RU2361092C1

RU2361092C1 - Система автоматического регулирования мощности парогазовой установки с воздействием на регулирующие органы газотурбинной установки и паровой турбины

Info

Publication number: RU2361092C1
Application number: RU2007146484/06A
Authority: RU
Inventors: Наум Ильич Давыдов (RU); Наум Ильич Давыдов; Наталья Викторовна Зорченко (RU); Наталья Викторовна Зорченко; Нина Дмитриевна Александрова (RU); Нина Дмитриевна Александрова
Priority date: 2007-12-18
Filing date: 2007-12-18
Publication date: 2009-07-10

Abstract

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано для автоматического регулирования мощности парогазовых установок (ПГУ). Согласно изобретению к одному из входов регулятора мощности ПГУ подключен через дифференциатор датчик давления пара перед регулирующими клапанами паровой турбины (ПТ), а формирователь упреждающего сигнала регулятора ПТ выполнен в виде двух сумматоров, ко входам первого из которых подключены выходы определителей текущих значений мощностей газовых турбин (ГТ), а ко входам другого - через демпфер-определитель текущего значения мощности ПТ, выход первого сумматора через другой демпфер и выход формирователя задания мощности ПГУ. Изобретение позволяет повысить качество регулирования в результате упрощения настройки системы регулирования ПГУ и точности регулирования благодаря тому, что на регулятор ПТ подается дополнительный сигнал по небалансу между заданной и фактической мощностью ПГУ. 6 ил.

Description

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано для автоматического регулирования мощности парогазовых установок (ПГУ).

В состав основного оборудования ПТУ входят обычно одна или две газотурбинные установки (ГТУ), каждая со своей газовой турбиной (ГТ), которая служит приводом своего электрического генератора (ЭГ), а также соответственно один или два котла-утилизатора (КУ) и одна паротурбинная установка (ПТУ) с паровой турбиной (ПТ), питаемой паром от КУ и служащей приводом еще одного ЭГ.

ПГУ, как и другие генерирующие установки, работающие в составе энергосистемы, должны принимать эффективное участие в регулировании частоты электрической сети. К маневренным характеристикам теплоэнергетических установок в настоящее время предъявляются весьма жесткие требования. Выполнение этих требований, однако, затруднено тем, что скорость изменения сигналов по мощности ГТ ограничена. Это обусловлено необходимостью поддержания стабильной температуры дымовых газов за ГТ (условие нормальной работы КУ), для чего одновременно с изменением с помощью соответствующих регулирующих органов (регулирующих клапанов) подачи топлива (РКТ) надо соответственно изменять подачу воздуха в камеру сгорания (КС). Вместе с тем исполнительные механизмы направляющих аппаратов компрессоров (КОМП) ГТУ, с помощью которых осуществляется регулирование подачи воздуха, уступают в быстродействии регулирующим клапанам (РК) ПТ. Кроме того, маневренность ГТУ дополнительно ограничена максимально допустимой скоростью изменения мощности ГТУ, определяемой условиями ее надежной работы.

Известна принимаемая в качестве прототипа система автоматического регулирования мощности (САРМ) ПТУ, включающая по меньшей мере одну ГТУ, каждая со своей ГТ, по меньшей мере один КУ и ПТУ с ПТ, оборудованной РК, содержащая формирователь задания по мощности ПГУ, датчики текущих значений мощностей ГТ и ПТ, регулятор мощности ПГУ, регуляторы мощности ГТ и регулятор ПТ, снабженный датчиком давления пара перед РК, датчиком положения РК, формирователем упреждающего сигнала, выделителем максимального сигнала из сигналов разности заданного и текущего значений давления пара перед РК и разности заданного и текущего значений их положения, а также сумматором с двумя входами, к одному из которых подключен выход указанного выделителя максимального сигнала, а к другому - выход указанного формирователя упреждающего сигнала [1].

В САРМ согласно [1] изменение мощности осуществляется с помощью ГТ путем воздействия регулятора мощности ПГУ на задатчик мощности ГТ и дополнительного упреждающего (форсирующего) воздействия от задатчика мощности ПГУ через дифференциатор на регулятор ПТ. К недостаткам известной САРМ можно отнести сложность ее настройки из-за наличия взаимосвязи между регуляторами мощности ГТ и ПТ через регулятор мощности ПГУ, а также невысокая точность регулирования общей мощности ПГУ при принятой в [1] схеме воздействия на процесс регулирования регулятора ПТ.

Достигаемым результатом изобретения является повышение качества и точности регулирования мощности ПГУ.

Указанный результат обеспечивается тем, что в САРМ ПГУ, включающей по меньшей мере одну газотурбинную установку, каждую со своей газовой турбиной, по меньшей мере один котел-утилизатор и паротурбинную установку с паровой турбиной, оборудованной регулирующими клапанами, содержащей формирователь задания по мощности парогазовой установки, датчики текущих значений мощностей газовых турбин и паровой турбины, регулятор мощности парогазовой установки, регуляторы мощности газовых турбин и регулятор паровой турбины, снабженный датчиком давления пара перед регулирующими клапанами, датчиком положения регулирующих клапанов, формирователем упреждающего сигнала, выделителем максимального сигнала из сигналов разности заданного и текущего значений давления пара перед регулирующими клапанами и разности заданного и текущего значений их положения, а также сумматором с двумя входами, к одному из которых подключен выход указанного выделителя максимального сигнала, а к другому - выход указанного формирователя упреждающего сигнала, согласно изобретению к одному из входов регулятора мощности парогазовой установки подключен через дифференциатор датчик давления пара перед регулирующими клапанами паровой турбины, а формирователь упреждающего сигнала выполнен в виде двух сумматоров, ко входам первого из которых подключены выходы датчиков текущих значений мощностей газовых турбин, а ко входам другого - через демпфер-определитель текущего значения мощности паровой турбины, выход первого сумматора через другой демпфер и выход формирователя задания мощности парогазовой установки.

При этом повышение качества регулирования обеспечивается в результате упрощения настройки САРМ ПГУ за счет устранения взаимосвязи между регулятором мощности ПГУ, воздействующим через регулятор мощности ГТ на нагрузку ГТ, и регулятором ПТ. Повышение точности регулирования обеспечивается благодаря тому, что в состав упреждающего сигнала, формируемого для подачи на РПТ, входят сигналы непосредственно о текущей мощности всех турбин ПГУ, а не сигнал от ФЗМ ПГУ, пропускаемый через дифференциатор.

На фиг.1 изображена упрощенная технологическая схема ПТУ с элементами автоматического регулирования мощности согласно изобретению; на фиг.2 - структурная схема САРМ ПТУ согласно изобретению; на фиг.3 и 4 - полученные на модели ПГУ, оснащенной САРМ согласно изобретению, графики переходных процессов при работе ПГУ в режиме скользящего давления; на фиг.5 и 6 - аналогичные графики переходных процессов при работе ПГУ в режиме постоянного давления.

ПГУ с использованием САРМ согласно изобретению содержит две газотурбинные установки ГТУ 1 и ГТУ 2 (фиг.1) с газовыми турбинами соответственно ГТ 3 и ГТ 4, камерами сгорания КС 5 и КС 6, компрессорами КОМП 7 и КОМП 8 и регулирующими топливными клапанами соответственно РТК 9 и РТК 10. Компрессоры КОМП 7 и КОМП 8 оборудованы регулирующими направляющими аппаратами соответственно РНА 11, РНА 12. ПГУ содержит также два котла-утилизатора КУ 13 и КУ 14 и паротурбинную установку ПТУ 15 с паровой турбиной ПТ 16, оборудованной регулирующими клапанами РК ПТ 17. Каждая из турбин ГТ 3, ГТ 4 и ПТ 16 соединена со своим электрогенератором соответственно ЭГ 18, ЭГ 19, ЭГ 20.

САРМ согласно изобретению содержит (фиг.2) формирователь задания по мощности ПТУ ФЗМ 21, регулятор мощности ПГУ РМ 22 ПГУ, датчики (на чертеже не показаны) текущих значений мощностей газовых турбин и паровой турбины, регуляторы мощности газовых турбин ГТ 3, ГТ 4 соответственно РМ 23 ГТ3, РМ 24 ГТ 4 и регулятор паровой турбины РПТ 25. РМ 22 ПГУ содержит дифференциатор 26, сумматор 27, пропорционально-интегральный преобразователь ПИ 28 и ограничитель выходного сигнала ОГС 29. Регулятор паровой турбины РПТ 25 содержит сумматоры 30, 31, 32, 33, 34, демпферы ДЕМП 35, 36, выделитель максимального сигнала МАКС 37, корректор 38 величины упреждающего сигнала РПТ и ПИ 39. Формирователь задания по мощности ФЗМ 21 снабжен формирователем статизма первичного регулирования небаланса Δf частоты ФСР 40, а регулятор мощности РМ ПГУ 22 - распределителем задания РАЗ 41 между ГТ 3 и ГТ 4 в долях α и (1-α). При этом один из входов ФЗМ 21 соединен с задатчиком плановой мощности N_ЗД,ПЛ (на чертеже не показан), другой его вход - с задатчиком неплановой мощности N_ЗД,НПЛ (на чертеже не показан), третий вход - с выходом ФСР 40. Вход дифференциатора 26 соединен с датчиком (на чертеже не показан) фактических (текущих) значений давления

перед РК ПТ 17, а выход - с одним из входов сумматора 27. Другой вход последнего соединен с выходом ФЗМ 21, а три остальных входа - с датчиками текущих значений мощностей соответственно N_ГТ3, N_ГТ4 и N_ПТ. Выход сумматора 27 через ПИ 28, ОГС 29 и РАЗ 41 соединен со входами регуляторов мощности соответственно РМ ГТ 3 и РМ ГТ 4, выходы которых подключены к регулирующим клапанам соответственно РКТ 9 ГТ 3 и РКТ 10 ГТ 4 (фиг.1). Входы сумматора 30 РПТ 25 (фиг.2) соединены с датчиками текущих значений мощностей N_ГТ3 и N_ГТ4. Выход этого сумматора через демпфер ДЕМП 36 соединен с одним из входов сумматора 31, другой вход которого через демпфер ДЕМП 35 соединен с датчиком текущих значений мощности N_ПТ, а еще один вход - к выходу ФЗМ 21. Выход сумматора 31 через корректор 38 соединен с одним из входов сумматора 34, второй вход которого соединен с выходом МАКС 37, входы которого соединены с выходами сумматоров 32, 33, а входы последних соединены с датчиками текущих и заданных значений соответственно перемещения Н_Т, Н_Т,ЗД и давления

,

. Выход сумматора 34 через ПИ 39 подключен к регулирующему клапану РКПТ 17 ПТ 16.

САРМ ПГУ согласно изобретению работает следующим образом. Формирователь задания мощности ФЗМ 21 алгебраически суммирует плановую составляющую задания по мощности N_ЗД,ПЛ (со знаком +), неплановую составляющую N_ЗД,НПЛ (со знаком +) и отклонение частоты сети от номинального значения Δf (со знаком -), помноженное с помощью ФСР 40 на коэффициент K_N,f, определяющий статизм первичного регулирования частоты с выработкой соответствующего сигнала N_ПЕРВ задания первичной мощности. Регулятор мощности РМ 22 ПГУ воспринимает небаланс между заданным и фактическим значениями суммарной мощности ПГУ (N_ЗД,Σ - N_Σ), где N_ЗД,Σ=N_ЗД,ПЛ+N_ЗД,НПЛ+Δf·K_N,f, а N_Σ=N_ГТ3+N_ГТ4+N_ПТ, а также дополнительный формируемый дифференциатором 26 исчезающий сигнал по давлению

пара перед РКПТ 17 и формирует задание по суммарной мощности

N_ГТ,ЗД газовых турбин ГТ 3 и ГТ 4 путем преобразования (N_ЗД,Σ - N_Σ) по ПИ-закону через преобразователь ПИ 28. По вышеуказанным технологическим причинам с помощью ОГС 29 производится ограничение скорости изменения N_ГТ,ЗД. Для корректной работы РПТ 25 вырабатывается исчезающий упреждающий сигнал, подаваемый от сумматора 31 через корректор 38 величины указанного сигнала на сумматор 34. Формирование данного сигнала осуществляется путем алгебраического суммирования на сумматоре 31 сигнала задания мощности ПГУ от ФЗМ 21 и сигналов текущей мощности турбин 3, 4, 16 (фиг.1) ПГУ. Исчезающий сигнал по давлению

пара перед РКПТ 17 обеспечивает инвариантность РМ 22 ПГУ к перемещениям РК ПТ 17, то есть к работе РПТ 25, компенсируя поступающий на сумматор 27 исчезающий упреждающий сигнал по изменению мощности ПТ. Задание N_ГТ,ЗД распределяется между двумя газовыми турбинами N_ГТ3,ЗД=α·N_ГТ,ЗД и N_ГТ4,ЗД=(1-α)·N_ГТ,ЗД. При синхронизации нагрузок газовых турбин (α=0.5) РМ ГТ 3 и РМ ГТ 4 изменяют фактические мощности их ЭГ в соответствии с равенством N_ГТ3,ЗД и N_ГТ4,ЗД. В установившемся режиме в зависимости от технологических требований РПТ 25 поддерживает либо постоянное давление пара

перед РКПТ 17, либо постоянное положение Н_Т=Н_Т,ЗД РК ПТ 17 (фиг.1), где Н_Т,ЗД - постоянное положение РК ПТ 17 при работе установки в режиме скользящего давления. Возможен также так называемый «смешанный» режим, когда при высокой нагрузке поддерживается

, а ниже определенного уровня нагрузки - Н_Т=Н_Т,ЗД. Схема РПТ 25, изображенная на фиг.2, относится к смешанному режиму. В этом случае на РПТ 25 через МАКС 37 поступает один из двух сигналов: (

) или (Н_Т,ЗД-Н_Т). РПТ 25 преобразовывает этот сигнал по ПИ-закону (с помощью преобразователя ПИ 39) и воздействует на РК ПТ 17 (фиг.1).

Следует отметить, что по технико-экономическим соображениям предпочтительна работа ПТ 16 ПТУ в режиме скользящего давления во всем регулировочном диапазоне. В этом случае из схемы на фиг.2 исключается сумматор 33 небаланса

(

) и МАКС 37.

Графики фиг.3, 4, 5 и 6 получены в результате моделирования САРМ ПТУ в соответствии со структурной схемой на фиг.2 для конкретного энергетического объекта с использованием аппроксимации его экспериментальных динамических характеристик. Максимально допустимая скорость N_ГТ,ЗД принята равной

.

На модели сняты переходные процессы при работе ПТ 16 как в режиме скользящего давления (фиг.3, 4), так и в режиме поддержания постоянного давления (фиг.5, 6). В обоих режимах наносили два вида возмущающих воздействий: скачкообразные возмущения N_ЗД,Σ на 5 МВт (12.8% от N_ном) (фиг.3, 5) и как этого требует Стандарт [2] при скачкообразных отклонениях задания на +5, -5, -5 и +5 МВт с интервалом между скачками 5 минут (фиг.4, 6). На графиках представлены изменения N_ЗД,Σ, N_Σ, N_ГТ и N_ПТ.

Анализ приведенных результатов позволяет сделать вывод, что для обоих режимов работы ПГУ САРМ согласно изобретению обеспечивает выполнение требований Стандарта [2] к динамике переходных процессов при наибольших предусмотренных Стандартом скачкообразных возмущениях. При этом мощность газовых турбин изменяется без перерегулирования. Кроме того, несмотря на различие в графиках изменения РК ПТ 17 в режимах скользящего и номинального давления, мощность газовых турбин изменяется одинаково в обоих режимах, что свидетельствует об инвариантности РМ 22 ПГУ относительно РПТ 25 и позволяет настраивать оба регулятора независимо друг от друга.

Источники информации

1. Патент RU №61349 на полезную модель, F01K 13/02,2006.

2. Стандарт ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» СТО 59012820.27.100.002-2005 (СО-ЦДУ ЕЭС 001-2005, IDN) «Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты», Москва, 2005.

Claims

Система автоматического регулирования мощности парогазовой установки, включающей, по меньшей мере, одну газотурбинную установку, каждую со своей газовой турбиной, по меньшей мере, один котел-утилизатор и паротурбинную установку с паровой турбиной, оборудованной регулирующими клапанами, содержащая формирователь задания по мощности парогазовой установки, датчики текущих значений мощностей газовых турбин и паровой турбины, регулятор мощности парогазовой установки, регуляторы мощности газовых турбин и регулятор паровой турбины, снабженный датчиком давления пара перед регулирующими клапанами, датчиком положения регулирующих клапанов, формирователем упреждающего сигнала, выделителем максимального сигнала из сигналов разности заданного и текущего значений давления пара перед регулирующими клапанами и разности заданного и текущего значений их положения, а также сумматором с двумя входами, к одному из которых подключен выход указанного выделителя максимального сигнала, а к другому - выход указанного формирователя упреждающего сигнала, отличающаяся тем, что к одному из входов регулятора мощности парогазовой установки подключен через дифференциатор датчик давления пара перед регулирующими клапанами паровой турбины, а формирователь упреждающего сигнала выполнен в виде двух сумматоров, ко входам первого из которых подключены выходы датчиков текущих значений мощностей газовых турбин, а ко входам другого - через демпфер определитель текущего значения мощности паровой турбины, выход первого сумматора через другой демпфер и выход формирователя задания мощности парогазовой установки.