Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Направления развития газотурбинных электростанций и проблемы их эксплуатации ...13
1.1 История и перспективы развития газотурбинных технологий в мире 13
1.2 Научно-технические и методологические проблемы систем автономного энергоснабжения на основе газотурбинных установок 16
1.3 Разновидности газотурбинных установок. Вопросы управления и регулирования процессов в газотурбинных установках 18
1.4 Практика создания математических моделей, в том числе моделей газотурбинных электростанций 31
1.4.1 Понятия о моделях ,, 31
1.4.2 Типы моделей и виды моделирования 33
1.4.3 Требования к математическим моделям : 35
Глава 2. Описание объекта управления 36
2.1 Использование ГТУ в качестве источника автономного энергоснабжения 36
2.2 Многоагрегатная газотурбинная электростанция как объект управления 40
Глава 3. Математическое моделирование электрической части газотурбинной электростанции 46
3.1. Основные характеристики модели 46
3.2. Математическое моделирование элементов электростанции совместно с энергосистемой . 48
3.2.1. Математическое моделирование переходных процессов и установившегося режима синхронного генератора 48
3.2.2. Математическое моделирование переходных процессов нагрузки 55
3.2.3. Математическое описание переходных процессов асинхронного двигателя 58
3.2.4. Математическая модель системы возбуждения синхронной машины 60
3.2.5. Математическое моделирование регулятора АРВ-СДП1 63
Глава 4. Математическая модель газотурбинного энергоблока 68
4.1 Допустимые режимы работы газотурбинной установки 68
4.2 Термодинамическая и математическая модель газотурбинной установки 71
4.2.1 Математическое описание структурной схемы газотурбинной установки 71
4.2.2 Термодинамическая модель газотурбинной установки 75
4.3 Линеаризованная модель генератора 80
4.4 Топливный регулятор 82
4.5 ПИД-регулятор 85
4.6 Модель одноагрегатной газотурбинной электростанции (двигатель - генератор) 92
4.7 Способы регулирования частоты вращения силовой турбины газотурбинных установок в автономных системах энергоснабжения 99
Глава 5. Разработка структурных схем алгоритмов и анализ проведённых исследований на математической модели 106
5.1 Задачи алгоритма определения режима работы энергоблоков и секций ЭС 106
5.2 Задачи алгоритма синхронизации секций и энергоблоков ЭС 107
5.2.1 Способы синхронизации генераторов 109
5.2.2 Самосинхронизация генераторов 109
5.2.3 Точная синхронизация генератора 115
5.3 Задачи алгоритма оптимального распределения активных мощностей между энергоблоками 119
5.3.1 Распределение нагрузки между агрегатами станции 120
5.4 Задачи алгоритма оптимального распределения реактивных мощностей между энергоблоками 124
5.5 Переходные процессы при пуске асинхронного двигателя, имеющего мощность, соизмеримую с мощностью источника 126
5.6 Переходные процессы при коротком замыкании на шинах станции 130
Заключение 133
Список сокращений ..136
Библиографический список
- История и перспективы развития газотурбинных технологий в мире
- Математическое моделирование элементов электростанции совместно с энергосистемой
- Допустимые режимы работы газотурбинной установки
- Задачи алгоритма определения режима работы энергоблоков и секций ЭС
Введение к работе
Начиная с 1985 года и особенно в 90е гг. отечественная промышленность
находилась на этапе спада. Новые, неотработанные рыночные отношения ускорили развал старых предприятий и организаций, которые функционировали на основе государственного планирования. Организации, которые успели приспособиться к новым условиям, также оказались не в самом лучшем положении - уровень качества выпускаемой продукции не позволил им конкурировать на мировом рынке. Поэтому на протяжении последних пятнадцати лет российская экономика существует благодаря продаже полезных ископаемых за рубеж. Лишь добывающую отрасль промышленности не затронул экономический спад. Активно велась и ведётся разработка новых месторождений полезных ископаемых, которые приносят большой доход России на мировом рынке и среди них особое место занимает газ. Газ экспортируется по магистральным газопроводам в Европу. Объёмы поставок ежегодно растут, также как количество новых разрабатываемых месторождений газа. Одной из главных проблем дальнейшего развития данной отрасли является то, что очень часто новые месторождения оказываются в тех местах, где раньше развитие энергетики даже не намечалось. Добыча газа -довольно энергоёмкое производство, и перебои в электропитании приводят к экономическим потерям для добывающей компании. В связи с этим, остро встал вопрос строительства небольших по мощности электростанций, непосредственно вблизи добычи газа.
В промышленности всё большее применение получают газотурбинные установки (ГТУ). Они обладают множеством преимуществ: имеют больший КПД (при когенерации пара до 90%) [1] и меньшие габариты по сравнению с котлотурбинными установками такой же мощности, что очень удобно при транспортировке на новые месторождения. За счет высокого КПД газотурбинная установка позволяет использовать энергию топлива с высокой эффективностью. [2]
Несмотря на относительно малую долю автономной энергетики в общем энергобалансе страны по сравнению с «большой» энергетикой, которой уделяется большое внимание со стороны и науки, и промышленности, значимость автономной энергетики в жизни страны трудно переоценить. По разным оценкам от 50% до 70% территории России не охвачены централизованным электроснабжением. На этой территории проживает более 20 миллионов человек. Территория, не охваченная централизованным теплоснабжением ещё больше. Именно на этой огромной территории жизнедеятельность обеспечивается главным образом, средствами автономной энергетики. [3]
Кроме того, существует ещё ряд проблем технического и экономического характера, говорящих в пользу развития «малой» энергетики.
Темпы роста тарифов на электроэнергию превышают темпы роста цен на продукцию большинства отраслей хозяйства. Это явилось одной из важнейших причин увеличения удельного веса затрат на энергию в себестоимости продукции.
Уменьшение доли электроэнергии в себестоимости продукции позволяет существенно увеличить конкурентоспособность продукта.
В случае необходимости наращивания производственных мощностей предприятия при традиционном энергообеспечении, возникает множество организационных, финансовых и технических трудностей, поскольку часто необходимы прокладка новых линий электропередач, строительство новых трансформаторных подстанций, перекладка теплотрасс и т.п. В свою очередь стоимость прокладки энергокоммуникаций и подключение к государственным сетям для предприятия могут вылиться в сумму, сравнимую или превосходящую стоимость строительства собственной электростанции. [4]
По этим причинам в современных условиях весьма значительной становится роль объектов автономной энергетики.
К «малой» энергетике относят отдельные, не входящие административно в ЕЭС энергетические комплексы малой и средней мощности: 300-30 000 кВт,
работающие на газовом или жидком топливе. В зарубежной практике до 10% (в США, Германии до 20...25%) энергомощностей падает на долю малой энергетики, в России - лишь 0,5% (!). [5]
Объектами применения автономных энергокомплексов являются ответственные потребители электроэнергии, а также потребители, питание которых от централизованной системы электроснабжения является невозможным, либо нецелесообразным по технико-экономическим, географическим, эксплуатационно-техническим показателям. Такими объектами являются: предприятия связи, объекты телекоммуникаций и радиолокации, аэропорты, химические заводы, нефтяные и газовые комплексы, другие промышленные объекты с непрерывным технологическим циклом, медицинские учреждения, промысловые и рабочие посёлки, военные объекты и т.п.
Перерывы в электроснабжении, особенно при добыче нефти и газа, чреваты тем, что основные механизмы останавливаются, и добыча нефти возобновляется только через полтора-два часа. Можно добавить к этому, что гораздо худшие последствия возникают из-за сбоев электроснабжения в процессе бурения. Поэтому приоритет отдаётся тому, чтобы обеспечить бесперебойную, надёжную и качественную выработку электроэнергии, сделать энергокомплекс живучим в условиях непредсказуемых аварийных ситуаций, а также исключить потери при транспортировке энергии, так как энергогенерирующее оборудование устанавливается в непосредственной близости от потребителя.
Кроме того, у нефтегазодобывающих компаний имеется возможность использования доступного природного газа с низкой себестоимостью в качестве топлива для электростанции. [6]
Широкое применение в энергетике природного газа открыло дорогу для использования новых технологий производства энергии с применением газотурбинных и парогазовых установок. Внедрение газотурбинных электростанций является крайне перспективным направлением в энергетике в
связи с высоким КПД использования топлива на таких электростанциях. Конструкция и состав оборудования электростанций обеспечивают их работу как автономно, так и параллельно с другими источниками электроэнергии, а также параллельно с энергосистемой в базовом, полупиковом и пиковом режимах. Позволяют получить независимость от внешних поставок и повысить надёжность тепло- и электроснабжения. [7]
Наличие собственного попутного нефтяного газа открывает перед нефтяными компаниями перспективу энергообеспечения месторождений собственными силами, путем создания локальных газотурбинных электростанций. Это направление создает дополнительный способ утилизации попутного нефтяного газа, одновременно обеспечивая значительную экономию финансовых затрат в условиях повышения тарифов на транспортировку газа и на подачу электроэнергии, вырабатываемой предприятиями РАО "ЕЭС".
Мировая тенденция переориентации электроэнергетики на газовое топливо затронула и малую энергетику. Миниэлектростанции, работающие на газовом топливе, используют двигатели двух типов - газо-поршневые и газотурбинные. [8]
Газотурбинные электрогенераторные установки обладают низкой
себестоимостью вырабатываемой электроэнергии, надежностью, большим
ресурсом основных узлов (до 100 тыс. часов), высоким КПД (до 90%),
экологической чистотой производства. Установка газовых турбин наиболее
выгодна на крупных промышленных предприятиях, которые имеют
значительные электрические нагрузки и собственную производственную базу.
Поскольку одним из существенных недостатков газотурбинных
электрогенераторных установок является высокая начальная стоимость
установки, сокращению периода окупаемости способствует возможность
использовать газ собственного производства.
Малой энергетике предсказывают большое будущее. В последние десятилетия миниэлектростанции получили новый импульс развития благодаря своему главному преимуществу перед большими электростанциями: гибкости,
мобильности и способности обеспечить независимое резервное энергоснабжение в век тотальной автоматизации и компьютеризации. Особенно стремительно растет производство электростанций с использованием газотурбинных установок (ГТЭС). Ежегодно в мире устанавливается около 800 новых газотурбинных электростанций. В России их применение началось 20 лет назад, но за это время по всей стране установлено менее сотни. Однако, по прогнозам аналитиков РАО "ЕЭС России", в последующие 10 лет доля газотурбинных электростанций в общем энергопроизводстве страны должна увеличиться почти в 10 раз. [9]
Цель проектов ГТЭС - эффективное использование попутного нефтяного газа (ПЫГ) и снижение затрат при его утилизации. Действительно, выгода предельно прозрачна: реализация проектов позволяет избежать затрат на строительство сотен километров газопроводов и линий электропередачи, компрессорных станций и подстанций и дает более дешевую электроэнергию для разработки новых, все более удаленных месторождений. [10]
В отраслях газовой промышленности назрела необходимость перехода к активному энергосбережению. При проектировании существующих газотранспортных систем главным критерием выбора проектных решений было не энерго, а металлосбережение. В результате удельная энергоемкость отечественных газопроводов в 1,5 раза превышает показатели зарубежных газопроводов. Во многих газотранспортных предприятиях энергетическая составляющая является ведущей статьей себестоимости транспорта газа. Но такие проблемы решаемы при помощи постройки собственных ГТЭС, что позволяет минимизировать расходы и не покупать электроэнергию, а производить ее самостоятельно. Анализ показывает, что резервы энергосбережения могут быть реализованы по четырем направлениям [11]:
-строительство газотурбинных электростанций и автоматизированных систем управления ГТЭС
-реконструкция старых и строительство новых газопроводов с использованием энергосберегающих технологий
-эксплутационные мероприятия (ремонт и профилактическое обслуживание действующего оборудования, оптимизация режимов, снижение потерь газа и т.п.)
-организационно - технические мероприятия (совершенствование системы учета и контроля эффективности энергозатрат, разработка общеотраслевых и региональных программ энергосбережения, проведение иных мероприятии).
Следует отметить, что автоматизация объекта, включающего в себя сотни агрегатов и устройств, невозможна без использования вычислительной техники. С увеличением объемов вырабатываемой электроэнергии все большую актуальность приобретает и обращает на себя внимание проблема обеспечения надежной и безопасной эксплуатации оборудования. Это требует быстрой и точной реакции системы на мгновенно изменяющиеся параметры, что обеспечивается созданием системы автоматического управления (САУ) [12].
Для управления ГТУ применяются системы автоматического управления, для синтеза которых необходимо достаточно полное моделирование поведения реальной газотурбиной установки с учетом ее динамических особенностей.
Основными целями работы стали следующие:
исследование динамических режимов газотурбинной установки и многоагрегатной газотурбинной электростанции в целом в различных условиях работы станции;
разработка алгоритмов синхронизации, распределения активной и реактивной нагрузки между агрегатами газотурбинной электростанции с учётом особенностей регулирования газовых турбин;
реализация и отработка разработанных алгоритмов на математической модели;
исследование переходных процессов для определения требований к оборудованию и уточнения основных алгоритмов управления.
Для достижения поставленных целей требуется:
создание термодинамической модели газотурбинной установки;
разработка модели топливного регулятора;
математическое описание структурной схемы газотурбинной установки;
создание обобщённой модели одноагрегатной газотурбинной электростанции (двигатель-генератор);
исследование особенностей поведения газовой турбины при установившихся режимах работы и влияние на её работу внешних воздействий;
математическое описание составляющих элементов электроэнергетической системы с газотурбинной электростанцией, таких как: синхронная электрическая машина, асинхронный двигатель, нагрузка, автоматический регулятор возбуждения, линия;
разработка алгоритмов синхронизации и оптимального распределения мощности;
выполнение комплексного исследования динамических режимов газотурбинной электростанции на математической модели с использованием разработанных алгоритмов.
В результате выполнения работы были получены следующие результаты:
создана термодинамическая модель газотурбинной установки;
выполнено математическое описание структурной схемы
газотурбинной установки;
исследованы особенности поведения газовой турбины при
установившихся режимах работы и влияние на её работу внешних воздействий;
разработана математическая модель топливного регулятора;
создана универсальная модель многоагрегатной газотурбинной
электростанции на языке математического моделирования Modelica, в программной среде Dymola;
предложен и выполнен программно альтернативный способ
регулирования частоты вращения силовой турбины газотурбинной установки, при использовании её на электростанции в качестве первичного двигателя. Данный способ основан на определении отклонения электрической частоты от заданной с использованием фильтров низкой и высокой частоты и компаратора;
разработаны и исследованы алгоритмы синхронизации и оптимального
распределения активной и реактивной мощности;
выполнено комплексное исследование переходных процессов
газотурбинной электростанции при типовых возмущениях с
использованием разработанных алгоритмов на математической
модели;
В первой главе рассказывается об истории и перспективах развития
газотурбинных технологий в мире, приводится ряд научно-технических и
методологических проблем систем энергоснабжения на основе газотурбинных
установок. Даётся классификация разновидностей газотурбинных установок, и
рассматриваются вопросы управления и регулирования процессов в них.
Во второй главе работы находится описание газотурбинной электростанции (ГТЭС) на примере блочно-модульного газотурбинного агрегата «Урал-4000», производства ОАО «Пермский моторный завод. Приводятся основные параметры, показатели и характеристики данного агрегата. В качестве объекта управления рассмотрена реальная проектируемая электростанция Компрессорной станции КС-3 Комсомольского ЛПУ МГ ООО «Тюментрансгаз», предназначенная для электроснабжения технологического и вспомогательного оборудования, бытовых потребителей КС-3 Комсомольского ЛПУ и прилегающей территории, а также выдачи мощности сторонним
потребителям. Представлена структурная схема многоагрегатной газотурбинной электростанции.
Третья глава посвящена вопросам комплексного математического моделирования элементов энергосети с электростанцией.
Математическая модель для анализа электромеханических переходных процессов разработана на основе уравнений синхронного генератора Парка-Горева.
Выполнена разработка комплексной математической модели, включающей математическую модель асинхронного двигателя и нагрузки.
Реализована математическая модель унифицированного автоматического регулятора возбуждения (АРВ). В основу математического описания АРВ положен набор передаточных функций его отдельных элементов.
В четвёртой главе описываются допустимые режимы работы газотурбинной установки (ГТУ), а также проведён анализ всех ограничивающих факторов и даны рекомендации. Сделано математическое описание структурной схемы ГТУ, разработана термодинамическая модель, основанная на методике расчёта передаточных функций, модель топливного регулятора и комплексная модель двигатель-генератор. Предложен альтернативный способ регулирования частоты вращения силовой турбины с помощью фильтров высокой и низкой частоты.
В пятой главе описаны алгоритмы, использующиеся в подсистеме режимного управления электротехническим оборудованием электростанции ОС):
Алгоритм определения режима работы энергоблоков и секций ЭС;
Алгоритм синхронизации энергоблоков и секций ЭС;
Алгоритм оптимального распределения активных мощностей между энергоблоками ЭС;
Алгоритм оптимального распределения реактивных мощностей между энергоблоками ЭС.
Структурная схема электростанции приведена на риске 2.1.
История и перспективы развития газотурбинных технологий в мире
Создание газовой турбины является крупным достижением науки и техники, позволяющим значительно повысить технический уровень многих отраслей народного хозяйства.
Газовые турбины по сравнению с другими тепловыми двигателями имеют существенные преимущества: меньшие габариты и удельный вес, высокие эксплуатационные качества и другие. Всё это обеспечило значительное развитие и широкое использование двигателя в авиации. Блестящий успех газовых турбин в реактивной авиации явился мощным толчком к дальнейшему совершенствованию конструкции и внедрению их в другие области народного хозяйства.
Внедрение газовых турбин в энергетику и транспорт связанно с значительными трудностями и, в первую очередь с проблемами использования тяжёлых жидких и твёрдых видов топлива и увеличения срока службы элементов установок, находящихся под воздействием весьма высоких температур. [13]
Увеличение в нашей стране добычи высококалорийного газа и нефти снизило остроту проблемы дешёвого и удобного топлива для стационарных установок. Разработанные конструктивные приёмы интенсивного охлаждения деталей газовых турбин открывают возможности создания мощных высокоэкономичных газотурбинных двигателей с большим сроком службы, и создаёт условия для использования в газовых турбинах более дешёвых и надёжных сталей перлитного класса. [14]
Успешное преодоление этих трудностей, а также ряда других конструктивных и производственных проблем значительно расширяют перспективы и возможности использования газотурбинных установок в энергетике и на транспорте.
Важным и совершенно необходимым этапом в работе инженерно-технических и научных работников и коллективов является изучение и освоение опыта создания газотурбинных установок отечественных заводов и передовых зарубежных фирм.
Благодаря повсеместному переходу в 70-80-е годы на использование природного газа в качестве основного топлива для электроэнергетики, газовые турбины с 90-х годов заняли существенный сегмент рынка. Несмотря на то, что максимальная эффективность оборудования достигается на мощностях от 5 МВт и выше (до 300 МВт), многие производители выпускают модели в диапазоне 1-5 МВт. [15]
Принцип работы газовых турбин состоит в следующем: газ, нагнетаемый в камеру сгорания компрессором, смешивается с воздухом, формируя топливную смесь, и поджигается. Образующиеся продукты горения с высокой температурой (900С-1200С), проходя через несколько рядов лопаток, установленных на валу турбины, приводят к вращению турбины. [16, 17] Механическая энергия вала передается через (понижающий) редуктор электрическому генератору. Тепловая энергия выходящих из турбины газов поступает в утилизатор тепла. Вместо производства электричества, механическая энергия турбины может использоваться для работы насосов, компрессоров и т.п. Наиболее традиционным видом топлива для газовых турбин является природный газ, хотя это не исключает возможности использования других видов газообразного топлива. При этом газовые турбины предъявляют повышенные требования к качеству его подготовки.
Температура исходящих из турбины газов составляет 450С - 550С. Количественное соотношение тепловой энергии к электрической у газовых турбин составляет от 1,5:1 до 2,5:1, что позволяет строить когенерационные системы, различающиеся по типу теплоносителя [18]: Непосредственное (прямое) использование отходящих горячих газов; Производство пара низкого или среднего давления (8-18 кг/см ) во внешнем котле; Производство горячей воды; Производство пара высокого давления.
КПД газовой турбины составляет 25% — 35%, в зависимости от параметров работы конкретной модели турбины и характеристик топлива. В составе когенерационных систем эффективность возрастает до 90% в расчете на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности). Газовые турбины обладают хорошими экологическими параметрами (эмиссия NOx на уровне 25 ррт). [19]
Работа турбины сопровождается высоким уровнем шума, поэтому для их установки используются здания индустриального типа (в том числе контейнерного типа), которые также обеспечивают влагозащищенность оборудования.
Математическое моделирование элементов электростанции совместно с энергосистемой
Работающий параллельно с энергосистемой синхронный генератор представляет собой объект большой сложности, что обусловливает необходимость использования для его исследования комплексной математической модели. [19, 36]
Синхронный генератор описывается системой уравнений Парка-Горева, записанной с использованием относительных единиц взаимного типа, в данном случае применена система "ха/. Для электрических машин вообще, и для синхронных, в особенности, применение относительных единиц обеспечивает значительные преимущества. Переход к относительным единицам упрощает и делает более наглядной запись уравнений, облегчает численный анализ, поскольку параметры и переменные выражаются удобными числами, а также делает возможным сравнение результатов, получаемых для машин разной мощности. [37, 38]
Уравнения переходных процессов синхронной машины, имеющей на роторе, кроме обмотки возбуждения, п демпферных контуров в продольной оси и т контуров в поперечной, в развернутом виде могут быть представлены следующим образом:
При этом, Me определяется следующим выражением, учитывающим все потери в генераторе: где y/d, y/q - потокосцепления статора в продольной и поперечной осях; y/f- потокосцепление обмотки возбуждения; У id— Wnd, Viq— mq - потокосцепления п продольных и гп поперечных демпферных контуров; id, iq - токи статора в продольной и поперечной осях; //- ток в обмотке возбуждения; hd—ind, ilq — Іщ ТКИ П ПрОДОЛЬНЫХ И ГП ПОПЄрЄЧНЬІХ ДЄМПферНЬІХ KOHTypOBJ га - активное сопротивление статорного контура; /у- активное сопротивление контура возбуждения; rid—rnd flq — fmq аКТИВНЬЮ СОПрОТИВЛЄНИЯ П ПрОДОЛЬНЫХ И Ш ПОПЄрЄЧНЬІХ демпферных контуров; ltd, uq - напряжение статора в продольной и поперечных осях; Uf- напряжение контура возбуждения; Мт - механический момент, воздействующий на вал ротора; Tj - механическая инерционная постоянная агрегата; s - скольжение ротора; - угол между поперечной осью ротора и вектором напряжения системы бесконечной мощности; сос - синхронная частота; Ме - электромагнитный момент вала ротора, являющийся тормозящим моментом; р - оператор дифференцирования,/? = d/dt.
Момент газовой турбины зависит от начальных параметров: температуры и давления газа в камере сгорания, противодавления и от частоты вращения. Его можно представить в виде функции от всех этих параметров. Кроме того, момент турбины Мт определяется характеристиками турбины и автоматического регулятора частоты вращения (АРЧВ) и в общем случае зависит от скорости. Для понимания и упрощения переходных процессов, не связанных с существенными изменениями скорости, будем принимать Мт = const. Однако, в созданной модели Мт задаётся из уравнения регулятора частоты вращения газовой турбины.
Связь между потокосцеплениями и токами контуров в продольной и поперечной осях задается системами линейных алгебраических уравнений следующим образом: Нагрузка электрической системы определяется бытовыми, промышленными, тяговыми и другими потребителями. Необходимая полнота учета характеристик нагрузки зависит от целей исследования. При рассмотрении поведения нагрузки или ее определяющего воздействия на характер переходного процесса необходимо моделировать конкретные уравнения, описывающие работу того или иного потребителя. Нагрузка крупных энергосистем может быть представлена лишь обобщенными характеристиками различных составляющих ее потребителей. При записи уравнений такой нагрузки она либо вся представляется некоторыми эквивалентными статическими характеристиками по напряжению или постоянными сопротивлениями, либо разбивается на части, каждая из которых описывается соответствующими ей уравнениями.
Динамические характеристики электрической системы, обусловленные асинхронной и синхронной нагрузками, учитываются по уравнениям некоторых эквивалентных синхронного и асинхронного двигателей. При этом обычно можно пренебречь переходными процессами в статорных цепях и цепях ротора для асинхронного двигателя, в результате чего учет асинхронного двигателя сводится к определению токов и напряжений, исходя из известной схемы замещения, и решению уравнения движения ротора с учетом закона изменения тормозного момента в переходном режиме.
Исключение составляют асинхронные режимы, сопровождающиеся значительными изменениями мгновенной частоты в отдельных точках системы, когда переходные процессы в роторных цепях двигателей могут оказывать существенное влияние на процессы в системе. При исследовании автономных электрических систем малой мощности, когда нагрузка может оказать определяющее воздействие на характер переходного процесса, а также при исследовании непосредственно переходных процессов в нагрузке необходим более полный учет характеристик последней. В этом случае следует все составляющие нагрузки моделировать по полным уравнениям, автоматически учитывающим их статические и динамические характеристики, учитывать переходные процессы в роторных, а в некоторых случаях и статорных контурах электрических машин и нагрузок. [39]
При записи уравнений электрической системы в осях d, q и моделировании с использованием баланса токов в узловых точках напряжения и токи нагрузки должны быть выражены в виде соответствующих проекций на эти оси.
Допустимые режимы работы газотурбинной установки
Наряду с большим количеством преимуществ газотурбинная установка обладает определенными особенностями эксплуатации, следующими из физической сути протекающих в ней процессов. Эти особенности необходимо учитывать при формировании математической модели. [47, 48]
Ограничение температуры в камере сгорания. Главным ограничением является температура в камере сгорания. Температура в камере сгорания зависит, главным образом, от соотношения потока (массы) атмосферного воздуха, поступающего в камеру сгорания и количества (массы) сжигаемого топлива.
Для сгорания топлива в камере сгорания достаточно небольшого количества воздуха, но температура газовой смеси после сгорания слишком велика. Для её уменьшения в камеру сгорания поступает избыточное количество воздуха. Сгорание топлива происходит в сравнительно небольшой области горения, после чего происходит смешение продуктов сгорания с большим количеством воздуха. Температура газовой смеси для обычных металлических турбин (без керамических элементов) после смешения не должна превышать 1200 градусов по Цельсию. Большие температуры опасны для турбины агрегата, существенно уменьшается срок её эксплуатации. Особенностью динамики ГТУ является то, что при ступенчатом воздействии на дозатор топлива температура резко возрастает, так как расход топлива увеличивается в соответствии с постоянной времени перемещения дозирующего клапана (около 0.1 с), а расход воздуха - в соответствии с увеличением частоты вращения компрессора, а этот процесс протекает значительно медленнее (постоянная времени разгона ротора на среднем режиме работы около 1-2 с), что приводит к быстрому изменению соотношения воздух-топливо и росту температуры. Такой скачок температуры недопустим при эксплуатации, так как он приводит к большим тепловым нагрузкам на камеру сгорания и турбину, что сокращает ресурс двигателя.
При запуске газотурбинного двигателя ограничение по температуре газов особенно актуально, так как розжиг камеры сгорания всегда сопровождается броском температуры. Запуск осуществляется следующим образом: перед тем, как в камеру сгорания подать топливо, турбину приводят во вращение стартёром. При достижении определённого потока воздуха в камеру сгорания подаётся топливо, которое поджигается. Для устойчивого розжига без большого броска температуры необходимо строго выдерживать соотношение воздух-топливо. Обычно розжиг производится путем ступенчатого открытия топливного клапана при определенной частоте вращения, при этом величина ступеньки должна корректироваться в соответствии с температурой окружающего воздуха. Это обусловлено различной плотностью воздуха при различной температуре и, соответственно, различным массовым расходом воздуха при одинаковой частоте вращения ротора.
Ограничение частоты вращения привода турбокомпрессора
Частоту вращения привода турбокомпрессора нужно ограничивать как сверху, так и снизу. Большие значения частот вращения приводят к большим нагрузкам на турбину и компрессор агрегата. Большие значения частот вращения также могут привести к срыву пламени из области горения. При слишком низких частотах вращения (нормальная величина зависит от конструкции конкретного двигателя) снижается эффективность компрессора и турбины, до определенной частоты вращения двигатель вообще не может работать без стартера, так как компрессор потребляет большую мощность, чем вырабатывает турбина. [27]
Ограничение частоты вращение силовой турбины
Частота вращения силовой турбины ограничивается только нагрузкой, приложенной к валу силовой турбины. При отсутствии нагрузки силовая турбина набирает обороты вплоть до её разрушения. Например, при использовании ГТУ в составе энергоблока генератор находится на одном валу с силовой турбиной. При резком сбросе электрической нагрузки увеличивается число оборотов силовой турбины, что может привести к ее разрушению. Аналогично, при использовании ГТУ на газоперекачивающих станциях, силовая турбина собрана на одном валу с газоперекачивающим компрессором. При определённых условиях газоперекачивающий компрессор может войти в режим помпажа, при этом резко падает нагрузка, что приводит к увеличению оборотов силовой турбины, что, в свою очередь, усугубляет помпаж. [49]
Ограничение давления в камере сгорания
Явление помпажа может наблюдаться и на компрессоре агрегата при больших значениях давления в камере сгорания. При этом происходит срыв потока воздуха через газовую турбину. При этом резко возрастает давление в камере сгорания, это может вызвать выброс сильно нагретых продуктов сгорания через компрессор, что приводит к его повреждению. Высокое давление в камере сгорания может быть достигнуто при эксплуатации двигателя в зимних условиях, т.е. при низкой температуре окружающего воздуха, за счет того, что в двигатель поступает воздух с высокой плотностью.
При построении системы автоматического управления для реального ГТУ все выше указанные ограничения учитываются. В ГТУ по всему тракту установлены датчики температур и давлений, и специализированные блоки следят за основными параметрами ГТУ. В случае недопустимых режимов происходит либо корректировка управляющего воздействия (расхода топлива G-f) таким образом, чтобы плавно вывести двигатель в нормальный режим, либо аварийная остановка ГТУ. Также ведётся контроль за соотношением подаваемого топлива и объёмом (массой) проходящего воздуха.
Задачи алгоритма определения режима работы энергоблоков и секций ЭС
Алгоритм определения режима работы (АОР) энергоблоков и секций ЭС является базовым алгоритмом подсистемы режимного управления. Структурная схема алгоритма приведена в приложении 1. АОР ЭС включает: - алгоритм определения режима работы секций ЭС; - алгоритм определения режимов работы энергоблоков ЭС.
Определение режимов работы секций газотурбинной станции и энергоблоков производится с целью определения исходных условий для задач подсистемы режимного управления.
Электростанция включает две секции ЮкВ (ВВА01 и ВВА02) и пять энергоблоков (МКА01, МКА02, МКАОЗ, МКА04, МКА05) мощностью по 4 МВт.
Каждая секция имеет по три отходящих линии для присоединения к двум подстанциям 110/35/10 кВ.
Секции электростанции могут работать между собой параллельно (совместно) или автономно (независимо). В нормальном режиме секционный выключатель отключен.
Так же секции могут работать параллельно с внешней энергосистемой или автономно на нагрузку с напряжением 10 кВ.
Энергоблоки электростанции могут быть выведены из работы; работать параллельно с другими энергоблоками или работать на автономную нагрузку. К секции ВВА01 подключены энергоблоки МКА03 и МКА02. К секции ВВА02 подключен энергоблок МКА05. Энергоблоки МКА01 и МКА04 могут быть подключены как к секции ВВА01, так и к секции ВВА02.
Для определения режима работы секций ЭС используются сигналы состояния выключателей ввода ЮкВ и секционного выключателя.
Для определения режима работы энергоблоков используются как сигналы состояния генераторных выключателей, так и информация о режиме работы энергоблоков от систем автоматического управления газотурбинных агрегатов.
Алгоритм синхронизации (АС) ЭС предназначен для выбора синхронизирующего выключателя и оценки его готовности к синхронизации, выбора вида синхронизации (автоматическая или ручная), запуска и контроля процесса синхронизации при подгонке частоты и напряжения синхронизируемых присоединений и включении выключателя.
Структурная схема алгоритма приведена в приложении 2. Режимами синхронизации ЭС являются: 1) Синхронизация энергоблока МКАОЗ с секцией ВВА01; 2) Синхронизация энергоблока МКА02 с секцией ВВА01; 3) Синхронизация энергоблока МКА01 с секцией ВВА01; 4) Синхронизация энергоблока МКА04 с секцией ВВА01; 5) Синхронизация энергоблока МКА01 с секцией ВВА02; 6) Синхронизация энергоблока МКА04 с секцией ВВА02; 7) Синхронизация энергоблока МКА05 с секцией ВВА02; 8) Синхронизация секции ВВА01 с секцией ВВА02; 9) Синхронизация секции ВВА02 с секцией ВВА01; 10) Синхронизация ЭС выключателем ЮкВ секции ВВА01 присоединения воздушной линии №1 ПС 110/35/10кВ «Геологическая»; 11) Синхронизация ЭС выключателем ЮкВ секции ВВА01 присоединения воздушной линии №3 ПС 110/3 5/ЮкВ «Геологическая»; 12) Синхронизация ЭС выключателем ЮкВ секции ВВА01 присоединения воздушной линии №1 ПС 110/3 5/ЮкВ «Омега»; 13) Синхронизация ЭС выключателем ЮкВ секции ВВА02 присоединения воздушной линии №2 ПС 110/35/ЮкВ «Геологическая»; 14) Синхронизация ЭС выключателем ЮкВ секции ВВА02 присоединения воздушной линии №4 ПС 110/35/ЮкВ «Геологическая»; 15) Синхронизация ЭС выключателем ЮкВ секции ВВА02 присоединения воздушной линии №2 ПС 110/35/ЮкВ «Омега».
Для синхронизации используется два автосинхронизатора (один -рабочий, второй - резервный). При ручной синхронизации рабочий автосинхронизатор выполняет функции реле контроля синхронизма и передает информацию в АСУ ТП ЭС обо всех параметрах синхронизации.
Условия синхронизации (контроль готовности главной схемы) определяются для выбранного оператором режима синхронизации на основании режимов работы ЭС, сигналов из ячеек комплектного распределительного устройства (КРУ) ЮкВ и ячеек трансформаторов напряжения синхронизируемых присоединений.
С рабочего места оператора выбираются генераторы, участвующие в синхронизации. Выбранные генераторы проверяются на возможность участия в конкретном режиме синхронизации.
