же необходимые действия по регулированию, управлению и защите отделены от общей системы диагностики.
Таблица 8.1
Диагностический признак | Размерность | Значение |
Абсолютное давление в конденсаторе, не более | кПа | 9,0 |
Уровень в конденсатосборниках, не более не менее | мм | 2400 1500 |
Гидравлическое сопротивление конденсатора, не более | МПа | 0,075 |
Избыточное давление циркводы на входе в конденсаторы, не менее | МПа | 0,1 |
Нагрев циркводы, не более | 0С | 12 |
Температурный напор конденсаторов, не более | 0С | 9 |
Величина переохлаждения конденсата, не более | 0С | 2 |
Температура основного конденсата на входе в БОУ, не более | 0С | 45 |
Величина присосов воздуха в конденсаторы, не более | кг/час | 100 |
Содержание кислорода в основном конденсате | мкг/л | 30 |
Жесткость основного конденсата, не более | мкг. экв/л | 0,5 |
Электропроводность основного конденсата на входе в БОУ, не более | мкСм/см | 0,3 |
Давление основного конденсата на напоре КЭН 1-й ступени, не менее | МПа | 0,7 |
Температура основного конденсата перед эжекторами, не более | 0С | 40 |
Давление рабочего пара перед эжекторами, не менее | МПа | 0,4 |
Абсолютное давление, создаваемое эжектором уплотнений | МПа | 0,,096 |
Разность давлений в конденсаторе и трубопроводах отсоса паровоздушной смеси к основным эжекторам, не более | кПа | 5,0 |
Температура неконденсирующихся газов на выхлопе эжекторов, не более | 0С | 72 |
9. ПОВЫШЕНИЕ МАНЕВРЕННОСТИ ТУРБИН ТЭС И АЭС
9.1 Анализ работы ТЭС в условиях покрытия переменной части нагрузки ОЭС Украины
В реальных условиях работы ОЭС Украины за последние годы ТЭС исполняют роль сектора генерации, который замыкает баланс мощности и электроэнергии национальной энергосистемы при всех возможных его отклонениях как плановых, так и непрогнозируемых. На ТЭС генерирующих компаний также возлагается регулирование практически всего диапазона суточного графика нагрузок в период пропуска весеннего паводка на реках Днепр и Днестр. На период осенне-зимнего максимума нагрузок все резервы мощности и производства электроэнергии сосредотачиваются также на энергоблоках ТЭС. Таким образом, ТЭС в ОЭС Украины играют ведущую роль в регулировании сезонных изменений мощности электропотребления и обеспечивают необходимый резерв [9].
Так, например, во время баланса мощности на протяжении 2003 года нагрузка ТЭС генерирующих компаний в период максимума достигала значений от 4900 МВт (в летний период) и до 15500 МВт (в зимний период), а во время минимума в отдельные дни снижалась почти до 4000 МВт.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 |
