Vikus » 20 дек 2015, 10:45
Каюсь, грешил безответственностью…
Занимался проектированием ПА, так сказать, в «чистом виде».
Началом всегда было: схемы, режимы, расчёты СУ и ДУ, но в основном готовые, правда, всегда с расчетчиками обсуждали слабые места, я их просил досчитать или перепроверить некоторые, а только потом уже разрабатывал принципы, автоматики и устройства и т.д. и т.п.
И этот обсуждаемый вопрос, меня всегда несколько удручал своим противоречием, но как-то всё «без злого умысла, а по головотяпству спускал на тормозах».
А тут в силу сложившихся обстоятельств вынужден был сам заняться расчётами СУ и ДУ.
А когда, я занимаюсь сам, то не люблю, когда имеются какие-то проблемы…
Уважаемый, WindTalker315 !
В том всё и дело!!!
Как показывает опыт некоторые противоречивые вопросы в принципе нельзя снять, и как правило, не из-за их физической противоречивой сущности, а в силу официально принятых понятий, исполнение которых должно быть безусловным (например, соответствие требований к параметрам срабатывания по стандарту и реальных динамических характеристик по частоте для обособленных ЭС с малыми мощностями генераторов, я уже писал об это… ).
В данном случае аналогичное противоречие.
1. писал «При расчётах СВМ почему-то ни когда не учитывается запас устойчивости для самой станции ….. »
Ясно, что выводы по расчетам СУ делать надо да и можно - словесно,
но единственным доказательством этому должно быть необходимое значение коэффициента устойчивости Кр, а как его считать?!
Как я представляю, должно быть так:
При проведении расчётов СУ всегда ищется слабое сечение, и в этом случае, пропускная способность которого зависит от выдаваемой мощности этой новой станции:
(1-й вариант) если оно попало на линии отходящие от станции, то это, наверно, и есть, так сказать, в «чистом виде» устойчивость станции, но всё равно не отвечает на вопрос как рассчитать коэффициент Кр: усилить сечение, если необходимо, получить соответствующий максимальный переток, а в качестве текущего нужно взять значение располагаемой мощности? Но, опять же до генераторов есть трансформаторы, само РУ связывает эти генераторы в один узел, опять же отвод на СН, а если ещё «круче»
сама станция построена для собственных потребителей, например газо-химического производства, то есть энергия (электрическая и более приоритетно тепловая) потребляется и практически вся там где она и производится!? Следует ли её казуально отнести к СН станции?
Следует принципиально отметить, что такое назначение станции для СО по «фиолетовому барабану»: мощность должна выдаваться вся, ведь они считают себя «хозяевами» нефте- или газо-химического технологического процесса!
Другой вариант слабое сечение появилось «в глубине» ЭС. Действия практически те же … но опять как считать Кр?
(2-й вариант) В чем сама суть противоречия - считали, считали, потом считали и опять считали и не нашли слабого сечения для которого МДП зависит от выдаваемой мощности новой станции. Сделать вывод, что станция при выдачи мощности устойчива для всех режимов и рассчитать Кр как отношение минимального значения МДП самого слабого сечения к выдаваемой мощности станции. А вдруг этот МДП окажется меньше? Но противоречия нет, т.к. он не зависит от выдаваемой мощности станции.
В проектах я встречал, что исследуемым сечением для СВМ именно назначают сечение на шинах наивысшего напряжения станции, так наверняка оно и будет, если станция мощная строящаяся новая или расширяемая старая.
Встречал так же, что сечение проводили по генераторному напряжению…
А если выдаваемая мощность станции мала, например, менее или сравнима со значением колебаний расчётного перетока… из практики (для одного из режимов) МДП = 1354 МВт, dР = 43 МВт, суммарная номинальная мощность генераторов новой станции ГТУ = 54 МВт.
2. писал «Да и само понятие "располагаемой" тоже не конкретно, …. »
Уважаемый, Oleg!
Согласен в п. 52 ГОСТ 19431-84 дано определение располагаемой мощности станции, а в п. 50 определение «установленной мощности» и кажется всё стало на свои места. Но нет, фразу «за вычетом ограничением по мощности» можно трактовать достаточно широко, т.к. в п. 51 «Ограничение мощности - значение вынужденного недоиспользования установленной мощности генерирующего агрегата (электростанции). Примечание. Снижение мощности из-за ремонтных работ в ограничение мощности не включают».
так как понятие «вынужденного недоиспользования» ни как не регламентировано этим ГОСТ-ом.
Вот если бы под «вынужденным недоиспользования мощности» станции ввели бы расчётный запас устойчивости станции, но нет, т.к. даже «Снижение мощности из-за ремонтных работ в ограничение мощности не включают»… как всё это понимать не разумею!?
3. писал «Положение ".... располагаемой мощности с учётом собственных нужд" вооще весчЪ не понятная. … »
Уважаемые, Oleg и WindTalker315 , с упомянутым документом я когда-то знакомился ... !? Перечитал и вспомнил, почему забылось, в п.1 Общие положения фраза: «Настоящие Методические рекомендации … устанавливают порядок определения предварительных параметров выдачи мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов в условиях нормальных режимов» и далее «Настоящие Методические рекомендации не распространяются на порядок определения параметров схем выдачи мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов, разрабатываемых заявителями, сетевыми организациями или привлеченными ими лицами для обеспечения выдачи мощности генерирующих объектов, ….» и это действительно так, т.к. в этом документе совершенно не идёт речи, не только об устойчивости, но даже и об СН станции не упоминаются…поэтому вопрос остаётся открытым…
Oleg с вашим ответом:
«Если установленная 100 МВт, а СН -10%, то задавайте 100 МВт и на соответствующий узел генераторного напряжения подвешивайте нагрузку 10МВт+Q. Тогда ни у кого не должно возникнуть вопроса по поводу того, что это и есть те самые СН, а генераторы загружены до располагаемой мощности»
можно согласиться, ведь как-то считать то надо, а такая постановка расчёта рациональна. Но всё равно в ЭЭС станция будет выдавать 90 МВт её и нужно брать за располагаемую, но генераторы в сумме выдают всё же установленную мощность. И опять как рассчитывать Кр. Дело не в том какие запасы имеются в виду 0,8 или 0,92, дело в том как в принципе посчитать?
Кстати, у ГТУ мощность сильно зависит от температуры воздуха: при -20оС примерно + 10%, а при +40оС -10%. (пример: Уренгойская ГРЭС кажется 2 ГТУ по 180 МВт (еще там ПТУ) получается разбежка в сумме 72 МВт). И как тут требование выдачи всей располагаемой мощности: какой зимней или летней?
В ТУ и ТЗ на присоединение станции для газо-химического комплекса иногда указывают значения максимальной выдачи и потребления мощности в/из ЭЭС, но ведь электрически в расчётах это ни как нельзя ввести: энергия она течёт естественным образом в соответствии с балансом мощности и независимо от того нормальный это режим или аварийный, поэтому и понятно это требование (выдачи располагаемой мощности), что даже в режиме потребления может оказаться, что для устойчивости станции она начнёт частично её выдавать!
И весь вопрос в том, что нужно установить какие-то критерии, а не тупо требовать: «Только всю и только всю!!!».
Проблема мне видится только в организационной части и в неоднозначности понятий.
Почему, собственно, такое отношение к генераторам? Давайте задавать требования к трансформаторам (что бы решить проблему иногда нужно её довести до абсурда):
трансформаторы должны пропускать только и только располагаемую мощность – номинальную в нормальном режиме и форсированную 1,35Рн в аварийном и снижение этой мощности не допустимо. И всё считайте!!! И подтверждайте!!!
Проблема ещё кроется в том простом принципе выбора номинальной мощности любого оборудования.
С выборов сечений проводов проблем вообще нет и, поэтому, ни кто и не требует, что бы они использовались с наибольшей эффективностью типа «максимально возможный ток - стоимость» ну не пропускает столько сколько надо, взяли большее сечение и без проблем, а то что он может полгода в нормальной схема загружен на 20-30% ни кого и не беспокоит.
С трансформаторами уже хуже, меньшие шкалы номиналов мощностей и напряжений, и практически всегда в полной схеме недогрузка, а в ремонте может быть загрузка по максимуму или перегрузка. Но проблема решается так же: надо большей, взяли большей мощности или поставили ещё одну АТГ и все довольны.
А вот с генераторами так не получается.
Выходит, какой бы мощности генераторы мы не выбрали, если их суммарная мощность не будет совпадать с требуемой, то либо не выдаётся вся мощность то, что требуется, либо на станции имеется избыток, который хозяину генерации как «кость в горле» или другие аналоги из ниже поясной части….
Ну, право, давайте решим задачку: потребление мощности ЭЭС или выдаваемая мощность с перспективой составляет - 336 МВт, приведём на вскидку наименьший набор генераторов с суммарной мощностью наиболее приближенной к заданной.
Решение:
округляем и последовательно делим на два, получим 168, 84, 42, 21 и для округления ещё 21, в сумме получим 336 МВт, можно взять
3х168 = 504,
4х84 = 336,
8х42 = 336,
16х21 = 336,
самом оптимальным будет 4х84, но такой номинальной мощности нет, а имеются, например, только 60, 80, 100 и 120,
если взять 80, то 4 будет мало, а если 5, то много т.к. нужно будет выдавать уже не 336, а все 400, и самое печальное, что именно тогда и придётся подтверждать её значение;
если взять 100, то 3-х мало нужно будет брать 4, опять 400;
если взять 120, то 3 хватит, т.к. будет 360 МВт, но не надёжно и не маневренно, т.к. слишком большой дефицит мощности при выводе 1-го генератора, и нечётное их число – вечная проблема его присоединения к РУ;
оптимальным будет взять 60, тогда при 6 установленная мощность будет 360 МВт, за вычетом СН 5-8% составит 342 – 331,2МВт. Но опять, для хозяина генерации недостаток - много генераторов дороже обслуживание… «Да возьму 3х168, и ещё с энергосистемы за выдачу денежки получу!!!»
Всё!!! 6х60МВт = 360 МВт установленная и 342 МВт располагаемая.
Вот, если бы такая методика определения числа генераторов была бы в этом ГОСТ-е или другом официальном НД, ну или примерно такая, то было бы более конкретно и проще производить расчеты СВМ.
Уважаемый, WindTalker315 , может быть это Вы имели в виду говоря о
«Я бы все таки разделил режимную часть проектирования, которая предполагает поиск предельной мощности ТЭЦ или перетока в смежном с ней сечении и оставшуюся, условно назовем ее "железной".
Режимная часть предполагает построение области допустимых величин нагрузок и перетоков и там речь об установленной или расчетной или иной мощности ТЭЦ идти не должна (с учетом конечно некоторых допущений и условностей).
Железная же часть проекта выполняется исключительно на выбранный и "поверенный" режимной частью состав оборудования».
А пока, получается, что для меня расчётчика задали необоснованное число генераторов с какой-то суммарной мощностью, так как я в этом процессе не участвовал и я не знаю каким образом число генераторов получено. Но теперь я должен, во что бы то ни стало, подтвердить, что именно такой она должна и быть!!!
Извините за сумбурность и за объём.
С динамической устойчивостью гораздо проще, так как сами расчёты определённей!!!
Если это интересно, то можем обсудить.
