Форум режимщиков

Нужна консультация специалистов:

СО и МЭС в технических условиях на присоединение ГТЭС 4*14,4 Мвт (Siemens SGT-400)забивают участие в первичном/вторичном регулировании частоты и мощности. ГТЭС будет работать только на покрытие нагрузки предприятия (Р=80-90 Мвт), т.е .покрывает не полностью. Предприятие на рознице-на опт желания идти не испытывает ))). Для участия в данном регулировании требуется отдельная САУ + сертификация ну и т.д. Обоснованны ли данные требования? и вообще сможет ли данная ГТЭС участвовать в данном регулировании? Согласно 001-2005 в данном регулировании участвуют энергоблоки специально предназначенные для этого.САУ турбин не предназначено для участия в данном регулировании. НА границе бал. принадлежности по стороне 110 кВ присутствует ДАЧН (f=48,5 Hz). Спасибо.

Читай стандарт по регулированию частоты.

Тема очень интересна...

С моей позиции

1 Первичное обязательно

2 Вторичное родилось благодаря маневренности внедряемых блоков.

Отдельный вопрос почему не выходит на оптовый..... и почему не собирается продавать данные услуги (по регулированию)?

Ведь пока блоки поставят выйдет ряд норм по плате за сий добряк и будет всем счастье:) (хотя может уже чтото и есть:):)

Неужели так дорога автоматика? Неверю - копейки - окупиится за неделю эксплуатации:)

Очень интересует какие еще автоматики были внедрены данном проекте?

ГРАМ,ГРНРМ

САОН, АЧР, ОГ, ... и тп

Каковы объемы, уставки

Gar писал(а) Пнд, 19 Ноябрь 2007 15:53

Тема очень интересна... С моей позиции 1 Первичное обязательно 2 Вторичное родилось благодаря маневренности внедряемых блоков.

2Romanov

сорри, не могу скачать файл, яндекс тоже не находит похожего. Продублируйте на мыло: kuplu ухо bk.ru .Спасибо.

2Gar

Второе отметем - скорее всего не будет.

Первое. Выскажу свои соображения:

Расчет по методике из стандарта СТО СО-ЦДУ ЕЭС 001-2005.

Взял такой вариант: дельта f o= 0.04 Гц, дельта Pп = 0,93 (7%), дельта Pmax = 14.4 МВт, получаем дельта Рп= 1,008 МВт или Рисх=13,4 Мвт.

Т.е. я должен так настроить САУ энергоблока чтобы он держал Р= не 14,4 а 13,4 МВт .. как я смогу повлиять на первичное регулирование частоты располагая мощностью в +/- 1 МВт? Как я уже говорил.. потребление превышает генерацию на 3-5 МВт(по каждоу блоку). Блок-станция (ГТЭС) служит для покрытия базовой части нагрузки. И сама логика такой работы говорит о том что станция должна работать с загрузкой 100% т.е. 14,4 МВт при коэф.мощности 0,8-наивысшие ТКП (кпд, топливная сост. и т.д.)

Узел куда присоедина ГТЭС не неэнергодефицитен, крупных потребителей питающихся с центров питания (ПС 220/110, ПС 110)нет. Связи короткие не более 3 км.

График потребления отличается малым коэф. заполнения графика. И редкой непредсказемостью(((.

САУ блока- поставка производителя турбины Siemens. Пока данные по статизму сказать не могу(. В параллельном режиме работы САУ блока работает в режиме поддержания заданного коэф. мощности. Т.е с частотой связано только косвенно - через связь дефицит акт. мощности - падение частоты.

Кроме того спроектирована ДАЧН: уточнил уставки по частоте -46,0-47,0/0,3-0,5 Гц, 47,0-47,5/30-40 сек. Вторая очередь ДАЧН 47,0/30 сек. При дейстивии ДАЧН энергоблок выделяется с дефицитом 5 МВт и более.. проектируется автоматич. разрузка (аналог САОН - только с автоматич. выбором потребителей по очередям -10 очередей)

Так же есть АОПО линий связи 6 кВ, тоже с выделением на сбалансир. нагрузку в "острове". АЧР как таковой нет, только в составе ДАЧН.

По всему вышенаписанному: смысла в участии как отдельных блоков, так и всей станции в первичном регулировании не вижу. Ровно как и в выходе на опт - причины в посте.

Готов выслушать ваши доводы, и уточнить какие нибудь параметры.

З.Ы.Скорость набора/сброса нагрузки турбины 200 кВт/сек... по скоростным характеристикам вписывемся в требования.

Согласно стандарта РАО ЕЭС России, введенного в действие с 1 ноября 2007 г., в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ) должны участвовать все электростанции

Там же изложены требования к характеристикам систем регулирования для обеспечения участия в ОПРЧ (зона нечувствительности и мертвая полоса по частоте, статизм, быстродействие при наличии резерва мощности)

Вопрос необходимости участия вводимого оборудования в нормированном первичном регулировании частоты (НПРЧ) и автоматическом вторичном регулировании частоты и мощности (АВРЧМ) должен решаеться отдельно для каждого случая.

В представленном случае участие ГТУ в НПРЧ и АВРЧМ нецелесообразно, т.к. соответствующий резерв на них даже в масштабах региона просто смешной.

Имхо в перспективе, все придет к тому, что базу будут кушать из сети а вот пики (свои и чужие) гасить и не важно что там с технической точки зрения, важны финансы. Если проработать область тарифов, то можно увидеть, что наиболее выгодно иметь как первичное (обязательно), второе по вкусу, в зависимости от выделямых резервов).

Как заказчик я бы потребовал в проекте обосновать режимы работы ГТЭС с сетью на данный момент и ближ перспективу - 5-10 лет.

Но думаю, что дешевле просто поставить автоматику и ждать у моря погоды.

2 Titan

1) Блоки, интереесно, на чем работают?

2) Нифига не понял про ДАЧН: "...уставки по частоте -46,0-47,0/0,3-0,5 Гц, 47,0-47,5/30-40 сек. Вторая очередь ДАЧН 47,0/30 сек...."

3) Если бы блоки работали изолированно от ЕЭС, то проблем не возникло бы

4) По ВРЧ послать сразу по причине отсутствия запаса первичного энергоносителя, т.к. объем этого носителя зависит от технологического цикла, а не от нужд энергосистемы

5) Т.к. ГТЭС работает параллельно с ЕЭС, то от ПРЧ не отвязаться, да и не надо этого делать в принципе, надо говорить всем "Да мы регулируем частоту в своем регулировочном диапазоне. Параметры работы турбин удовлетворяют ПТЭ": ГТЭЦ заведомо регулирует частоту, т.к. генераторы имеют свою систему регулирования чатоты вращения ротора (или частоту тока на выходе), и она всегда работает и, я думаю, у нее весьма неплохие показатели.

6) Не путать ПРЧ с ОПРЧ - разные вещи. В ПРЧ участвуют все станции, а в ОПРЧ - только те кто удовлятворяет определенным требованиям и они за это деньги получают

7) НПРЧ - вообще экзотика, ИМХО, актуально только для станций федерального значения, и то не для всех. В нашей ЭС таких нет.

По делилкам: а разве нет требования СО к делилке, которая будет работать при выдаче мощности ГТЭС в энергосистему? ИМХО такая должна быть обязательно. При выдаче мощности в любом случае возникают проблемы с рынком и за это будут жестоко бить.

9) Для параллельной работы с ЕЭС главное чтобы ГТЭС удовлетворяло требованиям ПТЭ, за все остальные ОПРЧ, ВРЧ и другие хотелки СО вам необходимо платить деньги. СО вам платить не будет. На это есть рынок, но рынок нам не нужен.

10)Про "я должен так настроить САУ энергоблока чтобы он держал Р= не 14,4 а 13,4 МВт" - первый раз у кого-то встретил эту здравую мысль, но она не про вас. Блок несет столько, сколько прежде всего выгодно собственнику, хоть 5МВт, хоть 14,4, хоть 15 (если блок не жалко). По этому поводу могу сказать, что ТЭС энергосистемы официально участвующие в ОПРЧ, несут столько сколько им посчитал рынок. Очень и очень часто Блок мощностью 100МВт, участвующий в ОПРЧ, несет 100МВт, а то и больше. Конечно можно сказать, что автоматика его загонит в перегруз, но не думаю. Так зачем вам напрягаться, если большие дяди в СО, АТС, и ТГК об этом не задумываютя.



ЗЫ: Разрешают же варить самогон для собственного употребления...

2Gar

Ты, по моему, не про то...

Они же не купили ГТУ и жгут в нем газ или мазут, чтобы выработать энергию.

Скорее всего у них есть куча тепла которое образуется в процессе технологического цикла и они его раньше выбрасывали в атмосферу, теперь поставили что-то типа котлов-утилизаторов, засадили на них ГТЭС и гонят это тепло в электроэнергию, сколько и когда тепла есть столько и тогда будет электричество.

Пики тут ни причем

Под деньгами за услуги имел вторичное, почему послать по вторичному то? Чтото не въехал лимит по газу?