Оптимизация режимов ПГУ при участии ее в
реклама
Ф Е ДЕ Р АЛ ЬН О Е ГО СУ ДА Р СТ В Е Н Н О Е БЮ ДЖ Е Т Н О Е О Б РА З О В АТ Е ЛЬ Н О Е У Ч Е Р Е Ж Д Е Н И Е В Ы СШЕ ГО П РО ФЕ С СИ О Н А Л ЬН О ГО О Б РА З О В АН И Я « Н АЦ И О Н АЛ ЬН Ы Й И С СЛ Е ДО В А Т Е Л Ь СК И Й У Н И В Е Р СИ Т Е Т « М ЭИ » на правах рукописи Хуршудян Смбат Размикович Оптимизация режимов ПГУ при участии ее в регулировании мощности и частоты в энергосистеме (на примере ПГУ-450) Специальность 05.13.06 - Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (по отраслям: энергетика) Диссертация На соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель доктор технических наук, проф. АРАКЕЛЯН Э.К. Москва 2014 Оглавление Введение ……………………………………………………………..……… 4 Глава 1. Анализ проблем эксплуатации ПГУ в условиях переменных графиков нагрузки………………………………………………. 10 1.1.Общее состояние внедрения ПГУ …………………………………. 10 1.2.Анализ тепловых схем и методических материалов по расчету энергетических показателей теплофикационных ПГУ…………..… 13 1.3.Особенности режимов работы ПГУ в режимах регулирования нагрузки………….…………………………………………………… 16 1.4. Использование тренажерных моделей для исследования режимов работы ПГУ………………….………………………………………. 25 Глава 2.Моделирование энергетических характеристик ПГУ-450Т на тренажере………………………………………………………….. 30 2.1. Краткое описание объекта исследования…………………………... 30 2.2. Краткое описание тренажера ПГУ-450…………………..…..……… 38 2.3. Проверка адекватности тренажера………………………………….. 43 2.4. Исследование показателей работы ПГУ на пониженных нагрузках на тренажерной модели……………………………………………..……. 46 Глава 3. Исследование и расширение регулировочного диапазона ПГУ450Т при работе ее в режиме регулирования электрической нагрузки с учетом температуры наружного воздуха………. 57 3.1. Анализ факторов, ограничивающих регулировочный диапазон ПГУ450Т…….……………………………………………………....……... 57 3.2. Способы расширения регулировочного диапазона ПГУ и их сравнительная оценка по экономичности…………………………... 72 2 Глава 4. Выбор оптимальных параметров и режимов работы оборудования ПГУ и ПГУ в целом в режиме регулирования электрической нагрузки………………………………………. 92 4.1. Исследование экономичности применения скользящего регулирования давления пара высокого давления при работе ПГУ на пониженных нагрузках……………………………………………… 92 4.2. Выбор режима регулятора температуры газов на выходе из ГТ при работе ПГУ на пониженных нагрузках……………………………... 95 4.3. Оптимальное распределение электрической нагрузки ГТУ ПГУ-450 между газовыми турбинами при работе ПГУ на пониженных нагрузках с полным составом оборудования………………..………. 98 Глава 5. Выбор оптимальных технологии и алгоритма управления мощностью ПГУ при участии ее в нормированном первичном регулировании частоты в энергосистеме………………..…… 107 5.1. Системные требования к энергоблокам ПГУ при участии их в первичном и нормированном первичном регулировании частоты энергосистемы……………………………………………………….. 107 5.2. Исследование на тренажере особенностей участия ПГУ-450Т в НПРЧ……………………………………………………………......... 112 5.3. Экспериментальное исследование и выбор оптимальных условий участия ПГУ-450 в НПРЧ…………………………………………… 118 Список использованной литературы…………………………………… 132 Приложение ………………………………………………………………… 138 3 ВВЕДЕНИЕ Актуальность темы. Развитие энергетики России в последние годы осуществляется главным образом за счет парогазовых установок. Особенностями ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5 – 2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое (два года) время, вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность, поэтому широкое внедрение ПГУ позволяет уменьшить удельный расход топлива на выработку электроэнергии, сократить капитальные вложения и затраты на обслуживание и ремонт оборудования, снизить экологическую нагрузку. В настоящее время доля ПГУ в общем составе оборудования электростанций России составляет около 11%. Как правило, ПГУ, как теплофикационные, так и конденсационные, изза высокой экономичности проектируются для эксплуатации с базовыми нагрузками и для использования их в режимах регулирования графиков электрической нагрузки энергосистем, что в настоящее время является обязательным для всех типов электростанций, требуются дополнительные исследования и доработки. Дело в том, что при работе ПГУ на пониженных нагрузках в пределах регулировочного диапазона электрической нагрузки имеет место ряд ограничений по факторам надежности, экономичности и экологии. Отличительной особенностью ПГУ, как объекта управления, является то, что регулировочный диапазон электрической нагрузки – переменная величина, зависящая от температуры наружного воздуха и режима работы блока. Главным ограничением работы для ПГУ-450 является температура пара высокого давления. По техническим условиям завода-изготовителя длительная эксплуатация паровой турбины Т-150 при температуре пара ниже 460°С не допускается. Это ограничение обусловлено тем, что уменьшение температуры пара ниже этой величины приводит к увеличению конечной влажности в зоне последних ступеней цилиндра низкого давления паровой турбины и, как следствие, к повышенному эрозионному износу рабочих лопаток и снижению надежности турбоустановки. В связи с этим, а также с учетом ограничений по фактору экологии, при разгружении блока с полным составом оборудования появляется недопустимая зона работы блока в интервале нагрузок от 60% до 50% от номинальной мощности, что создает определенные сложности для диспетчерского управления и эксплуатационного персонала. В условиях эксплуатации во избежание 4 работы паровой турбины в указанном интервале нагрузок приходится либо останавливать паровую турбину, что означает останов всего блока, либо переводить блок в режим работы с неполным составом оборудования, что приводит к простою технологического оборудования, дополнительному пуску остановленных газовой турбины и котла-утилизатора при последующем увеличении нагрузки и, соответственно, к дополнительным потерям топлива. В последние годы рядом организаций (ОАО «ВТИ», ОАО «Фирма ОРГРЭС» и др.) ведутся интенсивные работы по исследованию работы ПГУ в переменных режимах, по расширению их регулировочного диапазона повышению и маневренности, изучению проблем участия ПГУ в первичном и аварийном регулировании частоты в энергосистеме. Вместе с тем в этих исследованиях мало уделяется внимание исследованию и оптимизации режимов работы оборудования ПГУ и ПГУ в целом на пониженных нагрузках, построению энергетических характеристик оборудования ПГУ с учетом температуры наружного воздуха, определению технической возможности и экономической целесообразности привлечения ПГУ к регулированию нагрузки и частоты в энергосистеме с учетом технических, экономических и других ограничений. Именно поэтому работы по расширению регулировочного диапазона ПГУ, исследованию и оптимизации режимов ПГУ, необходимые при проектировании систем управления при ее участии в регулировании мощности и частоты в энергосистеме являются актуальными как с научной, так и с практической точек зрения. Цель и задачи исследования. Цель диссертационной работы – разработка и исследование комплекса мероприятий по расширению регулировочного диапазона ПГУ-450 и выбору оптимальных алгоритмов управления ее мощностью, обеспечивающих участие ПГУ в регулировании мощности и частоты в энергосистеме. Основные задачи, решаемые для достижения поставленной цели; -обоснование применения тренажерной модели ПГУ -450Т для проведения исследований режимов ее работы в режимах регулирования нагрузки, планирование и проведение на тренажере экспериментов и получение на их основе регрессионных зависимостей для расчета 5 энергетических показателей оборудования ПГУ и ПГУ в целом при работе ПГУ на пониженных нагрузках в пределах регулировочного диапазона; - исследование известных и разработка новых предложений по расширению регулировочного диапазона ПГУ- 450 при работе ее в режиме регулирования электрической нагрузки с учетом температуры наружного воздуха; -разработка методики и алгоритма оптимального распределения требуемой энергосистемой величины дополнительного расширения регулировочного диапазона ПГУ между различными способами такого расширения и проведение оптимизационных расчетов применительно к ПГУ450; - выбор оптимальных параметров и режимов работы оборудования ПГУ при работе ее в режиме регулирования нагрузки; - разработка методики оптимального распределения нагрузки ПГУ между газовыми турбинами при работе ПГУ в режиме регулирования нагрузки с учетом технических и экономических ограничений; - исследование на тренажере динамических характеристик элементов ПГУ и ПГУ в целом при сбросах и наборах нагрузки и поиск оптимального технического решения и алгоритма управления мощностью ПГУ при участии ПГУ-450 в нормированном первичном регулировании частоты энергосистемы . Методы исследования. Исследования проведены на основе теории автоматического управления и теории газотурбинных и парогазовых установок электростанций. Исследование экономических и маневренных показателей ПГУ при ее работе на пониженных нагрузках проведено на тренажере блока ПГУ-450Т[15,16]. При оптимизации режимов работы оборудования ПГУ в режимах регулирования нагрузки использованы математические методы оптимизации и теории оптимального управления. Научная новизна работы: - разработка и исследование предложенных в работе новых способов расширения регулировочного диапазона ПГУ-450 путем сброса пара высокого давления частично в линию подачи пара низкого давления в паровую турбину и/или частично – в ЦНД; 6 - предложен и обоснован новый показатель – характеристика относительного прироста удельного расхода топлива на единицу мощности расширения регулировочного диапазона и новый критерий – минимум прироста удельного расхода топлива при заданной величине регулировочного диапазона ПГУ, на основе которых разработана методика и проведены расчеты по оптимальному распределению требуемой величины расширения регулировочного диапазона между возможными способами расширения регулировочного диапазона ПГУ; - разработаны методика и алгоритм оптимального распределения текущей нагрузки ГТУ между газовыми турбинами по критерию минимума удельного расхода топлива при работе ПГУ на пониженных нагрузках с учетом максимально допустимого перекоса температур перегретого пара ВД перед перемычкой между паропроводами высокого давления перед паровой турбиной; - определены оптимальные условия участия ПГУ-450 в НПРЧ при условии соблюдения скорости изменения нагрузки ГТ на уровне 11МВт/мин: - разработан алгоритмы управления мощностью ГТУ и ПТ, определены оптимальные показатели процессов набора/сброса нагрузки ПГУ, обеспечивающие условия стандарта участия ПГУ-450 в НПРЧ - порядка воздействия на РКПТ и РТК, степенью и скоростью их открытия/закрытия. Практическая значимость работы. - подтверждена возможность использования тренажера энергоблока ПГУ-450 разработки ОАО «Тренажеры для электростанций» для моделирования показателей оборудования ПГУ и ПГУ в целом при работе ПГУ на пониженных нагрузках; - результаты проведенных опытов на тренажере и полученные на их основе регрессионные уравнения зависимостей основных показателей ГТУ, КУ, ПТ и ПГУ в целом от температуры наружного воздуха, расхода топлива для различных режимов ГТ и паровой турбины, в том числе - уравнения зависимости максимальной, минимальной нагрузок и регулировочного диапазона ПГУ от температуры наружного воздуха. - предложенные новые способы расширения регулировочного диапазона ПГУ-450 путем сброса пара высокого давления частично в линию подачи пара низкого давления, частично – в ЦНД, а так же результаты проведенных расчетов по определению показателей паровой турбины и ПГУ в целом при реализации указанных способов расширения регулировочного диапазона; 7 - разработанные методики и алгоритмы на их базе: по оптимальному распределению требуемой величины расширения регулировочного диапазона между возможными способами расширения регулировочного диапазона ПГУ; оптимального распределения общей нагрузки ПГУ между газовыми турбинами; - разработанный алгоритм управления мощностью ГТУ и ПТ на основе полученных впервые оптимальных показателей процессов набора/сброса нагрузки ПГУ, порядка воздействия на РКПТ и РТК, степенью и скоростью их открытия/закрытия при условии соблюдения допустимой скорости изменения нагрузки ГТ, обеспечивающие условия стандарта участия ПГУ в НПРЧ. Апробация работы. Результаты научных исследований по теме диссертации докладывались и обсуждались на 17-й, 18-й международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «РАДИОЭЛЕКТРОНИКА, ЭЛЕКТРОТЕХНИКА И ЭНЕРГЕТИКА», Москва, 2012 и 2013 года, на научном семинаре и заседании кафедры АСУТП НИУ «МЭИ». Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 6 научных работ, отражающие основные результаты работы, в том числе 3 публикации в научных журналах, рекомендуемых ВАК. Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из наименований. Работа содержит рисунков и таблиц. Общий объем диссертации – страницы. В первой главе диссертации: приведены общие положения по современному состоянию внедрения ПГУ в российской энергетике, проведен анализ режимов работы ПГУ в режимах регулирования частоты и нагрузки, выявлена необходимость проведения работ по оптимизации режимов работы и расширению регулировочного диапазона ПГУ-450Т при ее участии в регулировании частоты и мощности в энергосистеме. В второй главе приведено краткое описание оборудования энергоблока ПГУ-450Т, обосновано применение тренажера этого блока для моделирования энергетических показателей ПГУ при ее работе в режиме регулирования нагрузки, изложены основные положения проверки адекватности тренажера реальному объекту для статических и динамических процессов, дано описание планируемых экспериментов на тренажере, алгоритм работы на тренажере при их проведении; приведены полученные на 8 основе обработки опытных данных на тренажере регрессионные уравнения в виде зависимостей основных показателей ГТУ, КУ, ПТ и ПГУ в целом от температуры наружного воздуха, расхода топлива и мощности ГТ для различных режимов ГТ и паровой турбины. В третей главе Проведен анализ факторов, влияющих на величину регулировочного диапазона ПГУ с учетом температуры наружного воздуха, режимов работы ГТ и ПТ, определена необходимость разработки технологических решений, позволяющих расширить регулировочный диапазон ПГУ; предложен новый способ расширения регулировочного диапазона ПГУ-450 путем сброса пара высокого давления частично в линию подачи пара низкого давления, частично – в ЦНД, проведены расчеты по определению показателей паровой турбины и ПГУ в целом; приведена методика выбора оптимальной последовательности разгружения ПГУ при параллельном и последовательном применении рассматриваемых способов расширения регулировочного диапазона ПГУ на базе равенства введенного автором нового показателя - характеристики относительного прироста удельного расхода топлива на единицу мощности расширения регулировочного диапазона ПГУ и результаты оптимизационных расчетов очередности параллельного применения рассматриваемых способов расширения регулировочного диапазона по критерию минимуму суммарного прироста удельного расхода топлива в зависимости от требуемой величины расширения регулировочного диапазона по отношению к «базовой» нагрузке ПГУ при заданной температуре наружного воздуха. В четвертой главе приведены результаты расчета показателей ПГУ при переходе с постоянного давления пара высокого давление на скользящее давление при работе ПГУ на частичных нагрузках в пределах регулировочного диапазона; обоснован режим работы регулятора газов на выходе из ГТ; приведены методика , алгоритм и результаты расчетов по оптимальному распределению суммарной нагрузки ПГУ между газовыми турбинами при работе их с равномерной и неравномерной нагрузкой с учетом существующих ограничений. В пятой главе приведены системные требования, предъявляемые к ПГУ при их участии в регулировании частоты в сети (ОПРЧ, НПРЧ); определен наиболее целесообразный по экономическому фактору диапазон , в котором энергоблок ПГУ-450 может принимать участие в НПРЧ; приведены результаты опытов на тренажере по инерционности и маневренности ГТ и ПТ при наборе и сбросе нагрузки, при различных нагрузках и скоростях изменения нагрузки ПГУ; приведен алгоритмы 9 управления мощностью ГТУ, ПТ и ПГУ в целом, порядка воздействия на РКПТ и РТК, степенью и скоростью их открытия/закрытия при наборе/сбросе нагрузки ПГУ обеспечивающие условия стандарта участия ПГУ-450 в НПРЧ. Глава 1 Анализ проблем эксплуатации ПГУ в условиях переменных графиков нагрузки 1.1.Общее состояние внедрения ПГУ В настоящее время энергетика России стоит на пороге очередного этапа – масштабного внедрения качественно новой техники: ГТУ и ПГУ различного типа (программой обновления российской энергетики предусмотрен ввод в период с 2002 по 2015 гг. 409 газовых турбин различных типоразмеров). В настоящее время доля ПГУ в общем составе оборудования электростанций России составляет около 11%. Обусловлено это рядом факторов, в том числе; - Современные парогазовые установки (ПГУ) отличаются высоким коэффициентом полезного действия по сравнению с традиционными паросиловыми энергоблоками, и меньшим содержанием вредных выбросов в уходящих газах [10]; Коэффициент полезного действия существующих паросиловых электростанций в среднем составляет 36%, наивысшие достигнутые показатели экономичности традиционных энергоблоков ТЭС не превышают 45%. Вместе с тем, к.п.д. современных бинарных парогазовых установок значительно превышает 50%. - Объединение в единой тепловой схеме блока газотурбинного и паросилового оборудования позволило одновременно с повышением экономичности обеспечить улучшенные характеристики маневренности по сравнению с традиционными паросиловыми энергоблоками ТЭС. Первый парогазовый энергоблок большой мощности в России введен в эксплуатацию на Северо-Западной ТЭЦ в г. Санкт-Петербурге в декабре 2000 г. Данный энергоблок, установленной мощностью 450 МВт, включает две газотурбинных установки V94.2 (мощностью 160 МВт), два котлаутилизатора и одну паровую турбину Т-150-7.7. КПД данного энергоблока при работе его в конденсационном режиме составляет 51% [1,11]. Успешная 10 реализация ПГУ-450 является серьезным прорывом российской энергетики в области парогазовых технологий. Вместе с тем широкое внедрение высокоэкономичных ПГУ, проектируемые для работы в базовой части графиков электрической нагрузки, без должного внимания требованиям к маневренности парогазовых энергоблоков и без ввода в энергосистему маневренных электростанций, так же как в 60-70 годы прошлого века, приведет к тому, что проблемы маневренности для энергосистем станут серьезными, требующими принятия неотлагательных мер по приспосабливанию в том числе ПГУ к работе в переменных режимах. При работе электростанций на оптовом рынке электроэнергии и мощности взаимоотношения между генерирующими компаниями и системным оператором ЕЭС формируются на основе Договоров на предоставление электроэнергии, мощности на оптовый рынок. В них оговариваются отдельные условия, выполнение которых строго обязательно. К ним относятся не только гарантированная максимальная мощность, которая должна быть обеспечена в любое время по требованию системного оператора, технико-экономические и экологические показатели, но особо жестко оговариваются характеристики маневренности оборудования, как определяющие режимы работы энергосистемы, причем независимо от его типа (конденсационное или теплофикационное). Невыполнение заявленных показателей штрафуется очень строго вплоть до отказа от оплаты поставленной на рынок мощности. Нужно отметить, что проблема маневренности перед энергетикой стояла остро всегда. Впервые «Технические требования к маневренности энергетических блоков тепловых электрических станций с конденсационными турбинами» были разработаны и утверждены только в сентябре 1986 г. Выполнение этих Технических требований обеспечивало регулирование мощности энергоблоков в соответствии с требованиями энергосистем при нормальной эксплуатации в условиях, характеризуемых систематическими изменениями нагрузки в регулировочном диапазоне и ограниченным количеством остановов в резерв на нерабочие дни и ночное время с последующим пуском из неостывшего и горячего состояний. В этом документе так же были определены и условия работы энергоблоков в аварийных режимах [12]. Оборудование высокоманевренных (полупиковых и пиковых) энергоблоков, в том числе предназначенных для замещения демонтируемого 11 устаревшего оборудования, должно было разрабатываться по специальным техническим требованиям. «Технические требования к маневренности энергетических парогазовых установок блочных тепловых электростанций» [14] были разработаны и утверждены департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 23/III 1995 г. Выполнение этих Технических требований для полупикового режима использования обеспечит регулирование мощности ПГУ в соответствии с требованиями энергосистемы при еженедельных остановах в резерв на нерабочие дни и ежесуточных остановах на ночное время с последующими пусками из неостывшего и горячего состояний. Как известно, наиболее значимыми эксплуатационными характеристиками, определяющими экономичность, маневренность ПГУ, являются продолжительность пусков, остановов, скорость изменения нагрузки при работе блоков в пределах регулировочного диапазона нагрузок и величина регулировочного диапазона. Каждый такой процесс представляет не только потенциальную угрозу долговечности элементов блока, но и связан со значительными потерями тепла и энергии. Протекание неустановившихся процессов ограничено главным образом уровнем напряжений в толстостенных элементах оборудования энергоблока, таких как барабаны котлов, выходные коллекторы пароперегревателей, паропроводы, корпусы стопорных клапанов высокого давления и роторы паровых турбин. Периодические изменения нагрузок при выполнении диспетчерского графика в сочетании с изменениями давления пара и его температуры или остановы блоков на ночное время в период минимума нагрузок вызывают циклическую усталость материала элементов энергоблока. Исчерпание долговечности материалов, в особенности работающих при высоких температурах, будет приводить к появлению усталостных трещин в элементах оборудования и тем быстрее, чем большее количество изменений нагрузки, пусков и остановов будет испытывать материал. Наибольший усталостный износ наступает в так называемых "критических элементах" оборудования энергоблока, к которым следует отнести перечисленные выше элементы барабаны котлов, выходные коллекторы пароперегревателей, паропроводы, корпусы стопорных клапанов высокого давления и роторы паровых турбин, и т.п. [20]. 12 1.2. Анализ тепловых схем и методических материалов по расчету энергетических показателей теплофикационных ПГУ Описание технологии и режимов работы энергетических бинарных ПГУ средней и большой мощности, построенных и строящихся в России, содержится в работах Ольховского Г. Г. [3,4,41] , Радина Ю. А. (ВТИ) [11,12,20,29,35,36], Давыдова А. В. (ВТИ) [8,11,12,43], Трухний А. Д. (МЭИ) [22,31,42], Цанева С.В.и Бурова В.Д. [10?50], Мошкарина А. В. (ИГЭУ) [25] и др. Исследованию работы энергоблоков ПГУ на частичных нагрузках и пусковых режимах посвящены работы Трухния А. Д. (МЭИ) 42] , Аракеляна Э.К (МЭИ) [47-49,55], ОАО «ВТИ» [24,33,36,43] , ОАО «ОРГРЭС»[21] и др. Большие исследования, проводимые ОАО «ВТИ» [20,33,37], посвящены исследованию маневренных и ресурсных характеристик, анализу пусковых режимов газовых турбин и ПГУ. В работах ОАО «ОРГРЭС» [21,52] большое внимание уделено разработке и освоению на практике эксплуатации пошаговой логики автоматизированного пуска оборудования ПГУ из различных тепловых состояний. Работы, проводимые МЭИ под руководством проф. Аракеляна Э.К., [34, 35, 44,45] направлены на разработку методических положений по расчету и оптимизации показателей ПГУ при их работе на пониженных нагрузках, поиску возможностей расширения регулировочного диапазона ПГУ при привлечении их к регулированию мощности и частоты в энергосистеме. В своих работах Трухний А. Д. [42] приводит расчет параметров пароводяного и газового трактов двухконтурной ПГУ, состоящей из двух ГТУ ГТД-110, двух котлов-утилизаторов и одной конденсационной турбины К-110-6,5. Он показывает, что требования к надежной работе паровой турбины могут существенно влиять не только на экономические показатели ПГУ, но и на возможность ее работы в некоторых режимах, и приводит результаты исследования влияния температуры наружного воздуха и последовательности разгружения ГТУ на параметры газового и пароводяного трактов и экономические показатели ПГУ. В учебном пособии под авторством Цанева С. В., Бурова В. Д. и Ремезова А. Н. «Газотурбинные и парогазовые установки тепловых 13 электростанций» [10] (МЭИ), наряду с доступным изложением основ теории газотурбинных и парогазовых установок электростанций, особенностям их конструкции и составу тепловых схем, особое внимание уделено факторам, влияющим на режимы и показатели работы ГТУ и ПГУ, способам регулирования отпуска электрической и тепловой энергии, методам повышения КПД и экономии топлива. Обзор исторического пути и тенденции развития паротурбинных и парогазовых технологий генерации электрической энергии представлен в книге Мошкарина А. В. и Мельникова Ю. В. «Анализ тепловых схем ТЭС» [25] (ИГЭУ). В ней также описаны методы и представлены основные результаты отечественных и зарубежных исследований по выбору параметров и структур тепловых схем ПТУ и ПГУ. Даны результаты оптимизации параметров двухконтурных и трехконтурных парогазовых установок утилизационного типа, а также результаты оценки показателей ПГУ в режимах сниженных нагрузок. ЗАО «Тренажеры для электростанций» были выполнены работы по созданию модели энергоблока ПГУ-450Т Калининградской ТЭЦ-2. Совместно с ОАО «ВТИ» выполнены работы по исследованию пусковых режимов энергоблока на разработанной модели, что нашло отражение в [12]. В статье излагаются результаты построения математической модели дубльблока ПГУ-450 с горизонтальными котлами-утилизаторами естественной циркуляции П-96 и оптимизации с ее помощью режимов пуска энергоблока из холодного и горячего состояний. Задача, которая ставилась авторами работ, схожа с работами , результаты которых изложены в [1,11], но в отличие от оборудования ОАО «Калининградская ТЭЦ-2» в состав энергоблока ПГУ-450Т ТЭЦ-21 ОАО «Мосэнерго» входят вертикальные котлы-утилизаторы принудительной циркуляцией П-116. Таким образом, котлы-утилизаторы, а, следовательно, и энергоблок в целом, обладают разными динамическими и статическими характеристиками, что потребовало отдельного исследования. В работах [54,55] разработаны методические положения по учету температуры наружного воздуха при планировании и оптимизации суточного и годового режимов работы ПГУ. В работах [70,71] сделаны первые шаги по разработке методических положений по расчету годовых технико-экономических показателей ПГУ и исследованию влияния климатических условий на эти показатели при проектировании новых ПГУ. 14 В работе [70] выбран и обоснован критерий системной эффективности ПГУ, произведен анализ его зависимости от основных определяющих факторов (относительное изменение температуры уходящих газов на выходе из газовой турбины, доля отпуска тепла внешнему потребителю от котлаутилизатора и паровой турбины), что дало возможность производить сравнение эффективности применения различных схем ПГУ с учетом особенностей их энергетических характеристик. В качестве критерия для оценки экономической эффективности различных схем ПГУ при строительстве новых или реконструкции действующих ТЭС выбрана относительная экономия топлива против раздельной схемы энергоснабжения, рассчитываемого в общем случае по выражению BЭК КЭС КОТ N ПГУ bЗАМ QПГУ bЗАМ BПГУ B ПГУ , (1.1) КЭС КОТ где N ПГУ -мощность ПГУ; bЗАМ ,bЗАМ -удельный расход топлива на замещающих КЭС и котельной; QПГУ - тепловая нагрузка ПГУ; BПГУ - расход топлива на ПГУ. В [71] автором для теплофикационных ПГУ предлагается ввести новый коэффициент – доля тепловой нагрузки, покрываемая энергоблоком ПГУТЭЦ: ПГУ ТЭЦ Т Т Т Т Т QОТБ QПК QВВТО QТ , (1.2) Т где QОТБ , QПК , QВВТО , QТ - тепловые нагрузки отбора паровой турбины, пикового бойлера, ВВТО и потребителя, соответственно. По мнению автора, данный показатель наиболее полно отражает специфику работы ПГУ-ТЭЦ по двум термодинамическим циклам (Брайтона - Ренкина) и позволяет учесть все возможные технические решения по отпуску тепла от парогазовой ТЭЦ. Методические положения, изложенные в [70,71] пригодны при проектировании новых ПГУ-ТЭЦ и не учитывают их эксплуатационные особенности при расчете и оптимизации суточных и годовых показателей. 15 1.3.Особенности режимов работы ПГУ в режимах регулирования нагрузки В настоящее время так же, как в 70-80 годы прошлого века, наблюдается острый дефицит производства электроэнергии и для обеспечения надежности энергоснабжения особый интерес представляют проблемы маневренности энергетического оборудования, и,. в частности, к маневренности парогазовых энергоблоков, для которых они не достаточно изучены, хотя уже многие организации начали уделять большое внимание этой проблеме [56]. Применительно к оборудованию ТЭС, привлекаемых к регулированию частоты и мощности в энергосистеме, силами ряда научных, наладочных и эксплуатационных организаций с участием заводовизготовителей оборудования (ВТИ, ОРГРЭС, МЭИ, ЮжВТИ и т.д.) в указанный период были проведены целенаправленные исследования для расширения регулировочного диапазона и повышения маневренности оборудования, предназначенного для работы в базовой части графиков электропотребления [56], благодаря чему в условиях отсутствия специализированного маневренного оборудования удалось успешно решить проблему их участия как для регулирования параметров энергосистем (частоты, активной мощности), так и выполнения ими функции регулирования (работа в пиковой и полупиковой зонах графиков электропотребления). Ожидаемое значительное увеличение доли парогазовых энергоблоков в общей мощности энергосистем неизбежно приведет к необходимости широкого привлечения их к регулированию графиков электрической нагрузки и увеличению длительности их работы в нестационарных режимах и на частичных нагрузках. Работа в условиях рынка электроэнергии и мощности требует от поставщиков электроэнергии более экономичного и маневренного оборудования и приводит к тому, что работа генерирующего оборудования в переменной части графиков нагрузок оказывается выгодной для электростанций [24,2668]. В соответствии с «Техническими требованиями к маневренности энергетических парогазовых установок блочных тепловых электростанций», которые были разработаны и утверждены департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 23/III 1995 г, [14] вновь проектируемые ПГУ при работе их в полупиковом режиме с ежедневными остановами в резерв на нерабочие дни и ежесуточными остановами на ночное время должны были обеспечить регулирование мощности в соответствии с требованиями энергосистемы. 16 В настоящее время приказом ОАО «СО ЕЭС» от 05.12.2012г №475 утвержден и введен в действие Стандарт «Нормы участия парогазовых установок в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности» [66], в котором установлены технические требования, предъявляемые к парогазовым установкам для их участия в НПРЧ и АВРЧ, а также требования к мониторингу для такого участия и порядок и методику проверки соответствия парогазовых установок требованиям, предъявляемым к ним для получения соответствующего статуса. Стандарт распространяется на парогазовые установки утилизационного типа в одно, двух и многовальном исполнении с одной или несколькими газовыми турбинами и котлами-утилизаторами и одной паровой турбины. Вводимые в настоящее время ПГУ и, в частности ПГУ-450Т, спроектированы для работы в базовой части графиков нагрузки с числом часов использования установленной мощности в год не менее 6500 ч/г, и использование их для активного участия в регулировании системных услуг в соответствии с вышеприведенными «Нормами», требует проведения исследований, позволяющих обоснованно подойти к эксплуатации ПГУ в переменной части графика электрических нагрузок энергосистем. Однако, пока что при проектировании новых парогазовых мощностей не уделяется должного внимания требованиям к их маневренным характеристикам. Не учитывается и тот факт, что увеличение времени работы ПГУ на пониженных нагрузках приведет к значительному снижению экономической эффективности их работы. Немаловажным фактором является исследование экономичности работы ПГУ в пределах регулировочного диапазона с целью выявления условий использования преимуществ ПГУ по маневренности и экономичности и поиска оптимальных пределов их участия в системных услугах. Технические требования к маневренности энергетических парогазовых установок блочных тепловых электростанций были разработаны и утверждены департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» в 1995 г. Выполнение этих Технических требований для полупикового режима использования должно было обеспечить регулирование мощности ПГУ в соответствии с требованиями энергосистемы при еженедельных остановах в резерв на нерабочие дни и ежесуточных остановах на ночное время с последующими пусками из неостывшего и горячего состояний Почти полное использование регулировочного диапазона ТЭС в ближайшем перспективе вынужденно приведет все в более широких масштабах к останову блоков, в 17 том числе и ПГУ, на время провалов нагрузки ночью и в выходные дни с последующим пуском. Работа оборудования в условиях частых пусков и остановов приводит к его повышенному износу, вызывающему снижение экономичности и надежности. Это необходимо иметь в виду при решении вопроса о режиме работы энергоблоков в условиях переменного графика нагрузок. Особенно трудно предотвратить снижение надежности и экономичности турбоагрегатов при быстрых пусках, необходимых для регулирования нагрузки энергосистемы. Для обеспечения экономичной и надежной эксплуатации энергосистем во время провалов электрического потребления в ночные часы и нерабочие дни энергоблоки должны обладать благоприятными пусковыми характеристиками, соответствующими техническим требованиям по маневренности, диктуемым энергосистемами. Помимо скорости или длительности нагружения, немаловажно также и сокращение длительности подготовительных пусковых операций. При большей длительности пусковых операций неоправданно возрастают пусковые потери, затрудняется организация работы эксплуатационного персонала, особенно при пуске нескольких блоков на станции. Традиционно под маневренностью оборудования тепловых электростанций [18] понимаются характеристики, определяющие быстроту и надежность выполнения различных режимных функций для обеспечения надежной работы системы в нормальных и аварийных условиях. В понятие маневренности входят: Пусковые характеристики, под продолжительности пусков блоков состояний; которыми понимаются из различных тепловых Скорости набора и изменения нагрузки; Допустимый регулировочный диапазон нагрузок блоков; Допустимые продолжительности работы блоков на холостом ходу или на нагрузке собственных нужд после сбросов нагрузки, а также количество сбросов нагрузок, включая частичные сбросы нагрузок. 18 Естественно, что характеристики маневренности оборудования определяются, исходя из соблюдения требований к надежности в течение длительной эксплуатации (паркового ресурса). В табл. № 1.1 – 1.3 представлены требования, предъявляемые к маневренным характеристикам паросиловых и парогазовых блоков. Сравнение технических требований к маневренности паросиловых энергоблоков и ПГУ по количеству пусков за весь срок службы Таблица 1.1 Количество пусков Технические требования к маневренности базовых паросиловых энергоблоков (500 МВт/ 300 МВт) Технические Технические требования к требования к маневренности маневренности полупиковых парогазовых паросиловых энергоблоков энергоблоков из холодного 100/100 состояния 100 100 из неостывшего 600/1000 состояния 1400 1900 из горячего 300/900 состояния 6000 7000 Сравнение технических требований к маневренности паросиловых энергоблоков и ПГУ по продолжительности пусковых операций, мин. Таблица 1.2 Исходное состояние Базовые паросиловые блоки (<300 МВт/300 МВт/ >500 МВт) от момента Полупиковые паросиловые блоки (<500 МВт/>500 МВт) от момента включения 19 Парогазовые энергоблоки с момента разворота ГТУ. включения генератора ПТУ в генератора ПТУ в сеть сеть 6-8ч. простоя 120/150/210 45 60 24-55 ч. простоя 270/300/420 60/80 90 Сравнение технических требований к маневренности паросиловых энергоблоков и ПГУ по количеству допускаемых сбросов нагрузок. Таблица1.1 Сброс нагрузки до Базовые паросиловые блоки Нижней границы регулировочного диапазона Вплоть до нуля Полупиковые паросиловые блоки Парогазовые блоки 90 90 120 150 150 150 Данные представленные в табл. 1.1-1.3 показывают, что требования к маневренности к парогазовых установок более жесткие по количеству пусков и сравнимы с аналогичными требованиями для полупиковых паросиловых энергоблоков ТЭС по продолжительности пусковых операций. Следует отметить, что технические требования к маневренности ПГУ были сформированы на основе исследований проведенных с использованием различных динамических математических моделей [16,17] и зарубежного опыта эксплуатации подобных установок. В то же время сравнение данных по ГТУ, представленных в Ошибка! Источник ссылки не найден. с аналогичными данными для ГТУ за рубежом [34,41], представленные в табл. 1.4 показывает, что требования к маневренности предъявляемые к базовым блокам ПГУ в России, намного более «жесткие», нежели за рубежом, и соответствуют требованиям к маневренности полупиковых энергоблоков. 20 Все это требует специального изучения маневренных характеристик парогазовых энергоблоков на действующем оборудовании. Сравнение требований к продолжительности пусковых операций зарубежных и отечественных ПГУ Таблица 1.4 Исходное состояние Базовые блоки ПГУ по зарубежным данным Полупиковые Парогазовые блоки ПГУ по энергоблоки зарубежным (технические данным требования маневренности РФ) 6-8 часов 90 простоя 45-55 60 24-55 часов 200 простоя 120 90 более часов 150 ------- 120 250 к В соответствии с общепринятой терминологией под регулировочным диапазоном понимается диапазон электрических нагрузок, который обеспечивается без изменения числа работающего оборудования; под техническим - диапазон от пикового значения электрической нагрузки энергоблока при максимальном числе работающего основного оборудования до минимально допустимого значения электрической мощности блока по техническим возможностям минимального числа работающего оборудования. Таким образом, регулировочный диапазон входит в технический диапазон при введении определенных ограничений. Для парогазового энергоблока регулировочным диапазоном называется диапазон изменения электрической мощности парогазового энергетического блока без изменения количества работающего электрогенерирующего оборудования и сохранении нормативных экологических показателей по выбросам вредных веществ [18]. 21 Для традиционных паросиловых энергоблоков верхняя граница и нижняя граница регулировочного диапазона является постоянной величиной и определена как: 100 - 30% - для газомазутных энергоблоков 100 - 60% - для пылеугольных энергоблоков 100 - 70% - для пылеугольных энергоблоков с жидким шлакоудалением Для парогазового энергоблока как верхняя, так и нижняя граница регулировочного диапазона является переменной величиной, зависящей от температуры наружного воздуха. Это связанно с особенностями работы газотурбинной установки, поэтому для энергоблоков ПГУ нельзя провести однозначную как верхнюю, так и нижнюю границу допустимого регулировочного диапазона. Верхняя граница регулировочного диапазона будет зависеть от типа газотурбинной установки и ее характеристик и фактических условий работы энергоблока. Для определения нижней границы допустимого регулировочного диапазона нагрузок энергоблока необходимо учитывать следующие ограничивающие факторы: - снижение надежности работы оборудования на низких нагрузках; - ухудшение экологических характеристик блока при работе на пониженных нагрузках (увеличение концентрации вредных выбросов в уходящих газах, в частности окислов азота). К показателям надежности, ограничивающим минимальную нагрузку энергоблока ПГУ относятся: - Минимально допустимая температура пара перед СК ВД ПТУ. - Недопустимая влажность в последних ступенях паротурбинной установки. - Надежная работа ГТУ. Снижение надежности работы оборудования связано с невозможностью работы паровой турбины при низких температурах пара контура высокого давления. 22 Так, например, для блока ПГУ-450Т эта температура составляет 450 °С. В связи с особенностью изменения температуры газов за ГТУ, допускаемый диапазон разгрузки ГТУ для каждого блока разный. Так для энергоблока ПГУ-450Т допустимая нижняя граница нагрузки ГТУ составляет 90-95 МВт. В диапазоне нагрузок 154-90 МВт разгрузка ГТУ идет за счет одновременного снижения расхода топливного газа и расхода воздуха на входе в компрессор (регулирует ВНА), при этом температура газа за ГТУ остается практически без изменения. Таким образом, нагрузка ПГУ450 на нижней границе регулировочного диапазона по приведенному условию температуры пара высокого давления при работе блока с полным составом оборудования (2 ГТУ и ПТ ) и температуре наружного воздуха близкой + 15 оС должна составлять не менее 275 МВт и 145 МВт при работе блока с неполным составом оборудования ( 1 ГТУ и ПТ ). Для энергоблока ПГУ-450Т нижней границей допустимого регулировочного диапазона из условия ухудшения экологических показателей при снижении нагрузки блока связано с переходом ГТУ из режима с предварительным смешением в диффузионный режим горения, который происходит при снижении нагрузки ГТУ примерно до 85 МВт. Но, тем не менее, согласно исследованиям [18], при разгружении энергоблоков ПГУ-450Т предельно допустимых концентраций вредных выбросов не превышается. Исходя из результатов расчета вредных выбросов от энергоблоков ПГУ-450Т и анализа критериев надежности работы оборудования получаем, что нижней границей регулировочного диапазона энергоблока ПГУ-450Т при температуре наружного воздуха +15°С следует принимать мощность энергоблока на уровне 220 -230 МВт, которая будет обусловлена снижением температурой пара перед СК ВД. Следует отметить, что применение полиблочных ПГУ позволяет, получить более высокий КПД энергоблока на частичных нагрузках [40] за счет отключения одной ГТУ. Так, на энергоблоке ПГУ-450Т отключение ГТУ позволяет достичь мощности ПГУ 220-230 МВт с КПД 48-49 %. С другой стороны, отключение одной ГТУ приводит к разрывам и скачкам графиков расходных характеристик (Рис. 1.2), простою технологического оборудования, дополнительным пускам при увеличении нагрузки и, соответственно, к крупным финансовыми потерям, так как 23 характеристики маневренности оборудования оговариваются особо жестко, как определяющие режимы работы энергосистемы, и невыполнение заявленных показателей штрафуется очень строго вплоть до отказа от оплаты поставленной мощности на рынок. Именно поэтому проблема выбора оптимальных режимов работы ПГУ на пониженных нагрузках стоит особенно остро. Для увеличения регулировочного диапазона энергоблока ПГУ-450Т без перехода на схему работы ПГУ с одной газовой турбиной в условиях эксплуатации энергоблока в [47-50] предлагается использовать малопаровой режим работы ЦВД паровой турбины в периоды прохождения провалов графиков электрической нагрузки. Суть предложения заключается в прекращении подачи пара высокого давления в ЦВД, с использованием этого пара в остальных ступенях турбины. Отличительной особенностью малопарового режима заключается в возможности управлении температурным состоянием проточной части турбины путем изменения параметров и расходом пара, подаваемого в проточную часть турбины для исключения разогрева лопаток турбины. Рисунок – 1.1 Зависимость КПД ПГУ-450Т от мощности при работе по блочной и моноблочной схеме. 1 - в работе одна газовая турбина (1ГТ); 2 - в работе один полублок (1ГТ+ПТ); 3 - в работе два полублока (2ГТ+ПТ) с одинаковой нагрузкой на ГТ; 24 Длительная работа турбины в малопаровом режиме возможна только при выполнении ряда дополнительных изменений в технологической схеме турбоагрегата и на станции. Рисунок – 1.2 Расходные характеристики ПГУ-450Т, сплошные линии теплофикационные режимы при Q=150 Гкал/ч, пунктирные линии конденсационный режим; в интервале 150-250 МВт показаны характеристики при неполном составе оборудования, 300-450 МВт- при полном составе. 1.4. Использование тренажерных моделей для исследования режимов работы ПГУ ПГУ для энергетики России представляют собой технологию нового типа, и поэтому она мало изучена как с точки зрения ведения режимов, так и в проектировании и наладке АСУ в области АСР и разработки программ функционально-группового управления (ФГУ), не говоря уже об их оптимизации. 25 При проведении исследований по изучению характеристик ПГУ при ее работе на частичных режимах необходимо иметь максимально точное представление о поведении системы и объекта регулирования при различных стационарных и переходных режимах работы энергоблока, которые могут возникнуть как в процессе нормальной эксплуатации, так и при аварийных ситуациях. Это можно сделать непосредственно на действующем оборудовании или на математической модели этого оборудования. Математические модели являются адекватным образом реальных процессов объекта. Получить их можно расчетно-теоретическим (аналитические модели) путем или в результате обработки экспериментальных данных, полученных при проведении испытаний на действующем объекте (эмпирические модели). Эмпирические модели, заведомо имеющие невысокую точность, до недавнего времени пользовались большой популярностью [61]. Особенностью их является то, что изучаемая система представляется в виде «черного ящика». Изменение выходных величин объекта является обобщающим проявлением многообразных внутренних взаимодействий в объекте, при этом не раскрывается внутренней сущности. Поэтому эмпирические модели являются наименее информативными моделями. Кроме того, для получения эмпирических моделей требуется проведение большого числа экспериментов на реальном объекте, что весьма затруднительно по следующим причинам [61]: - Они весьма сложны, трудоемки и дорогостоящи; - Экономически невыгодны, так как связаны с потерей прибыли станции за счет недоотпуска электроэнергии и тепловой энергии потребителю; - их проведение на действующем энергоблоке связано с нарушением нормального режима эксплуатации, а в ряде случаев (например, предаварийные, аварийные режимы, режимы глубоких изменений нагрузки и т.д.) – с большим риском повреждения оборудования. - натурные испытания могут быть проведены только на уже находящемся в эксплуатации оборудовании, в то время как информация о поведении исследуемого объекта зачастую необходима до его ввода в эксплуатацию. В связи с этим возникает задача аналитического моделирования энергетических объектов и систем регулирования [15-17]. Аналитические модели отражают физико-химические процессы, протекающие в объекте. Аналитические математические модели в общем случае представляют собой системы уравнений, включающие 26 алгебраические, дифференциальные или интегральные уравнения, описывающие физико-химические законы процессов в объекте. Коэффициенты этих уравнений включают в себя конструктивные и технологические параметры объекта и по этой причине аналитические модели наиболее полно раскрывают внутреннюю структуру и сущность процессов в объекте, влияние отдельных параметров на статические и динамические характеристики объекта. Это достоинство аналитических моделей трудно переоценить, так как оно позволяет сформулировать предложения по изменению отдельных параметров в направлении обеспечения устойчивости и управляемости проектируемого объекта. В тех режимах, когда проявляется существенная нелинейность объекта (например, в аварийных режимах и в режимах пуска и останова), аналитические модели являются практически единственным способом математического описания его свойств. Кроме того, аналитические модели позволяют определять изменение тех параметров, которые на реальном объекте не измеряются. На базе аналитических моделей фирмой ОАО «Тренажеры для электростанций» разработаны и находятся в эксплуатации большое число тренажеров энергетического оборудования, в том числе и для современных ПГУ [15]. Недостатком указанных тренажеров заключается в недостаточном объеме моделирования АСУТП. Этот вопрос прямо решается, если АСУ ТП в составе тренажера не моделировать, а осуществить интегрирование модели объекта через реальный или виртуальный контроллер с копией работающей на блоке-прототипе реальной АСУ ТП. Оставляя в стороне возможные варианты реализации такого соединения и возникающие при этом технические проблемы, отметим, что при таком подходе отслеживание в тренажере изменений в АСУ ТП осуществляется просто формальной заменой устаревшей копии АСУ ТП на новую (может быть, даже не всей АСУ ТП, а только реализующей ее конкретную модификацию базы данных). К тому же построенный таким методом тренажер может использоваться для тренировки не только персонала технологических цехов, но и персонала цеха АСУ ТП. Следует отметить, что силами сотрудников кафедры АСУ ТП НИУ «МЭИ», НПО «Энергонаука» и ЗАО «Тренажеры для электростанций» интегрированные в эмулятор контроллера ПТК «Квинт» тренажеры созданы для котла ТП-87 и энергоблока Т-250. При этом при их практической реализации выявились проблемы, решение которых обеспечит высокую их педагогическую эффективность для всех категорий работников и персонала электростанции [62]. 27 В настоящее время на кафедре АСУТП ведутся большие исследования, направленные на использование тренажеров не только для обучения, но и проведения научных исследований, направленных на повышение маневренности энергоблоков ТЭС, включая современные ПГУ. Использование тренажеров в исследовательских задачах имеет следующие особенности: возможность работать в ускоренном (в несколько раз по сравнению с реальным) масштабе времени и менять этот масштаб на реальный и обратно в ходе опыта; возможность в заранее запланированный, или любой текущий момент на время замораживать процесс (делать паузу) с целью всестороннего анализа сложившегося режимного состояния с последующим запуском на продолжение процесса; возможность запоминать в заранее запланированный, или любой текущий момент (в том числе в паузе, или многократно через заданные отрезки времени) режимное состояние так, чтобы в дальнейшем можно было снова загрузить его в систему и использовать в качестве начального состояния для нового независимого опыта, или для продолжения по другому сценарию прерванного опыта (эта возможность чрезвычайно актуальна для создания силами персонала, эксплуатирующего тренажер, неограниченного количества новых исходных состояний, например для пусков из различных тепловых состояний); возможность повторить в автоматическом режиме (и в том числе в ускоренном масштабе времени) любой ранее выполненный опыт от начального состояния до конечного, или любого промежуточного. В результате проведенного обзора можно констатировать следующие общие положения: - энергоблоки ПГУ, как объект управления, имеют значительные отличия от традиционных энергоблоков ТЭС; - хотя энергоблоки ПГУ для энергетики России являются новым типом оборудования, исследованию их работы в режимах, близких к номинальному, посвящено большое число работ; - энергоблоки ПГУ, в частности ПГУ-450Т, при работе на пониженных нагрузках имеют ряд ограничений, сужающих границы регулировочного диапазона, что создает трудности при участии их в регулировании нагрузки в энергосистеме; 28 - наличие между нижней границы регулировочного диапазона при работе ПГУ с полным составом оборудования и верхней границы при работе ее с неполным составом разрыва, в пределах которого эксплуатация энергоблока не допускается как по критерию надежности, так и по экологическим показателям; - недостаточное внимание уделено следующим проблемам: -влияния температуры наружного воздуха на энергетические показатели оборудования ПГУ и ПГУ в целом и на границы регулировочного диапазона; - разработки и обоснованию способов расширения регулировочного диапазона ПГУ с целью сокращения или полной ликвидации разрыва в энергетической характеристике ПГУ; - поиску оптимального алгоритма управления мощностью паровой турбины при участии ПГУ в НПРЧ; - обоснованию целесообразности привлечения ПГУ-450 в НПРЧ и др. 29 Глава 2 Моделирование энергетических характеристик ПГУ-450Т на тренажере 2.1. Краткое описание объекта исследования В качестве объекта исследования в диссертационной работе выбран энергетический блок ПГУ-450, представляющий собой бинарную парогазовую установку с двумя контурами давления пара, предназначенной для непосредственную выработки электроэнергии и тепла [1,2,11,12,18]. Основным и резервным топливом является природный газ. Парогазовый блок ПГУ-420/450, установленный на ТЭЦ-21, является модификацией блоков ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ г. С.-Петербурга, но имеет упрощенную тепловую схему, достигнутого за счет исключения из схемы блочной обессоливающей установки и испарительной установки для приготовления добавочной воды. Из-за отсутствия необходимости большой подпитки теплосети из конденсатора паровой турбины исключен встроенный пучок. Дополнительный подогрев сетевой воды в пиковых подогревателях (как это выполнено на ПГУ-450Т Северо – Западной ТЭЦ и Калининградской ТЭЦ-2), не предусматривается. Упрощенная тепловая схема ПГУ – 450 приведена на рис 2.1. В состав ПГУ-420/450 ТЭЦ-21 входит следующее оборудование: две газотурбинные установки типа ГТЭ-160 производства ОАО ЛМЗ с генераторами типа ТЗФГ-160-2МУЗ; два вертикальных двухконтурных барабанных котла-утилизатора типа П-116 разработки ОАО «ИК ЗИОМАР», производства ОАО «ЗиО Подольск»; одна паровая турбоустановка типа Т-125/150-7,3 производства ОАО СМ, филиал ЛМЗ с генератором типа ТЗФА-160-2УЗ производства ОАО СМ, филиал «Электросила»; вспомогательное общеблочное оборудование; автоматизированная система управления технологическими процессами. Газотурбинная установка (ГТУ) ГТЭ-160 является одновальным турбоагрегатом, работающим по простому термодинамическому циклу, при начальной температуре газа 1060 °С, температуре газа на выходе из турбины 544 °С. Электрическая мощность ГТУ составляет 150 МВт при коэффициенте полезного действия 33,8 % (при расчетных внешних 30 условиях - температура наружного воздуха 15 °С, давление 1,013 бар влажность 60 %,).Каждая газовая турбина может работать как на газообразном, так и на жидком топливе. Пуск ГТУ производится с помощью собственного электрического генератора, питаемого током переменной частоты, от тиристорного устройства. Камеры сгорания двухкорпусные, расположены вертикально справа и слева по ходу газа. Внутри корпусов находятся фронтовые устройства с восемью комбинированными (гибридными) горелками и пламенные трубы с внутренним покрытием из керамических плиток и устройством для изменения расхода воздуха в зону горения топлива. Рисунок - 2.1 Упрощенная тепловая схема энергоблока ПГУ-450 В каждой комбинированной горелке объединены: запальное устройство, диффузионная горелка, горелка с предварительным смесеобразованием и пилотная горелка. В работе всегда только или диффузионные горелки (при пуске и в начале нагружения ГТУ) или горелки с предварительным смещением и пилотные горелки (при больших нагрузках ГТУ). 31 Газовая турбина четырехступенчатая, температура газа на входе в турбину 1060 оС. Эта температура – расчетная, она определена по стандарту ИСО. Ей соответствует средняя температура на выходе из камеры сгорания (на входе в сопла турбины) 1125 оС и средняя температура торможения на входе в рабочие лопатки первой ступени турбины (в абсолютном движении) – 1105 оС. Направляющие и рабочие лопатки первой и второй ступеней турбины охлаждаются цикловым воздухом, отбираемым за компрессором. Охлаждающий воздух подается также в полости дисков 3 и 4 ступеней турбины, силовые ребра и стенки выходного диффузора. Некоторые параметры газовой турбины ГТЭ 160 приведены в табл. 2.1 Параметр Мощность на клеммах генератора, МВт Температура газов перед турбиной, °С Температура газов на срезе выхлопного патрубка, °С Расход газа на выходе из ГТУ, кг/с КПД на клеммах генератора, % Частота вращения вала, об/мин Содержание NOX в газе на выходе из ГТУ, без впрыска воды, мг/нм3 Требуемое давление газа перед ГТУ, МПа Таблица 2. 1 Значение 157 1060 537 509 34,4 3000 50 -2ГТ 25 -1ГТ 3,0 Осевой компрессор состоит из входного диффузора, 16 ступеней сжатия воздуха со спрямляющим аппаратом для уменьшения потерь давления на выходе и выходного диффузора. Система подачи воздуха в компрессор снабжена каплеотделителем и фильтром состоящими из фильтрующих пакетов, соответственно, 410 и 400 в каждом. Они образуют трехступенчатую фильтрующую систему. На случай увеличения сопротивления фильтрующей системы до 1600 Па (160 мм вод. ст.), которое считается предельно допустимым, система снабжена предохранительными клапанами с противовесами и электрообогревателями. Атмосферный воздух в количестве 500 кг/с (при температуре наружного воздуха +15 оС и атмосферном давлении 1,013 бар) засасывается компрессором ГТУ через комплексную воздухоочистительную установку (КВОУ), сжимается в нем до давления 1,1 МПа (11 кгс/см²) и с температурой около 320°С направляется в камеру сгорания ГТУ. Противообледенительная система работает в интервале температур 32 наружного воздуха( +5) – (-5) оС и представляет собой воздухо-воздушный подогреватель смешивающего типа, трубчатой конструкции. Греющий воздух отбирается от 3-ей ступени компрессора по трубопроводу, на котором расположены запорный и продувочный вентили и регулирующий клапан. Котлы - утилизаторы П–116 имеют вертикальную компоновку, два парогенерирующих контура (высокого (ВД) и низкого (НД) давления) с паровыми барабанами и с циркуляционными насосами (принудительной циркуляцией) в испарительных контурах. Сжигания топлива в котлах нет, пропуск выхлопных газов ГТУ через неработающий котел не допускается . По ходу газов в каждом котле последовательно располагаются пароперегреватель ВД (ППВД), испаритель ВД (ИВД), экономайзер ВД (ЭВД), пароперегреватель НД (ППНД), испаритель НД (ИНД) и газовый подогреватель конденсата (ГПК) (рис.2.2). После ГПК на входе в дымовую трубу в газоходе каждого котлаутилизатора установлена дождевая заслонка, препятствующая расхолаживанию поверхностей нагрева котла после останова блока. Пар после пароперегревателя высокого давления поступает в ЦВД, пар низкого давления подводится в камеру между 16 и 17 ступенями паровой турбины типа Т-125/150-7,4 производства ОАО «ЛМЗ». Расчетные и гарантийные показатели работы котла при температуре наружного воздуха минус 10,2 оС и при работе блока ПГУ на газообразном топливе в конденсационном режиме приведены в табл. 2.2 33 Рисунок - 2. 2 Технологическая схема котла-утилизатора Таблица 2.2 № п/п 1 2 2.1 2.2 2.3 3 3.1 3.2 3.3 4 5 Наименование параметра Нагрузка котла, % Контур высокого давления Номинальная производительность, т/ч /(кг/с) Давление пара на выходе, МПа Температура пара на выходе, oС Контур низкого давления Номинальная паропроизводительность, т/ч /(кг/с) Давление пара на выходе, МПа Температура пара на выходе, oС Температура уходящих газов, oС Аэродинамическое сопротивление, Па Величина 100 224/(62,22) 7,72 501,9 51/(14,17) 0,563 203,1 102,6 2718 Охлаждение дымовых газов до 100 oС достигается за счет применения газовых подогревателей конденсата (ГПК), расположенных на выходе из 34 каждого котла-утилизатора. После ГПК конденсат направляется в деаэратор. Питание деаэратора осуществляется паром низкого давления. Для исключения попадания входных труб ГПК в зону «точки росы», к конденсату перед ГПК с помощью насосов рециркуляции (РЦН) подмешивается нагретый в ГПК конденсат в таком количестве, чтобы его температура после смешения составляла не менее 60 oС. К указанным насосам также подключен водоводяной теплообменник (ВВТО), в котором осуществляется подогрев сетевой воды нагретым в ГПК конденсатом. Использование ВВТО позволяет более глубоко охладить дымовые газы и дополнительно получить 6-8 МВт теплофикационной нагрузки с каждого корпуса котла-утилизатора. Для каждого котла-утилизатора предусматриваются паровые байпасы паровой турбины по ВД и НД. На каждом байпасе ВД устанавливается быстродействующая редукционно-охладительная установка (БРОУ) рассчитанная на номинальный расход пара при работе паровой турбины с одной ГТУ. Регулирования давления и температуры пара в котле в рабочем диапазоне нагрузок не предусмотрено, блок рассчитан для работы при скользящих параметрах пара, определяемых температурой и расходом газов, поступающих в котел из ГТУ, а также режимом работы паровой турбины. Мероприятий по снижению выбросов NОx в котле нет, их концентрация в уходящих газах определяется работой камер сгорания ГТУ. В схеме блока применен деаэратор, работающий при давлении 0,4-0,7 МПа. Это упрощает конструкцию котла-утилизатора (нет экономайзера низкого давления и «кипящего» экономайзера), практически не снижая экономичность блока. Часть выработанного в контуре НД пара до поступления в турбину отбирается в деаэратор для осуществления деаэрации конденсата. Из деаэратора питательная вода электронасосами низкого давления (два рабочих, один резервный) подается непосредственно в барабаны НД, а электронасосами ВД (два рабочих, один резервный) – в экономайзеры ВД. Регулирование уровня воды в барабане НД осуществляется регулирующим питательным клапаном, установленным перед барабаном НД. Уровень воды в барабане ВД регулируется регулирующим клапаном, расположенным между барабаном и экономайзером ВД. Такое расположение регулирующей арматуры обусловлено необходимостью поддерживать давление в экономайзере ВД на уровне, исключающем кипение воды в обогреваемых трубах, особенно в режимах пониженных нагрузок ГТУ. Паровая турбина теплофикационная, типа Т-125/150-7,4 с 2-мя регулируемыми отборами пара, номинальной мощностью 161,6 МВт в конденсационном режиме и 128,6 МВт в теплофикационном режиме, 35 предназначена для непосредственного привода генератора типа ТЗФА-1602УЗ производства ОАО "Электросила", монтируемого на общем фундаменте с турбиной, и отпуска тепла на теплофикацию до 329,7 Гкал/ч при расчетной температуре наружного воздуха -2,2 °С. Параметры пара перед турбиной приведены в табл.2. 3 Таблица 2.3 № Наименование величины Размерность Величина п/п 1. Параметры пара контура ВД перед стопорными клапанами ЦВД: 1.1. давление, номинал. /мин.* МПа 7,225 / 4,0 1.2. температура, номинал. /макс. °С 512,7/545 расход пара, номинал. /макс. т/ч 453,6 / 525 / 130 1.3. /мин.* допуст. кг/с 126/145,8/36,1 2. Параметры пара контура НД: 2.1. давление, номинал. /мин.* МПа 0,534 / 0,47 2.2. температура, номинал. /макс. °С 221,7 / 250 расход, номинал./макс./мин.* т/ч 85,8 / 150 / 40 2.3. допуст. кг/с 23,83/41,67/11,11 3. Давление пара за ЦВД МПа 0,167 Температура охлаждающей 4. °С 24,4 воды Расчетное давление в 5. МПа 0,00843 конденсаторе * - мин. допустимые значения – при работе с одним КУ. Турбина имеет дроссельное парораспределение и рассчитана на работу в режимах постоянного и скользящих параметров пара обоих контуров и обеспечивает надежную и длительную работу при теплофикационном и конденсационном режимах работы. Из каждого контура котлов - утилизаторов пар поступает к двум блокам клапанов, состоящих из блоков стопорного (СК) и регулирующих (РК) (совмещенных для ВД и раздельных для НД) с сервомоторами. Перед СК между трубопроводами контуров ВД и НД каждого КУ имеются перемычки, позволяющие производить поочередную проверку работы СК на работающей турбине путем частичного или полного их закрытия. От блоков клапанов ВД пар поступает в нижнюю половину ЦВД по двум трубам. От блоков клапанов НД пар поступает в нижнюю половину ЦНД между 16 и 17 ступенями. Из ЦВД пар по двум перепускным трубам 36 направляется в ЦНД, а из него в конденсатор. На перепускных трубах установлены сепараторы для отделения влаги. ЦВД турбины выполнен двухпоточным, двухкорпусным с петлевой схемой течения пара и имеет 20 ступеней давления. Внутренний корпус объединяет 8 ступеней, диафрагмы остальных ступеней установлены в обоймах. ЦНД выполнен двухпоточным, двухкорпусным. В каждом потоке располагается 4 ступени давления. Перед третьими ступенями левого и правого потоков установлены поворотные диафрагмы, с помощью которых регулируется давление в теплофикационных отборах. К выхлопным патрубкам ЦНД приварены конденсаторы, соединенные между собой уравнительным патрубком. Турбина имеет 2 отопительных отбора, предназначенных для ступенчатого подогрева сетевой воды в теплофикационной установке, состоящей из подогревателей сетевой воды ПСГ-1 и ПСГ-2. Греющий пар подается из отбора на ПСГ-2; конденсат греющего пара через регулирующий клапан сливается в конденсатор 150-КП-10000-4 (производства ОАО «ЛМЗ»). Он имеет пароприемное устройство в верхней части конденсатора, встроенный пучок для подогрева подпиточной воды теплосети. В конденсатор подводится химочищенная вода (нормальный и аварийный добавок). Отсос воздуха из конденсатора ПТ осуществляется двумя основными эжекторами, пусковым эжектором и эжектором расхолаживания (производства ОАО «ЛМЗ»), из конденсатора пара уплотнений эжектором конденсата пара уплотнений (производства ОАО «ЛМЗ»). Питание паром деаэратора и эжекторов осуществляется из коллектора собственных нужд. Подогрев основного конденсата - в ГПК котловутилизаторов, необходимая температура конденсата для обеспечения запаса от вскипания его в контуре ГПК обеспечивается контуром рециркуляции с насосами рециркуляции ГПК. Генераторы ТЗФГ-160-2МУ3, ТЗФА-160-2У3 обеих газовых и паровой турбины соответственно выполнены с воздушным охлаждением. ПГУ-450Т снабжена быстродействующими редукционноохладительными установками высокого давления (БРОУ ВД) и редукционными установками низкого давления (РУ НД), отводящими пар в пароприемное устройство конденсатора при пусковых и аварийных режимах. Пароснабжение блочного коллектора собственных нужд (БКСН) обеспечивается контурами низкого давления котлов-утилизаторов и подпиткой пара из станционного коллектора собственных нужд (СКСН). 37 2.2. Краткое описание тренажера ПГУ-450 Тренажер представляет собой комплекс программных работающий под управлением ОС Windows. средств, Тренажер предназначен для эффективного решения следующих задач: - обучение и тренировка методам и способам видео-дисплейного управления и контроля за работой оборудования, с использованием проектного операторского интерфейса управления и отображения информации; - отработка оборудования; технологических алгоритмов пуска и останова - отработка возможных режимов работы оборудования; - настройка контуров регулирования и проведение комплексных ис пытаний систем автоматического регулирования; - проверка и отладка прикладных задач АСУ ТП. Особенность тренажера заключается в том, что, в отличие от реального объекта, здесь отсутствуют различного рода внешние возмущения, что дает возможность изучения природы технологических процессов в «чистом» виде, без искажений. Кроме того, возможность ускорения протекания технологических процессов в несколько раз делает тренажер незаменимым при изучении медленно протекающих или требующих длительного времени реализации на реальном объекте процессов. Также на тренажере можно отрабатывать новые технологические режимы, проводить разборку аварийных ситуаций, произошедших на реальном блоке, проводить обучение нового персонала. На кафедре АСУТП установлен тренажер энергоблока ПГУ-450Т, разработанный ЗАО «Тренажеры для электрических станций» [15-17]. Компьютерный тренажер, реализованный на локальной сети персональных компьютеров с процессорами Pentium-4 под управлением ОС LINUX, работает в реальном или ускоренном (в 3 раза) масштабе времени и охватывает основные режимы работы энергоблока. Он состоит из исполняющей системы, модели объекта управления и модели АСУТП (рис.2.3). 38 Рисунок – 2.3. Структурная схема компьютерного тренажера энергоблока ПГУ-450Т Исполняющая система тренажера включает в себя оболочки инструктора и оператора. Она позволяет загружать технологические состояния, контролировать процессы в модели объекта управления, реализованные в виде программ, написанных на специализированном языке. Инструктор обладает всей полнотой информации о моделируемых технологических процессах, органах управления, исполнительных механизмов, и имеет широкие возможности влиять на ход работы оператора (вплоть до изменения свойств модели объекта управления в реальном времени). Оболочка оператора по своим функциональным возможностям и по программной реализации является подмножеством оболочки инструктора. Ее реализация в рамках мультиоконной среды графической системы XWindows дает возможность отражать одновременно на экране компьютера любое количество фрагментов видеограмм, в том числе, перекрывающихся в некотором сложившемся в результате работы системы порядке. Модель объекта управления является основной программной составляющей компьютерного тренажера. В основу модели объекта управления положены дифференциальные уравнения баланса энергии (тепла), массы и количества движения для основных режимных компонентов энергоблока с учетом их распределенности по пространственной координате. Коэффициенты уравнений определены по конструктивным данным компонентов. Модель АСУТП состоит из пяти локальных моделей: управления ИМ; автоматического регулирования; технологических защит; технологических блокировок и сигнализаций. 39 Обмен информацией между моделями, а также внутри локальной модели для различных технологических процессов, происходит с разной частотой. Выбор частоты зависит от требуемой точности моделирования процессов, которая в свою очередь зависит от скорости их протекания. Для различных компонентов полной модели энергоблока моделируются основные технологические объекты, входящие в состав энергоблока, и процессы, протекающие при работе основного и вспомогательного оборудования в различных эксплуатационных и аварийных режимах. Ниже приведено краткое описание указанных моделей [15]: 1. Модель газотурбинной установки Модель газотурбинной установки (ГТУ) разбита на три части, каждая из которых представляет собой отдельный элемент: модель компрессора, модель газовой турбины и модель генератора. В модель компрессора включены участки направляющего аппарата, расходные и термодинамические участки ступеней компрессора. Расходные и термодинамические участки ступеней компрессора объединены в группы с одинаковыми массовыми расходами, то есть количество групп равно количеству точек сведения массовых балансов. Цифровая модель газовой турбины (ГТ) разбита на 4 части: 1.Расчет давлений за рабочими лопатками и сопловыми аппаратами (решетками ГТ) и расходов между ними: pout p 1 out Dвх Dвых d ; V out p 2 D K к pin in 1 out , pin (2.1) (2.2) где Dвх,Dвых –входящий и выходящий расходы; V - объем газового пространства решетки ГТ; out - плотность газов на выходе решетки ГТ; pin – давление газа на входе в ступень ГТ; in - плотность газа на входе в ступень ГТ; pout – давление газа на выходе ступени ГТ; Kк – конструктивный коэффициент. 2. Расчет КПД ступеней ГТ от степени сжатия компрессора и оборотов турбины, приведенные в материалах Siemens по ГТЭ-160, аппроксимированы функцией вида: (2.3) КПД К1 К 2 K 3 Pcт сж К 4 K 5 Pcт сж К 6 ogr01 К 7 N ГТ , где Pcт сж – степень сжатия компрессора; NГТ – относительные обороты ГТ; К1, К2, К3, К4, К5, К6, К7 – постоянные коэффициенты. 40 3.Термодинамический расчет решеток ГТ разбит на 2 части: расчет идеальных термодинамических параметров газов (все изменение внутренней энергии газов проходящего через решетку газа идет на выполнение работы); расчет реальных термодинамических параметров с учетом охлаждающего воздуха и КПД ступени ГТ. 4. Расчет мощности, вырабатываемой ГТ равняется сумме сработанной энергии в ступенях ГТ: 4 N ГТ c1 Fm сопл i dI сопл i Fm раб i dI раб i , i 1 (2.4) где Fm сопл i – массовый расход газов через сопловые аппараты i-ой ступени ГТ; dIсопл i – количество сработанной энергии в сопловых аппаратах i-ой ступени ГТ ; Fm раб i – массовый расход газов через рабочие лопатки i-ой ступени ГТ ; dIраб i – количество сработанной энергии на рабочих лопатках i-ой ступени ГТ ;с1 – коэффициент. Мощность, выдаваемая ГТУ N ГТУ N ГТ N затр комп N мех потерь , (2.5) где N затркомп затраченная компрессором мощность; Nмех потерь – мощность дополнительных механических потерь. 2. Модель котла-утилизатора В нормальном режиме работы (без разрывов трубопроводов) котлаутилизатора (КУ) смешение сред теплоносителей газового тракта и пароводяного тракта не происходит. Теплообмен между газами и пароводяной средой происходит через стенки трубчатых теплообменников, поэтому модель котла-утилизатора разбита на 2 участка: 1) Участок газового тракта; 2) Участок пароводяного тракта. Газовый тракт КУ рассмотрен как состоящий из следующих друг за другом участков, в которых расположены поверхности нагрева (теплообменники) пароводяного тракта. Для сосредоточенного элемента участка газового тракта уравнение теплового баланса записываем следующим образом: di Vг г г ,вых Fг iг ,вх iг ,вых нар S нар , j tг t m, j . (2.6) d В отличие от паросиловых установок, в ПГУ в котле-утилизаторе все поверхности нагрева размещаются последовательно друг за другом, и отсутствует лучистый теплообмен, что облегчает построение модели. Все теплообменники пароводяного тракта по ходу среды разбиты на ряд последовательных элементов, представляющих собой сосредоточенные 41 участки пароводяного тракта одинаковой длины. Пароводяной объем каждого элемента дополнительно разбит на 2 части. Система уравнений теплового баланса для элементарного теплообменника выглядит следующим образом: dicр 2 1 1 Q F iср iвх ; V ср 2 d di 2 1 1 Q F iвых iвх ; вых d V ср 2 (2.7) ΔM c dt m ΔQ a ΔS t t ; m m d t t ( p, i ); ( p, i ). где Iвых, Iвх, Iср - энтальпии на выходе, на входе и в середине элемента теплообменника; Q – количество теплоты подведенной к сосредоточенному элементу ; F – массовый расход пара (воды) ; ср - плотность пара (воды) в средней точке элемента ; V - внутренний объем элемента. В состав пароводяного тракта КУ входят барабаны ВД и НД, которые представляют собой не что иное, как насыщенные баки, в которых в нижней части находится вода на линии насыщения, являясь отчасти результатом конденсации пара и образуя уровень, а в верхней – пар, как результат испарения воды. Таким образом, модель барабана разбита на 2 части (2 пространства) - паровое и водяное, взаимовлияющие друг на друга. 3. Модель паровой турбины (ПТ) Расходные и термодинамические характеристики рассчитаны для групп ступеней с одинаковыми массовыми расходами. В модели ПТ выделено 6 групп ступеней: 1) внутренний ЦВД ПТ; 2) от поворотной камеры ЦВД до 17 ступени ЦВД (место ввода пара НД); 3) от 17 ступени ЦВД до выхода ЦВД (место отбора пара на ПСГ-2); 4) от выхода ЦВД до сепаратора пара в перепускных трубах; 5) от сепаратора пара до 22 ступени ЦНД (диафрагменного отбора пара на ПСГ-1); 6) от 22 ступени ЦНД до выхода ЦНД. Структурно цифровая модель ПТ разбита на 3 части: 1.Расчет давлений за группами ступеней ПТ и расходов между ними: 42 p 1 Dвх Dвых d ; V p p 2 D K к pin in 1 out . pin (2.8) (2.9) где V - паровой объем группы ступеней; Dвх – расход пара в группу ступеней ; Dвых – расход пара из группы ступеней; - частная производная плотности p по давлению; Kк – конструктивный коэффициент. 2.Термодинамический расчет групп ступеней ПТ; 3.Расчет мощности, вырабатываемой ПТ. 2.3. Проверка адекватности тренажера Основное требование, предъявляемое к тренажеру - адекватность, т.е. его соответствие реальному объекту. Адекватность оценивалась различными методами как для статических, так и для динамических процессов. Для статических процессов использовалась методика, суть которой в следующем: -подбирается архивная информация из реального объекта, а на тренажере моделировалась подобная ситуация и сравниваются результаты. Для учебного тренажера в соответствии с нормативными данными абсолютная погрешность моделирования допускается в пределах до 5% . Для тренажера, используемого для исследовательских задач, пока не существует общепринятой погрешности, поэтому принято следующая методика: 1. Если имеются экспериментальные данные, полученные на реальном объекте, то на тренажере моделируются условия работы объекта, максимально близкие к эксперименту и, если результаты на тренажере попадают в разброс натурных экспериментов (попадают в доверительный коридор), то такая модель считается адекватной реальному объекту; 2. Если имеются расчетные данные, например данные завода изготовителя или проектные данные в виде определенной зависимости или табличные данные, то соответствующий эксперимент проводится на тренажере и, если данные завода изготовителя попадают в разброс 43 результатов эксперимента на тренажере, то такая модель тоже считается адекватной. В качестве примера в табл. 2.4 и на рис.2.4 приведены данные по максимальной мощности ПГУ при изменении температуры наружного воздуха в интервале от +25 до ( – 5) °С по результатам опытов на тренажере и по данным ОАО «ВТИ» (проектные данные). Там же приведены данные по доверительному коридору по каналу «наружная температура воздуха – электрическая мощность», рассчитанные по опытным показателям тренажера. Как видно из приведенных графиков, проектные мощности попадают в доверительный коридор, что подтверждает адекватность тренажера для рассматриваемого примера. В таблице 2.4 приведены также данные по погрешности между опытными данными тренажера и рассчитанные по полученной на основании этих данных регрессионной зависимости. Аналогичные проверки по адекватности динамических процессов проводились на этом же тренажере разработчиками тренажера [15]. Таблица 2.4 Расчетные параметры N ПГУ N ПГУ (тр.) (мод.) МВт МВт -5 497,94 500,2 0 497,20 +5 488,27 t НВ Ошибка Доверит. Доверит. N ПГУ (пр) , % интервал интервал МВт (-) (+) -0,454 493,95 506,46 496,8 494,62 0,518 490,8 498,45 494,6 485,91 0,483 482,08 489,74 485,2 44 +10 472,91 474,07 -0,245 469,93 478,21 472,9 +15 456,58 459,1 -0,551 455,26 462,93 456,0 +20 440,76 440,99 -0,053 437,16 444,83 440,8 +25 421,00 419,76 0,294 413,50 426,02 418,0 В таблице приняты обозначения: N ПГУ (тр) – опытные данные, полученные на тренажере; N ПГУ (мод)-данные по регрессионной зависимости (3.1); Доверит. интервал +,- верхняя и нижняя границы доверительного коридора; N ПГУ (пр) – данные проектные. 45 Рисунок-2.4 Максимальная мощность ПГУ при изменении температуры наружного воздуха в интервале от +25 до ( – 5) °С Кроме этого, для проверки адекватности тренажерной модели при работе ПГУ на пониженных нагрузках мощность паровой турбины для нескольких нагрузок ПГУ рассчитывалась также по общепринятой методике, при этом при построении процессов расширения пара в цилиндрах турбины воспользовались значениями относительных КПД цилиндров, полученных при проведении опытов на тренажере. Проведенные расчеты показали, что расхождение между значениями мощности паровой турбины, полученные на тренажере и расчетным путем, не превышало 0,5%. 2.4. Исследование показателей работы ПГУ на пониженных нагрузках на тренажерной модели Парогазовая установка ПГУ-450Т, представляющая собой один из первых образцов ПГУ большой мощности в российской энергетике, достаточно хорошо исследована при ее работе на максимальной или близкой к ней мощностях [15], и мало исследована при работе ее на пониженных нагрузках. Недостаточное внимание уделено вопросам влияния температуры наружного воздуха на величину регулировочного диапазона ПГУ, способам расширения регулировочного диапазона, таким режимам, как порядок разгружения газовых турбин (равномерное или неравномерное) при сбросе 46 нагрузки ПГУ, оптимальное распределение суммарной нагрузки ГТУ между газовыми турбинами, перераспределение нагрузок между ГТУ и ПТ на частичных нагрузках; при разных температурах наружного воздуха. Практически не исследованы вопросы экономичности работы ГТУ и ПГУ в целом при их привлечении к регулированию частоты и мощности в энергосистеме. Необходимость решения указанных задач обусловлено необходимостью подготовки информации для оценки целесообразности привлечения ПГУ к регулированию мощности и частоты в энергосистеме. Сложность решения указанных задач во многом обусловлена отсутствием экспериментальных данных и сложностью моделирования и расчета показателей ГТ, КУ и ПТ на частичных нагрузках аналитическим путем. С целью получения таких данных в рамках диссертационной работы на тренажере энергоблока проведены эксперименты для оценки изменения основных показателей и технологических параметров энергоблока при разных нагрузках и температуре наружного воздуха с целью решения следующих основных задач: - получения зависимости основных технологических параметров ГТ, КУ, ПТ и ПГУ в целом от температуры наружного воздуха и нагрузки ПГУ; - получения зависимости энергетических показателей ПГУ от нагрузки при заданной температуре наружного воздуха; -определения соотношений мощностей ГТУ и ПТ при разных нагрузках ПГУ; -получения границы и величины регулировочного диапазона ПГУ в зависимости от температуры наружного воздуха, режима работы газовой турбины по температуре выхлопных газов; - анализа способов расширения регулировочного диапазона ПГУ и их сопоставительный анализ; - оптимального распределения общей нагрузки ГТУ между газовыми турбинами; - выбора оптимального порядка разгружения/нагружения газовых турбин при переходе с одной нагрузки на другую; - выбора оптимального алгоритма управления мощностью газовых и паровых турбин при участии ПГУ в НПРЧ и др. Анализ ранее проведенных исследований [15,18] показал, что основными параметрами, влияющими на энергетическую эффективность и маневренность оборудования ПГУ, являются: - параметры наружного воздуха (температура, атмосферное давление, влажность); - режим работы ПГУ – конденсационный, теплофикационный; 47 - состав работающего оборудования – полное (2ГТ+2КУ+ПТ) и неполное (1ГТ+1КУ+ПТ). - режим регулирования температуры газов на выходе из газовой турбины в пределах действия ВНА – регулятор включен и выключен; - способ регулирования давления пара высокого и низкого давлений – постоянное и скользящее; - способ распределения общей нагрузки ГТУ между газовыми турбинами при работе ПГУ на частичных нагрузках – равномерное и неравномерное; В диссертационной работе приняты следующие условия для исследований на тренажере: - учитывая требование системного оператора энергосистемы о необходимости рассмотрения регулировочного диапазона энергоблоков, привлекаемых к системным услугам при полном составе оборудования, основное внимание в работе уделено режимам работы ПГУ с полным составом оборудования; - рассматривается конденсационный режим работы энергоблока, как наиболее целесообразный режим для участия в регулировании частоты и мощности в энергосистеме, так как при работе ПГУ в теплофикационном режиме ее возможности регулирования мощности сильно ограничены; - из климатических параметров учитывается только температура наружного воздуха (предварительные расчеты показали, что влияние колебания атмосферного давления и влажности воздуха на характеристики ГТ незначительно – в пределах до 1,5-2%, тогда как влияние отклонения температуры воздуха в ту и другую от «базового» значения (15 0 С ) может достигнуть до 7-9%); - режимы работы конденсатора паровой турбины рассматриваются при постоянном расходе и температуре охлаждающей воды, т.е. давление в конденсаторе рассматривается как функция от расхода пара. Планирование экспериментов на тренажере для решения выше поставленных задач проводилось таким образом, чтобы охватить возможные режимы работы оборудования ПГУ в пределах регулировочного диапазона. В табл. 2.5 приведены некоторые сведения об основных опытах, проведенных на тренажере. 48 Таблица 2.5 Параметры №№ Исследуемый режим на тренажере N НАЧ N Кон МВт МВт МВт/мин Разгружение при постоянном 450 давлении пара высокого давления 360 11 450 320 11 450 250 11 450 230 11 400 230 230 11 11 450 360 11 450 320 11 450 250 11 450 230 11 400 230 230 11 11 400 11 360 11 450 320 11 Разгружение при регулировании 450 температуры газов на выходе из ГТ 450 на уровне 520 0 С 400 11 360 11 450 320 11 360 Разгружение при скользящем давлении пара высокого давления 360 Разгружение при регулировании 450 температуры газов на выходе из ГТ 450 на уровне 540 0 С 49 W Разгружение без регулирования 450 температуры газов на выходе из ГТ 450 400 11 360 11 450 320 11 Исследование и сравнение экономичности работы ПГУ при постоянном и скользящем Описание опытов приведено в главе 4 регулировании давления пара Исследование экономичности Описание опытов равномерного и неравномерного приведено в главе 4 распределения нагрузки ГТУ между газовыми турбинами Алгоритм проведения опытов на тренажере, согласованный с производителем тренажера ЗАО «Тренажеры для электростанций» состоит из следующих основных этапов: - установление на тренажере параметров внешней среды – температура наружного воздуха, атмосферное давление, влажность воздуха, расход охлаждающей воды в конденсаторе и др.; - установление начальной мощности ПГУ; - установление внутренних регулируемых параметров ГТ, КУ и ПТ в соответствии с исследуемой задачей – режим работы ГТ по регулированию температуры газов на выходе из ГТ, режим регулирования давлений пара высокого и низкого давлений и т.д.; - стабилизация параметров на всех участках энергоблока; - запоминание состояния тренажера для дальнейшего использования в других опытах; - перевод тренажера на другое состояние (разгружение, нагружение, и т.д.) в соответствии с исследуемой задачей с выбранной скоростью изменения нагрузки; - стабилизация параметров, запоминание состояния тренажера. Результаты части проведенных опытов в обобщенном виде приведены в таблицах приложения П.2. На основании этих данных для основных показателей ПГУ-450Т получены регрессионные уравнения, приведенные ниже. Часть регрессионных зависимостей для удобства их восприятия 50 приведены в ходе изложения материала диссертации. Применение теории регрессионного анализа для получения указанных зависимостей обусловлено следующими факторами: - наличием неизбежных случайных погрешностей при округлении результатов машинных расчетов, методических погрешностей и т.д; - хотя одним из преимуществ тренажерных моделей считается отсутствие возмущений, наличие небольшого числа ручных операций при переводе ПГУ из одного состояния в другое при повторении опытов в одинаковых исходных параметрах наблюдается некоторая рассогласованность результатов. Для минимизации погрешностей, связанных с указанными факторами, наиболее ответственные опыты повторялись несколько раз. Для получения регрессионных зависимостей в диссертационной работе использовались известные программные комплексы TSWIN для однопараметрических функций и TC3D2 - для двухпараметрических. Преимуществом их заключается в том, что на основании обработки табличных данных представляется на выбор большое количество зависимостей с различными коэффициентами корреляции, оставляя за автором выбор уравнения, исходя из удобства дальнейшего применения и желаемого значения коэффициента корреляции. Для функций с одной переменной коэффициент корреляции, показывающий степень наличия связи между входным и выходным параметрами, рассчитывается по выражению: x i n Ry / x i 1 x i n i 1 i i x yi y x y 2 i n i 1 i y , (2.10) 2 где xi , yi - текущие значения входного и выходного параметров (i=1,2,….,n); x , y - среднеарифметическое значение входного и выходного параметров. Для функций с двумя переменными рассчитывается коэффициент множественной корреляции: R y / x1x2 R y2 / x1 R y2 / x2 2 Rx1 / x2 R y / x1 R y / x2 1 Rx211 / x2 51 , (2.11) где частные коэффициенты корреляции между входными и выходным параметрами, а также между входными параметрами между собой, указанные в подстрочных индексах, рассчитываются в соответствии с (2.10). Исходя из вышеприведенного обоснования получения результатов опытов на тренажере при наличии малых возмущений, выбор вида регрессионной зависимости производился таким образом, чтобы коэффициенты парной и множественной корреляции имели значение не ниже 0,99, а абсолютная погрешность рассчитываемых показателей не превышала 0,5-1,0 % по сравнению с их опытными значениями. В нижеприведенных уравнениях использованы следующие обозначения: ГТ – газовая турбина; КУ – котел-утилизатор; ВД – пар высокого давления; НД – пар низкого давления; Р – режим ПТ с постоянным давлением пара; СК – режим ПТ со скользящим давлением пара; К – конденсатор. 1) Уравнения для газовой турбины: мощность ГТУ от расхода топлива B ГТУ (натурального, нм 3 / ч ) и температуры наружного воздуха, t НВ , 0 С (в интервале температур от 0 до + 30 0 С ), при равномерном распределении мощности ГТУ между газовыми турбинами и при регулировании температуры газов на выходе из газовой турбины на уровне 540 0 С 1,5 N ГТУ = 0,3459BГТУ 0,426t НВ 11,92 ,при BГТУ 66,0 (2.12) где BГТУ BГТУ ∙ 10 3 . мощность ГТУ от расхода топлива B ГТУ при температуре наружного воздуха 15 °C во всем диапазоне изменения мощности ГТУ: 1,172 N ГТУ = 1,87456BГТУ 86,96 ; (2.13) расход топлива на газовой турбине от ее мощности при температуре наружного воздуха 15 °C: 0,812 BГТ 0,6377 N ГТ 9,795 . (2.25) Для оценочных расчетов можно использовать более простые, линейные уравнения: N ГТУ = 4,522BГТУ 130,56 ; 52 (2.13-а) BГТ 0,2214 N ГТ 28,87 . (2.14-а) 2) Уравнения для котла-утилизатора (при температуре наружного воздуха 15 °C и равномерном распределении нагрузки ГТУ между газовыми турбинами): расход пара высокого давления (т/ч) от мощности ГТ при постоянном и скользящем давлении пара высокого и низкого давлений: D0 ВД .Р 0,00365 1.718 1,5 N ГТ 1 ; D0 ВД .СК 0,00376 1.5427 1,5 N ГТ (2.15) 1 ; (2.16) температура газов на выходе из газовой турбины (или на входе в котел утилизатор) от мощности газовой турбины: = 540 °C, t ГТ (2.17) - при N ГТ 96,5 МВт, t ГТ =296,25+2,556 N ГТ ; (2.18) – при 96,5 N ГТ 150 МВт, температуры пара высокого давления за котлом утилизатором при постоянном и скользящем давлении пара высокого и низкого давлений: – при 96,5 N ГТ 150 МВт t 0 ВД .КУ . 516,8 0,0273151,4 N ГТ , (2.19) min 0, 7074 N ГТ 96,5 МВт t 0 ВД .КУ . 237,6 11,247 N ГТ –при N ГТ ; (2.20) температура пара низкого давления на выходе из котла-утилизатора при постоянном и скользящем давлении пара высокого и низкого давлений: 0,823 t0 НД .КУ . 210,45 0,3826 N ГТ ; (2.21) Температуры пара на входе в паровую турбину рассчитывается с учетом потерь тепла в паропроводах: t 0 ВД . ПТ t 0 ВД .КУ t КУ ПТ ; t 0 НД . ПТ t 0 НД .КУ t КУ ПТ . давления пара высокого и низкого давлений за котлом утилизатором при скользящем давлениию 0, 446 P0 ВД .СК .КУ 0,114 0,8227 N ГТ ; 53 (2.22) 0, 5 P0 НД .СК .КУ 0,0389 0,04877 N ГТ ; (2.23) расход пара низкого давления (т/ч) от мощности газовой турбины при скользящем давлении пара высокого и низкого давлений: – при 65 N ГТ 150 МВт 3 D0 НДюСК 19,8N ГТ ln N ГТ 125,1N ГТ 182ln N ГТ 8,6 N ГТ 349,7 ; 2 (2.24) – при N ГТ 65МВт D0 НДюСК 9,563N ГТ 136,64 N ГТ 0, 5 3 2864 / N ГТ 0,0001276 N ГТ 597,22 ; (2.25) 3) Уравнения для паровой турбины (при температуре наружного воздуха 15 °C, равномерном распределении нагрузки ГТУ между ГТ, для скользящего регулирования давления пара высокого и низкого давлений и при давлении в конденсаторе в условиях постоянных расхода и температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор для конденсационного режима работы ПГУ): мощность турбины N ПТ .СК от мощности ГТУ N ГТУ : – при ее работе с полным составом оборудования: N ПТ .СК = 165,22 280605 ln N ГТУ , при N ПГУ >193 МВт; 2 N ГТУ (2.26) – при работе с неполным составом оборудования: 2 , при N ГТ 96,5 МВт. N ПТ .СК 3,4788 0,06516 N ГТ 0,0002064 N ГТ 2 (2.27) - давление пара перед паровой турбиной определяется с учетом потерь давления в паропроводе. 4) для ПГУ в целом: мощности ПГУ в зависимости от расхода топлива B ГТ (натурального, нм / ч ) и температуры наружного воздуха при постоянном и скользящем 3 давлениях пара высокого и низкого давлений: N ПГУ , Р 4,4844BГТУ 0,4293t НВ 122,9 , (2.28) N ПГУ ,СК 4,49BГТУ 0,4258t НВ 123,35; (2.29) 54 давления в конденсаторе турбины при постоянных расходе охлаждающей воды и ее температуре на входе в конденсатор независимо от способов регулирования давления пара высокого и низкого давлений и распределения мощности ГТУ между газовыми турбинами - как функция от суммарного расхода пара в конденсатор: PК 5,0965 1,518х10 5 D0 ВД D0 НД ; 2 (2.30) - как функция от мощности ПГУ: PК 4,904 0,009642 N ПГУ . (2.31) КПД ПГУ в зависимости от мощности ПГУ при постоянном и скользящем давлении пара высокого и низкого давлений: ПГУ .Р 130,66 483,98 , ln N ПГУ (2.32) ПГУ .СК 131,66 488,98 . ln N ПГУ (2.33) КПД ПГУ в зависимости от мощности ПГУ и температуры наружного воздуха при постоянном и скользящем давлении пара высокого и низкого давлений (при 5 t НВ 25 °C): ПГУ .Р 60,645 4278,9 2,21 , N ПГУ t НВ (2.34) ПГУ .СК 60,17 4094,1 1,649 . N ПГУ t НВ (2.35) доли ГТУ от общей мощности ПГУ (для условий, приведенных в п.3): ГТУ 0,45767 0,0004684N ПГУ ; (2.36) соответственно доля ПТ в общей мощности ПГУ ПТ 1 ГТУ 0,54233 0,0004684 N ПГУ . (2.37) Полученные регрессионные зависимости позволяют рассчитать основные показатели отдельных элементов ПГУ и ПГУ в целом с достаточной точностью для оценочных расчетов при работе ПГУ на пониженных нагрузках. 55 Выводы по первой главе 1.Приведено краткое описание объекта исследования – энергоблока ПГУ-450Т, сведения об основных энергетических показателях оборудования ПГУ, описание и характеристики тренажера этого блока, разработанного ЗАО «Тренажеры для электростанций», а так же основные положения моделирования технологических процессов, заложенных в основу разработки компьютерной модели оборудования ПГУ; 2. Изложены основные положения проверки адекватности тренажера реальному объекту для статических и динамических процессов, приведены примеры такой проверки; 3. Обосновано применение тренажера для моделирования показателей оборудования ПГУ и ПГУ в целом при работе ПГУ на пониженных нагрузках, дано описание планируемых экспериментов на тренажере и алгоритм работы на тренажере при их проведении; 4. Результаты проведенных опытов на тренажере использованы для получения регрессионных уравнений в виде зависимостей основных показателей ГТУ, КУ, ПТ и ПГУ в целом от температуры наружного воздуха, расхода топлива для различных режимов ГТ и паровой турбины. 56 Глава 3 Расширение регулировочного диапазона ПГУ- 450Т при работе ее в режиме регулирования электрической нагрузки с учетом температуры наружного воздуха. 3.1. Анализ факторов, ограничивающих регулировочный диапазон ПГУ450Т Как было показано выше, одной из важнейших характеристик маневренности энергетических блоков, в том числе и для ПГУ, для участия их в регулировании электрической нагрузки системы, является регулировочный диапазон нагрузок при неизменном составе работающего оборудования. Для определения условий и целесообразности участия энергоблока ПГУ-450 в регулировании мощности и регулировании частоты энергосистемы требуется определить значения максимальной и минимальной мощности ПГУ, т. е величину регулировочного диапазона, а также эффективность ее работы во всем диапазоне изменения нагрузки. Регулировочный диапазон ПГУ условно разделяется поддиапазона - при работе двух ГТУ и при работе одной ГТУ. на два В дальнейшем будем рассматривать только первый поддиапазон, потому что переход ПГУ в режим работы с неполным составом оборудования связан с остановом одной газовой турбины и одного котлаутилизатора, что с точки зрения участия ее в регулировании мощности и частоты в энергосистеме не желательно из-за возможного снижения надежности их работы. В общем случае электрическая нагрузка ПГУ равняется сумме мощностей газовых и паровой турбин, т.е. N ПГУ N ГТ 1 N ГТ 2 N ПТ , (3.1) а регулировочный диапазон при одинаковых характеристиках газовых турбин будет: max min max min N РД 2. N ГТ N ГТ N ПТ N ГТУ N ПТ N ГТУ , (3.2) max min , N ГТ где N ГТ - максимальная и минимальная мощность газовой турбины; max - мощность паровой турбины при работе ГТУ с максимальной N ПТ N ГТУ 57 min нагрузкой; N ПТ N ГТУ - мощность паровой турбины при работе ГТУ с минимальной нагрузкой. В отличие от паротурбинных установок, у которых регулировочный диапазон постоянная величина, у ПГУ он переменный, обусловленный переменными величинами как максимальной, так и минимальной нагрузок, как следствие их зависимости от параметров наружного воздуха (температура, влажность, атмосферное давление), что создает определенные сложности при оценке их значений. Наибольшее влияние из параметров наружного воздуха оказывает температура воздуха, в связи с чем она при проведении дальнейших исследований рассматривается как один из определяющих параметров. Мы будем исходить из заданного расхода газа, определенного заводом-изготовителем газовых турбин для максимальной их нагрузки, приведенных к нормальным условиям по влажности и давлению атмосферного воздуха. По результатам опытов, проведенных на тренажере, в табл. 3.1 приведены обобщенные данные максимальных мощностей ГТ, мощностей ПТ и ПГУ в целом в интервале изменения температур от -20 до +20 0 С . Там же приведены расходы натурального, условного топлива и удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии при работе ПГУ в конденсационном режиме. Таблица 3.1 № п/п Наименование величины, размерность t НВ , N ГТУ N ПТ N ПГУ B ГТУ B ГТУ bПГУ С МВт МВт МВт нм 3 / ч т.у.т/ч кгу.т/кВт.ч 1 +20 292,0 148,8 440,8 94930 109,14 0,2476 2 +15 306,6 150,0 456,6 95984 110,35 0,2417 3 +10 321,8 151,1 472,9 99045 113,87 0,2408 4 +5 335,8 152,5 488,3 102000 117,26 0,24015 5 0 344,1 153,1 497,2 103770 119,3 0,2399 0 58 6 -5 345,4 152,4 497,8 104170 119,76 0,2406 7 -10 346,5 151,2 497,7 104660 120,32 0,2418 8 -15 347,3 150,2 497,5 104890 120,59 0,2424 9 -20 347,3 150,2 497,5 104890 120,59 0,2424 На основании этих данных для дальнейших исследований получены следующие регрессионные уравнения для оценки максимальных значений нагрузок ПГУ, ГТУ и ПТ, как функции от t НВ : - при -5 < t НВ +25 0 С max 2 N ПГУ 494,64 1,43t НВ 0,0626t НВ ; (3.3) max 2 N ГТУ 341,96 1,379t НВ 0,057t НВ ; (3.4) 2 N ПТ 152,7 0,05t НВ 0,0056t НВ . (3.5) - при -20 < t НВ -5 0 С max 3 N ПГУ 498,05 0,00483t НВ 0,000167t НВ ; (3.6) max 2 N ГТУ 343,6 0,41t НВ 0,0113t НВ ; (3.7) 2 N ПТ 154,3 0,433t НВ 0,011t НВ . (3.8) Нижняя граница рабочего диапазона нагрузок ПГУ определяется следующими факторами: снижением надежности работы оборудования параметров пара за котлом – утилизатором; при снижении ухудшением экологических характеристик блока при работе на пониженных нагрузках; снижением экономичности оборудования блока при его работе на пониженных нагрузках. 59 Рассмотрим более подробно указанные факторы и влияние их на нижнюю границу регулировочного диапазона ПГУ-450. 1. Снижение надежности работы оборудования связано с не допустимостью (ограничение завода-изготовителя паровой турбины) работы паровой турбины при температуре пара контура высокого давления ниже 450 0 С , из-за увеличения при этом конечной влажности пара в зоне последних ступеней цилиндра низкого давления паровой турбины, и, как следствие, к появлению повышенного эрозионного износа рабочих лопаток и снижению надежности турбоустановки [18]. Так, опыты, проведенные на тренажера энергоблока ПГУ-450Т, показали, что при прочих равных условиях снижение температуры пара высокого давления до 440С приводит к снижению степени сухости пара за последней ступенью ЦНД до 0,86, что ниже разрешенной заводом изготовителем предельного значения – 0,88. Температура пара высокого давления за котлом утилизатором ( t 0 ВД .КУ ) связана с температурой газов на выходе из газовой турбины зависимостью: - Г П , t 0 ВД .КУ = t ГТ t ГТ (3.9) где Г П - величина недогрева температуры пара высокого давления (2030С в зависимости от нагрузки ГТ). Температура газов на выходе из газовой турбины зависит от нагрузки ГТ и режима работы регулятора температуры газов на выходе из ГТ, регулирующую степень открытия входного направляющего аппарата (ВНА). Принципиально возможны три режима работы газовой турбины. 1-й режим: снижение нагрузки ГТ от номинальной осуществляется с включенным регулятором температуры газов на выходе из ГТ. При этом сначала температура газов на выходе из ГТ поддерживается на уровне 539540 0 С путем прикрытия ВНА в соответствии со снижением расхода топливного газа. При определенной нагрузке ГТ (примерно 74-75% от максимальной) регулирующие возможности ВНА исчерпываются и дальнейшее снижение нагрузки ГТУ происходит при постоянном расходе воздуха, что сопровождается снижением температуры газа на выходе газовых турбин и соответствующим снижением температуры пара контура высокого давления на выходе из котла – утилизатора и перед паровой турбиной. 60 Рисунок - 3.2 Графики зависимости температуры газов на выходе из ГТ (1,2,3) и температуры пара высокого давления за КУ (4,5,6) от нагрузки газовой турбины 1, 5 - При включенном регуляторе с поддержанием t ГТ на уровне 539-540 0 С ; 2,4 - То же при t ГТ на уровне 519-520 0 С ; 3,6 - С отключенным регулятором температуры газов. На рис. 3.2 приведены характерные графики изменения температуры газов (1) на выходе из газовой турбины и температуры пара высокого давления на выходе из котла утилизатора (5) для указанного режима работы ГТ (при температуре наружного воздуха 15 0 С ). Как видно из приведенных графиков, при допустимой величине температуры пара высокого давления на выходе из котла утилизатора 455 0 С ( примерно на 5 0 С выше, чем на входе в паровую турбину) она достигается при расходе топливного газа 28100 н м 3 /ч, т. е примерно при нагрузке ГТ около 59% от максимальной мощности. 2-й режим: снижение нагрузки блока от номинальной осуществляется с отключенным регулятором температуры газов на выходе из ГТ при полностью открытой ВНА, т.е. без регулирования количества воздуха. В таком режиме работы ГТ при снижении нагрузки блока температура газов на выходе из ГТ и температура пара высокого давления на выходе из котла утилизатора снижаются пропорционально снижению топливного газа (рис. 61 3.2, кривые 3 и 6 ). По данным [15] данный режим является наиболее экономичным, обусловленным отсутствием в воздушном тракте компрессора сопротивления ВНА, но, как видно из приведенных графиков, допустимая температура пара высокого давления на выходе из котлаутилизатора достигается уже при расходе топливного газа 38000 н м 3 /ч, т. е при нагрузке ГТ 78% от ее максимальной мощности. Кроме того, снижение температуры пара во всем диапазоне изменения нагрузки ПГУ, как следствие снижения температуры выхлопных газов, приводит к ухудшению экономичности работы паровой турбины, в связи с чем использование этого режима ГТ при низких нагрузках ПГУ требует соответствующего обоснования. 3-й режим: Регулятор газов на выходе из ГТ поддерживает температуру на уровне 519-520 0 С , при этом на участке снижения температуры выхлопных газов от 540 до 520 0 С ВНА открыт полностью и снижение температуры газов и пара высокого давления соответствуют режиму 2. В дальнейшем до закрытия ВНА температуры газов и пара остаются постоянными, а после закрытия ВНА они снижаются в соответствии с режимом 1 (рис.3.2, кривые 2 и 4 ). Исходя из того, что при поддержании температуры газов на выходе из газовой турбины на уровне 520 0 С при разгружении от максимальной мощности до момента полного закрытия ВНА произойдет снижение экономичности работы паровой турбины, а при этом нижняя граница регулировочного диапазона остается на том же уровне, применение этого режима не целесообразно. Таким образом, для обеспечения надежной работы паровой турбины на пониженных нагрузках рекомендуется режим работы ГТ с включенным регулятором температуры газов на выходе из ГТ с поддержанием температуры газов во всем диапазоне действия ВНА на уровне 540 0 С , при этом нижний предел мощности ПГУ составляют около 60% от ее максимальной мощности (при температуре наружного воздуха 15 0 С ). При работе ПГУ с одной ГТУ границы диапазона уменьшаются примерно вдвое, т.е. при выше приведенных условиях регулировочный диапазон составит 30-50% от общей номинальной мощности ПГУ. Как видно из приведенных данных, нижняя граница регулировочного диапазона ПГУ при роботе ее с полным составом оборудования (59-60%) не совпадает с верхним пределом при работе ее с неполным составом оборудования (50%). Разрыв между ними составляет 9-10% от номинальной мощности ПГУ. 62 2.Ухудшение экологических характеристик при понижении нагрузки ГТ ниже 85 МВт (56,7% от максимальной мощности ГТ) в камере сжигания ГТУ происходит технологический переход из режима предварительного смешения в диффузионный режим горения, что приводит к резкому росту концентрации оксидов азота, а ниже нагрузки 60 МВт – еще и СО в дымовых газах (рис. 3.3) ; Рисунок - 3.3. Зависимость выбросов оксида азота и CO от мощности ГТ Чтобы иметь эксплуатационный запас для гарантированной работы оборудования в условиях режима предварительного смешения с минимальной эмиссией окислов азота в атмосферу, целесообразно по условиям минимальных концентраций вредных выбросов нижний предел регулировочного диапазона ограничить нагрузкой на 5-10 МВт выше той, при которой происходит смена режимов горения. Указанная нагрузка ГТУ, при которой осуществляется переход на диффузионный режим горения в камерах сгорания, не зависит от температуры наружного воздуха, однако мощность паровой турбины может несколько изменяться, что необходимо учесть при определении нижней границы блока. 63 Таким образом, по условию обеспечения экологических показателей ПГУ в допустимых пределах нижняя граница регулировочного диапазона ГТ и ПГУ составляют соответственно 56,7 и 60%. Как и в варианте с обеспечением надежности работы паровой турбины, между нижней границы регулировочного диапазона при работе ПГУ с полным составом оборудования и верхней границы при работе ее с неполным составом существует разрыв примерно на 10%. 3. Снижение экономичности оборудования ПГУ при ее работе на пониженных нагрузках обусловлено снижением экономичности ГТУ и, соответственно, блока в целом, в то время как КПД паровой турбины снижается медленнее. Снижение КПД ГТ связано с тем, что при снижении ее мощности доля мощности, потребляемая компрессором, увеличивается. Это подтверждается полученными нами зависимостями мощности паровой турбины от мощности блока. Обычно принято считать, что нагрузки турбин, входящих в состав ПГУ, находятся во взаимосвязи между собой: нагрузка паровой турбины составляет приблизительно половину от нагрузки газовой турбины, т.е. третья часть от мощности ПГУ в целом. Однако, на низких нагрузках мощность паровой турбины может оказаться несколько большей, чем половинная мощность ГТУ. Для иллюстрации в табл. 3.2 и на рис. 3.4 на основании данных, приведенных в [15] и полученных при проведении опытов на тренажере при работе ПГУ на пониженных нагрузках, приведены данные по доли мощности паровой турбины в общей мощности ПГУ. Как видно из приведенных данных, если при номинальной нагрузке доля мощности ПТ действительно составляет одна треть от общей мощности ПГУ (33,63%), то есть составляет половину мощности ПГУ, то при снижении нагрузки до уровня 50% от максимальной мощности ПГУ доля ПТ увеличивается до 43,36%.,т.е. составляет 76,6 % от мощности ГТУ. Таблица 3.2. N п/п Мощность ГТУ, МВт 1 2 3 4 310,300 300,300 286,322 274,781 Доля Мощность ПТ, Мощность мощности МВт энергоблока, МВт ПТ, % 153,097 463,397 33,038 150,300 450,600 33,363 147,473 433,795 33,996 144,946 419,727 34,533 64 5 6 7 8 9 262,644 249,738 236,351 222,231 207,616 142,213 139,453 136,317 132,985 129,322 404,857 389,191 372,668 355,216 336,938 35,127 35,832 36,579 37,438 38,382 10 192,187 125,479 317,666 39,500 11 129,77 99,430 229,3 43,362 При работе ПГУ с неполным составом оборудования соотношение мощностей ГТУ-ПТ несколько меняется. При работе ПГУ на максимальной нагузке 230 МВт доля паровой турбины составляет 32,53 % (74,8 МВт) , а на нижней границе регулировочного диапазона ПГУ – 154,7МВт доля паровой турбины составляет 38,38 %, (59,4МВт). Были проведены также исследования с целью выявления влияния температуры наружного воздуха на долю ГТУ в общей мощности ПГУ. Результаты этих исследований в обобщенном виде приведены в табл. 3.3. На основании этих данных получено регрессионное выражение для оценки доли ГТУ в общей мощности ПГУ: 3 ПГУ 0,61763 0,00215t НВ 8,159.10 10 N ПГУ ;( R 2 0,987, 1,0% ) (3.10) Рисунок – 3.4 Зависимость доли паровой турбины от мощности ПГУ (при температуре наружного воздуха 15 0 С ) 65 Таблица 3.3 Температура наружного воздуха Исследуемые параметры t НВ , 0 С Мощность ПГУ,МВт Мощность Доля ГТУ ГТУ, МВт 5 388,0 248,3 0,640 5 352,9 224,8 0,637 5 315,7 198,5 0,629 5 277,3 173,6 0,626 15 390,1 250,0 0,641 15 354,6 221,2 0,6238 15 319,5 195,0 0, 610 15 280,4 117,0 0,600 15 238,7 141,5 0,593 15 243,2 146,2 0,601 15 250 149,4 0,598 25 388,2 236,8 0,610 25 352,8 216,0 0,600 25 317,9 188,2 0,592 25 283,3 164,5 0,581 -5 315,5 207,8 0,659 -5 309,4 202,4 0,654 -5 296,1 195 0,650 66 -15 345,2 234,7 0,680 -15 339,6 231,8 0,682 -15 328,7 224,5 0,683 Анализ полученных данных показывает, что снижение температуры наружного воздуха приводит к увеличению доли ГТУ в общей мощности ПГУ. Так, при температуре +15 0 С доля ГТУ в общей мощности ПГУ составляет 66%, а при температуре (- 15 0 С ) – 68,2%. При постоянной температуре наружного воздуха при снижении нагрузки ПГУ доля ГТУ в общей мощности ПГУ уменьшается (рис. 3.4). Таким образом, колебания температуры наружного воздуха в течение часов суток приводит к изменению соотношения мощностей ГТУ и ПТ в общей мощности ПГУ и соответствующему изменению КПД ПГУ в целом. Этот фактор необходимо также учесть при планировании участия ПГУ в третичном регулировании электрической нагрузки энергосистемы. При нагрузках ГТУ, соответствующих режиму ГТ с закрытым ВНА, экономичность (КПД блока) падает также из-за снижения параметров пара высокого давления после котла-утилизатора, что приводит к снижению экономичности паротурбинной установки. Таким образом, после закрытия ВНА КПД ПГУ снижается по совокупности уменьшения КПД газовой и паровой турбин одновременно (рис.3.5). 67 Рисунок – 3.5 Зависимость КПД ПГУ от мощности ПГУ Четкого критерия определения нижней границы регулировочного диапазона по условию снижения экономичности не существует, однако в технической литературе рекомендуется в качестве его принять допустимое снижение КПД блока примерно на 5%. На основании уравнений зависимости КПД ПГУ от ее нагрузки (2.32) и (2.33) получено, что такое снижение при температуре наружного воздуха 15 0 С достигается при нагрузке ПГУ 289,5 МВт при работе ПТ на постоянном давлении пара высокого давления перед паровой турбиной и 294,6 МВт - при скользящем давлении, что составляет соответственно 65,5 и 64,3 % от номинальной мощности ПГУ, что находится в вышеприведенных пределах регулировочного диапазона по надежности работы ПГУ. Полученный диапазон по экономичности работы ПГУ носит условный характер, так как эффективность участия ПГУ в регулировании нагрузки и частоты в энергосистеме должно определяться с учетом системных факторов. 4. Снижение надежности снабжения паровых собственных нужд энергоблока собственным паром контура высокого давления через РОУ собственных нужд, в связи со снижением температуры пара. Данное ограничение определяет допустимое нижнее значение давления пара высокого давления при применении скользящего регулирования давления пара высокого давления на уровне 4,0 МПа. 68 Таким образом, основным ограничивающим фактором нижней границы регулировочного диапазона ПГУ является фактор надежности или допустимое значение температуры пара высокого давления перед паровой турбиной. Как было указано выше, величину нижней границы регулировочного диапазона рассчитывались при условии постоянства температуры наружного воздуха. Зависимость маневренных характеристик ГТ от температуры окружающей среды проявляется в том, что по мере повышения температуры границы обоих диапазонов нагрузок снижаются, а соответствующая им температура газов на выходе ГТ и температура пара на входе в паровую турбину повышаются. При понижении температуры окружающей среды имеет место обратное изменение: границы диапазона увеличиваются, а соответствующие им температуры газов на выходе ГТ и пара на входе в ПТ – снижаются. Таблица 3.4 Температура наружного воздуха, 0 С Температура Мощность пара высокого ПГУ, МВт давления, 0 С Мощность паровой турбины, МВт Мощность газовых турбин, МВт -5 455,5 296,2 101,2 195,0 -15 455,5 328,7 104,2 224,5 15 455.6 238.7 94.6 144,1 -5 462,3 309,4 104,0 205,4 -15 462,7 339,6 107,8 231,8 69 15 462.6 243.2 97,0 146,2 -5 470,1 315,5 107,7 207,8 -15 469,8 345,2 111,4 233,8 15 470.4 249.9 100.5 149,4 На основании данных, полученных на тренажере (табл. 3.4) для режима работы ПГУ с полным составом оборудования для мощности нижней границы регулировочного диапазона в интервале температур от -20 до +20 0 С получены следующие регрессионные уравнения при различных значениях допустимой температуры пара высокого давления при t 0 ВД 450 0 С : min 2 N ПГУ 293,1 1,4t НВ 0,00775t НВ ; (3.11) при t 0 ВД 460 0 С : min N ПГУ 292,0 3,227t НВ ; (3.12) min N ПГУ 298,2 3,198t НВ . (3.13) при t 0 ВД 470 0 С : В табл.3.5 приведены значения регулировочного диапазона для ПГУ450 в интервале температур наружного воздуха от -30 до +30 0 С . Как видно из приведенных данных, в зависимости от наружной температуры регулировочный диапазон меняется в довольно широких пределах. Максимальное значение регулировочного диапазона составляет примерно 202 МВт при температуре наружного воздуха около 0-0,5 0 С . При снижении температуры наружного воздуха до -30 0 С регулировочный диапазон уменьшается на 34,9 МВт, а при увеличении до +30 0 С - на 50,1 МВт. 70 Для оценки величины регулировочного диапазона ПГУ-450, как функции от температуры наружного воздуха, получено следующее регрессионное выражение: N РД 2 199,4 3,113t НВ 0,051t НВ 2 1 0,0172t НВ 0,000578t НВ . (3.14) Таким образом, при планировании участии ПГУ в регулировании мощности в энергосистеме учет зависимости регулировочного диапазона от температуры наружного воздуха является необходимым условием. Таблица 3.5 Температура наружного воздуха, 0 С №№ 1 2 3 Величина max N ПГУ -20 -10 0 +10 +20 +30 494,7 497,5 497,7 494,6 472,9 440,8 395, 4 ПГУ .СК ПГУ .P 52,85 53,25 52,92 52,84 52,27 51,35 49,9 52,64 52,72 52,72 52,64 52,08 51,17 49,7 min N ПГУ 328,1 318,0 306,3 293,1 278,3 262,0 244 66,3 59,3 max %от N ПГУ 4 -30 N РД 63,9 61,54 166,6 179,5 191,4 58,8 59,4 61,7 201,5 194,6 178,8 151, 4 Обобщая результаты приведенных выше исследований, можно констатировать две характерные особенности ПГУ при их участии в регулировании графиков электрической нагрузки станции и энергосистемы (участие в третичном регулировании): 1. Наличие между нижней границей регулировочного диапазона при работе ПГУ с полным составом оборудования и верхней границей при работе ее с неполным составом разрыва на 10% от номинальной мощности 71 ПГУ, в пределах которого эксплуатация энергоблока не допускается как по критерию надежности, так и по экологическим показателям. 2. Зависимость верхней (максимальной мощности) и нижней границ (минимально допустимой мощности) и регулировочного диапазона ПГУ от температуры наружного воздуха. Первая особенность создает определенные сложности как для эксплуатационного персонала, так и для диспетчерских служб, в связи с чем важными являются исследования, направленные на поиск технологических решений, направленные на уменьшение величины или устранения указанного разрыва. Вторая особенность требует учета такой зависимости при прогнозировании участия ПГУ в регулировании графиков нагрузки как в суточном, так и при долгосрочном (месячном, годовом) интервалах времени. 3.2. Способы расширения регулировочного диапазона ПГУ и их сравнительная оценка по экономичности Как было указано выше, отличительной особенностью ПГУ является зависимость ее показателей, определяющих величину регулировочного диапазона (максимальная мощность и допустимая минимальная мощность) от температуры наружного воздуха, что накладывает свои условия при сравнении эффективности различных способов расширения регулировочного диапазона ПГУ между собой и по сравнению с другими энергоблоками. Очевидно, что работа энергоблока на частичных нагрузках связана со снижением экономичности его работы (снижение КПД или увеличение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии). Для традиционных энергоблоков (КЭС,ТЭЦ) эффективность их работы в регулировании электрической нагрузки производится по величине потерь топлива, рассчитываемого по выражению; B bN bН N = bN N , (3.15) где bН , bN - удельные расходы топлива соответственно на номинальной мощности и на мощности N. 72 Распределение же общей нагрузки станции между параллельно работающими однотипными энергоблоками ( bН =конст) проводится по критерию минимума суммарных потерь топлива i n BСТ Bi min (3.16) i 1 Минимум функции (3.16) соответствует равенству характеристик относительных потерь топлива (ХОПТ) энергоблоков, равной значению производной функции потерь топлива по мощности при заданной мощности энергоблока ХОПТ ( N i ) = dBi . dN i (3.17) Особенность рассмотренных ниже технологических решений расширения регулировочного диапазона ПГУ заключается в следующем: 1. Расширение регулировочного диапазона ПГУ производится при постоянном расходе топлива на ГТУ за счет снижения мощностей газовой и паровой турбин; 2. Снижение мощности паровой турбины производится с определенной «базовой» мощности ПГУ, определяемой ограничениями по факторам надежности и экологии; 3. Снижение мощности ПГУ при постоянном расходе топлива на ГТУ приводит к потере экономичности вырабатываемой электроэнергии снижению КПД блока или увеличению удельного расхода топлива на выработку электроэнергии. С точки зрения выхода электростанции на рынок электроэнергии и мощности более представительным является удельный расход топлива, поэтому в дальнейшем он рассматривается в качестве определяющего показателя. По аналогии (3.13), с учетом вышеприведенных особенностей расширения регулировочного диапазона ПГУ критерием сравнения различных способов расширения регулировочного диапазона ПГУ между собой по экономичности может служить величина прироста удельного расхода топлива при снижении нагрузки ПГУ с «базовой» нагрузки на величину N РД , т.е. 73 bРД bN РД bN Б , (3.18) где bN Б , bN РД - удельный расход топлива соответственно при «базисной» мощности и мощности ПГУ при сниженной нагрузке N РД N Б N РД . При этом вместо ХОПТ энергоблоков может служить показатель «характеристика относительного прироста удельного расхода топлива» -ХОПУРТ bРД ((г/кВт.ч)/кВт), рассчитываемая по выражению: bРД dbРД N РД dN РД , (3.19) где bРД N РД - функция прироста удельного расхода топлива на ПГУ от величины расширения регулировочного рассматриваемого способа расширения определяемого по выражению: bРД N РД bПГУ N Б N РД bПГУ N Б = диапазона регулировочного BПГУ .Б B ПГУ .Б N Б N РД NБ N РД для диапазона, b ПГУ . Б N РД N РД N Б 1 NБ , (3.20) здесь BПГУ N Б - расход условного топлива на ПГУ при «базисной» мощности N Б ; bПГУ .Б - удельный расход топлива при «базисной» нагрузке. bПГУ .Б - удельный расход топлива при «базисной» нагрузке. Для учета температуры наружного воздуха выражение (3.20) примет вид: bРД b ПГУ .Б t НВ N РД N РД N Б t НВ 1 N Б t НВ , (3.21) где bПГУ .Б t НВ -удельный расход топлива при «базовой» мощности ПГУ N Б t НВ при заданной температуре наружного воздуха. Каждый из рассмотренных ниже способов расширения регулировочного диапазона имеет определенные границы, т.е. минимальное и максимальное значения величины снижения мощности ПГУ. Если требуемая системой величина регулировочного диапазона ПГУ больше, чем может обеспечить какой либо из рассматриваемых способов, то появляется 74 необходимость одновременного применения, как показали дальнейшие расчеты, двух способов расширения регулировочного диапазона из рассматриваемых. При регулировании нагрузки ПГУ возможны два варианта совместного применения двух способов разгружения ПГУ с «базовой» нагрузки: одновременное (или параллельное) и последовательное применение. В первом варианте получаем мощность разгружения, равную сумме разгужения ПГУ по рассматриваемым способам по отдельности, при этом в каждый момент времени: N РД , ПГУ N РД 1 N РД 2 , (3.22) при соблюдении границ изменения min max N РДj , N РДj N РДj j=1,2, (3.23) а в силу постоянства «базовой» мощности справедливо следующее соотношение N РД 1 N РД 2 . bРД . ПГУ bРД 1 bРД 2 = bПГУ .Б N N РД 2 РД 1 (3.24) При последовательном применении в начале разгружение ПГУ ведется на базе одного из способов (более экономичного), а затем, при исчерпании возможностей этого способа – за счет второго способа, при этом при разгружении ПГУ в пределах применения только первого способа N РД , ПГУ N РД 1 ; min N РД 1 N РД 1 max N РД 1. bРД . ПГУ bРД 1 . При переходе к применению второго способа max N РД , ПГУ N РД 1, max bРД . ПГУ bРД 1 (3.25) max b ПГУ . Б N РД 1 max N Б N РД 1 , (3.26) а затем max N РД , ПГУ N РД 1 N РД 2 75 (3.27) max bРД . ПГУ bРД 1 bРД 2 max bПГУ . Б N РД 1 N Б N max РД 1 bПГУ .Б N РД 2 (3.28) N Б N РД 2 Допустим, задана требуемая системой величина расширения регулировочного диапазона ПГУ - N РД . ПГУ , которая может быть достигнута применением двух независимых способов расширения регулировочного диапазона ПГУ , т е. N РД . ПГУ = N РД .1 + N РД .2 . (3.29) Прирост удельного расхода топлива на ПГУ при снижении ее мощности на величину N РД . ПГУ при постоянном расходе топлива составит bРД . ПГУ bN РД bN Б = N РД 1 = bПГУ .Б N РД . ПГУ N РД 1 N РД 2 B ПГУ .Б B B ПГУ .Б ПГУ .Б N РД . ПГУ NБ NБ N РД . ПГУ N РД 2 N РД . ПГУ . = (3.30) С другой строны, при применении каждого из рассматриваемых способов в отдельности приросты удельного расхода топлива в соответствии с (3.20) составят: bРД 1 bПГУ .Б N РД 1 N РД 1 и bРД 2 bПГУ .Б Поставив значения N РД .1 и N РД 2 N РД 2 . N РД .2 в (3.28), после несложных преобразований получим: bРД . ПГУ bРД 1 N РД 1 N РД , ПГУ bРД 2 N РД 2 N РД . ПГУ . (3.31) Сравнение между собой (3.24) и (3.30) показывает, что при последовательном применении способов расширения регулировочного диапазона суммарный прирост удельного расхода топлива больше, чем при параллельном их применении. В связи с этим в дальнейшем рассматривается параллельное применение способов снижения нагрузки ПГУ. При совместном применении нескольких способов расширения регулировочного диапазона величина расширения ПГУ составит: 76 j m N РД , ПГУ N РДj , (3.29-а) j 1 при соблюдении границ изменения min max N РДj N РДj N РДj , j=1,2, …m а в силу постоянства «базовой» мощности справедливо следующее соотношение j m bРД . ПГУ bРДj . j 1 В качестве критерия при оптимальном распределении предлагается использовать минимум функции (11) при определенном составе способов расширения регулировочного диапазона ПГУ. Таким образом, постановка задачи оптимального распределения требуемой N РД . ПГУ между величины расширения регулировочного диапазона рассматриваемыми способами следующая: требуется найти минимум функции j n bРД N РД . ПГГУ bРДj min, j=1,2…,n, n m (3.32) j 1 при условии j n N j 1 РДj N РД . ПГУ , j=1,2,….,n; (3.33) ограничениях min max N РДj N РДj N РДj ,j=1,2,….,n (3.34) Исходными данными являются: - температуре наружного воздуха - t НВ ; - «базовая» мощность ПГУ с учетом температуры наружного воздуха N Б t НВ ; - расхода топлива при «базисной» мощности ПГУ BГТУ N Б ; 77 - перечень способов расширения регулировочного диапазона с известными границами расширения регулировочного диапазона N РДj , j=1,2,…,m; - требуемой величины расширения регулировочного диапазона ПГУ N РД . ПГУ , Для поиска минимума функции (3.32) воспользуемся методом неопределенных множителей Лагранжа, для чего составим функцию Лагранжа j n j n j 1 j 1 F N РДj , b j + ( N РД . ПГУ N РДj ) min, (3.35) где -неопределенный множитель Лагранжа. Для поиска минимума (3.35) составим систему уравнений частных производных функции F от искомых переменных N РДj и (при j=2) bРД 1 F 0, ; N РД 1 N РД 1 (3.36) bРД 2 F 0, ; N РД 2 N РД 2 (3.37) F N РД . ПГУ N РД 1 N РД 2 0 . (3.38) Из решения полученной системы уравнений получим условие равенства ХОПУРТ, при котором достигается минимум функции (3.32): bРД 1 N РД 1 bРД 2 N РД 2 (3.39) При последовательном применении способов снижения нагрузки ПГУ оптимизируемая функция (3.30) будет иметь вид (при j=2): bРД N РД . ПГУ bРД 1 N РД 1 N РД , ПГУ bРД 2 N РД 2 N РД . ПГУ min. (3.40) Функция Лагранжа примет вид; j 2 N Б N РДj j 1 N Б N РД . ПГУ F N РДj , bРДj j 2 ( N РД . ПГУ N РДj ) min, j 1 78 (3.41) Для поиска минимума (3.41) составим систему уравнений первых производных по переменным N РДj и : F N РДj , N РДj F N РДj , (bРДj N Б N РДj N РД . ПГУ ) 0 N РДj j=1,2; (3.42) j 2 N РД . ПГУ N РДj =0. (3.43) j 1 Решение полученной системы уравнений условию , (bРД 1 N Б N РД 1 N РД . ПГУ N РД 1 (bРД 2 ) = N Б N РД 2 N РД . ПГУ при m=2 соответствует ) = . N РД 2 (3.44) При заданной N РД . ПГУ получим: bРД 1 N РД 1 N Б N РД 1 bРД 1 bРД 2 N РД 2 N Б N РД 2 bРД 2 . (3.45) Таким образом, для получения оптимального решения (3.30) и (3.40) необходимо располагать функциями прироста удельного расхода топлива от величины расширения регулировочного диапазона для рассматриваемых способов расширения регулировочного диапазона ПГУ. Для иллюстрации ниже приводится результаты исследования применения нескольких способов расширения регулировочного диапазона ПГУ при «базисной» нагрузке ПГУ 210МВт и сравнение их между собой по экономическому критерию при различных значениях требуемой величины снижения мощности ПГУ при условии сохранения полного состава оборудования ПГУ. Выбор «базовой» нагрузки 210 МВт обусловлен тем, что при этой нагрузке температура пара высокого давления соответствует минимально допустимому ее значению. Рассматриваются 3 основных способа расширения регулировочного диапазона на блоках ПГУ: 1.Способ, предложенный ВТИ [11,20]. 79 Суть предложения заключается во включении системы антиобледенения (АОС) ГТУ на низких нагрузках ПГУ во всем диапазоне температур наружного воздуха при условии поддержания температуры пара выше величины 440 0 С . Это приводит к снижению температуры газов, вследствие затрат части тепла топлива на прогрев наружного воздуха перед его подачей в компрессор и снижению нагрузки газовой турбины на 7-8 МВт, паровой турбины -2-3 МВт и ПГУ в целом - на 16-19 МВт. Этот метод позволяет расширить регулировочный диапазон примерно на 4%, но при этом происходит снижение КПД газовой турбины на 1,4-1,6%, снижается также экономичность паровой турбины на 1,3-1,7% вследствие снижения температуры пара высокого давления. По ПГУ в целом снижение КПД составляет 4,0 – 5,0%. В табл.3.4 приведены результаты расчетов по снижению КПД ПГУ в зависимости от наружной температуры при работе паровой турбины на скользящем давлении пара высокого и низкого давлений и потери топлива, обусловленные снижением КПД ПГУ при включении системы антиобледенения во всем диапазоне изменения температуры наружного воздуха. Таблица 3.4 Температура наружного воздуха, С 0 № № 1 Величина max N ПГУ , -30 -20 -10 0 +10 +20 +30 494,7 497,5 497,7 494,6 472,9 440,8 395,4 328,1 318,0 306,3 293,1 278,3 262,0 244 66,3 59,3 МВт 2 min N ПГУ max %от N ПГУ 3 63,9 61,54 58,8 59,4 61,7 N ГТУ , МВт 200,6 192,9 184,0 80 175,7 163,1 152,2 140,5 min BПГУ N ПГУ 3 ту.т/ч 84,36 82,43 87,9 85,0 82,1 78,6 74,91 0,232 0,230 0,232 6 0,232 0,234 0,239 0,246 4 9 1 max bПГУ ( N ПГУ ) кгу.т/кВт.ч 4 bПГУ 5 6 0,257 N N 0,274 min bПГУ N ПГУ min ПГУ РД N РД ,МВт 19,8 0,259 0,287 0,277 0,306 0,290 0,295 0,300 0,307 0,311 0,316 0,322 0,328 19,9 19,9 19,8 18,9 17,6 18,0 19,0 21,0 21,0 22,0 15,8 bРД , г/кВт.ч 17,0 21,0 Как видно из приведенных данных, включение системы антиобледенения в летний период менее экономично, чем в зимний период. Известно, что завод изготовитель газовой турбины включение САО рекомендует только в интервале температур от +5 до - 5 0 С , в связи с чем применение во всем диапазоне изменения температур несколько сомнительно. При «базовой» мощности 210 МВт и температуре наружного воздуха 0 15 С включение САО снижает мощность ПГУ в целом на 16 МВт, при этом прирост удельного расхода топлива составляет 25,3 гу.т/кВт.ч. 2.Способ, предложенный каф.АСУТП НИУ «МЭИ» [47-49]. Суть способа заключается в том, что предлагается перевести часть ступеней ЦВД паровой турбины (до подачи пара низкого давления) в малопаровой режим (МПР). Под МПР условно понимается такой режим работы ступени или группы ступеней турбины, при котором в ступенях отсутствует положительный теплоперепад в движущемся вдоль проточной части потоке пара, который в этом случае подается специально для охлаждения ступеней (или он возникает вследствие протечки пара уплотнения). Для предложенной схемы в качестве охлаждающего пара используется пар низкого давления, который по схеме противотока двигается от 16-й ступени ЦВД к 1-й ступени и далее сбрасывается в ЦНД паровой турбины. Пар высокого давления, ранее поступавшего в головную часть ЦВД, сбрасывается частично 81 (20,4кг/с) через специальный теплообменник в линию подачи пара низкого давления, частично (53,27кг/с) – в проточную часть ЦНД (рис. 3.6). Параметры ПГУ для предложенной технологической схемы: - Мощность ПГУ до и после перевода в МПР – 210 и 179,6 МВт; -Мощность паровой турбины до и после перевода в МПР – 85,6 и 55,2 МВт; - Расширение регулировочного диапазона ПГУ–30,4 МВт (6,75% от номинальной мощности ПГУ); - Удельный расход условного топлива ПГУ при «базовой» нагрузке (при температуре наружного воздуха 15 0 С ) – 0,307 кгу.т/кВт.ч; - Удельный расход условного топлива ПГУ в режиме МПР - – 0,3589 кгу.т/кВт.ч. Таким образом, данный способ по своей экономичности значительно уступает способу включения системы антиобледенеия (при 15 0 С для этого способа относительный прирост удельного расхода составляет 1,18(гу.т/кВт.ч)/кВт), но позволяет значительно большее расширение регулировочного диапазона ПГУ и сократить приведенную выше недопустимую область ее работы. Преимущество этого способа заключается также и в том, что при этом ГТУ работает в штатном режиме без ухудшения экологических характеристик. В штатном режиме работают также котлыутилизаторы, соблюдаются все требования надежной работы паровой турбины. Недостатком такого режима, помимо низкой эффективности, является то, что он может применяться как способ резервирования мощности ПГУ, но не как способ регулирования мощности, а также необходимость проведения конструктивных и схемных изменений в тепловой схеме паровой турбины. Необходимо также решать проблемы автоматизированного плавного перевода турбины в МПР и обратно, в нормальный режим работы без скачков нагрузки. 82 Рисунок - 3.6 Упрощенная схема перевода части ЦВД паровой турбины Т125/150 в малопаровой режим 3. Способ регулирования нагрузки паровой турбины с применением обводного парораспределения путем сброса части пара высокого давления в линию подачи пара низкого давления, предварительно снизив давление пара в РОУ и его температуру в пароводяном теплообменнике ТО до соответствующих параметров пара в паропроводе низкого давления (рис. 3.6 ). В качестве охладителя в пароводяном ТО используется основной конденсат с конденсатора турбины. Расход пара высокого давления, подаваемого в турбину по линии пара низкого давления, можно постепенно увеличить, пока общий расход пара низкого давления станет равным максимально допустимому расходу – 150т/ч (41,67кг/с). Остальная часть пара высокого давления подается по штатной схеме в ЦВД турбины. Такой способ дает небольшое изменение мощности ПТ – при допустимом максимальном сбросе пара в линию подачи пара низкого давления – около 5МВт. При необходимости большего разгружения турбины можно задействовать линию сброса пара высокого давления в ЦНД, предварительно снизив давление и температуру пара до необходимых величин. Такой режим можно использовать до момента, когда расход пара высокого давления, подаваемого по штатной схеме в ЦВД, достигнет минимально допустимой величины – 50т/ч. Такой способ может быть применен в пределах снижения мощности ПТ на 35-36МВт по отношению к «базовой» мощности ПТ. Разновидностью этих способов является совместное их применение. 83 Расчеты для оценки показателей ПТ и ПГУ при применении обводного парораспределения проведены при следующих условиях: - исходное параметры ПТ и ПГУ соответствует вышеприведенным параметрам способа 2; - показатели ПТ определены на основе расчета проточной части ПТ с учетом изменения КПД ЦВД паровой турбины при неизменном КПД ЦНД и давления в конденсаторе; - при сбросе пара высокого давления в линию подачи пара низкого давления через пароводяной теплообменник подогрев основного конденсата в теплообменнике учитывалось снижением отбора пара низкого давления с соответствующим увеличением мощности ПТ; - влияние впрыска основного конденсата на линии сброса пара высокого давления в ЦНД учитывалось соответствующим увеличением расхода пара через ЦНД. Ниже приводятся описание и результаты расчетов некоторых режимов обводного парораспределения. Режим 3.1. Сброс части пара высокого давления через РОУ и пароводяной теплообменник (рис. 3.6) в линию подачи пара низкого давления в максимально допустимом количестве - 20,05 кг/с, при этом расход пара низкого давления равняется максимально допустимому расходу – 41,67кг/с (150 т/ч); остальной расход пара высокого давления в количестве 53,27 кг/с (191,8т/ч) поступает в ЦВД по штатной схеме. Расчеты показали, что при этом мощность паровой турбины снижается на 4,9 МВт. Таким образом, этот способ можно применить для расширения регулировочного диапазона ПГУ в пределах от 0 до 4,9-5,0 МВт. Режим 3.2. Часть пара высокого давления в количестве 20,4кг/с сбрасывается через РОУ в ЦНД, при этом он предварительно охлаждается до температуры пара на входе в ЦНД путем впрыска основного конденсата из конденсатора. Остальная часть пара высокого давления в количестве 53,28 кг/с поступает в ЦВД по штатной схеме. Мощность ПТ снизилось на 9,2 МВт. При сбросе пара высокого давления по этой схеме в максимальном количестве (59,78кг/с) при подаче пара высокого давления по штатной схеме в ЦВД в минимально допустимом количестве – 13,89 кг/с (50т/ч) снижение мощности ПТ составило 36,4 МВт. Таким образом, снижение мощности ПГУ таким способом возможно в пределах от 0 до 36,4 МВт. Режим 3.3. – совместное параллельное применение для определения максимальной величины разгружения ПГУ при совместном применении режимов 3.1 и 3.2, В пределе подача пара высокого давления в ЦВД по штатной схеме в ЦВД может быть снижена до допустимой величины – 13,89 84 кг/с (50т/ч), сброс пара высокого давления в линию пара низкого давления может быть увеличен до максимальной величины, как в режиме 3.1, т.е. до 20,05кг/с, остальная часть пара высокого давления - сброс в ЦНД - 39,38 кг/с. Мощность паровой турбины снижается до 62,1 МВт, мощность ПГУ составляет 186,5 МВт и таким образом, регулировочный диапазон мощности ПГУ увеличивается на 23,5 МВт. Оптимальное распределение сбрасываемого пара высокого давления по потокам в промежуточных режимах рассматривается ниже. В таблице 3.5 приведены результаты расчетов показателей паровой турбины и ПГУ в целом для указанных режимов работы ПТ по приведенной технологии разгружения турбины при различных соотношениях расходов пара высокого давления, сбрасываемого в линию подачи пара низкого давления и в ЦНД. Для сравнения в табл. 3.5 приведены также соответствующие данные для режимов с включенной системой антиобледенения (САО) и МПР (при температуре наружного воздуха 15 0 С ). Приведенные расчеты показывают, что при вышеприведенных исходных условиях работы ПГУ при мощности 210 МВт совместное использование приведенных способов расширения регулировочного диапазона ПГУ позволяет значительно уменьшить нижнюю границу регулировочного диапазона и регулировать нагрузку ПГУ в достаточно широких пределах при ее работе в полном составе оборудования с обеспечением требуемых эксплуатационных условий по экологии и надежности. Таблица 3.5 Параметры D0НД Режи кг/с м ИС - D0ЦНД D0ВД N ПТ N ГТУ N ПГУ N РД bРД кг/с кг/с МВт МВт МВт МВт г/кВт.ч кг/кВт.ч 63,67 85,6 124,4 210 - - 85 - bРД 0,307 5 - 58,67 84,2 124,4 208,6 1,4 2,06 0,30906 53,67 83,4 124,4 207,8 2,2 3,25 0,31025 43,62 80,7 124,4 205,1 4,9 7,334 0,31433 53,67 81,3 124,4 205,7 4,3 6,418 0,31341 8 20,05 43,62 76,4 124,4 200,8 9,2 14,066 0,32107 59,78 13,89 49,2 124,4 173,6 36,4 64,37 0,37137 10 43,67 77,3 124,4 201,7 8,3 12,633 0,31963 20,0 20 5 23,62 71,14 124,4 195,54 14,46 22,702 0,3297 20,0 39,38 5 13,89 62,09 124,4 186,49 23,51 38,702 0,3457 3.1 10 20,0 5 - 10 3.2 - - 10 3.3 86 САО - - 16,0 63,67 МПР 83,6 110,4 194,0 25,3 0,3323 55,23 124,4 179,63 30,37 51,9 0,3589 20,0 43,61 5 Обозначения: ИС-исходное состояние при «базовой» мощности ПГУ; D0НД -пропуск пара высокого давления в линию подачи пара низкого давления; D0ЦНД -пропуск пара высокого давления в цилиндр низкого давления; D0ВД - пропуск пара высокого давления в ЦВД по штатной схеме; 3.1,3.2,3.3 – режимы обводного парораспределения. На основании результатов расчета для оценки прироста удельного расхода топлива в зависимости от величины расширения регулировочного диапазона получены следующие регрессионные уравнения и соответствующие выражения для расчета ХОПУРТ: - для режима 3.1.: 1, 015 bРД .3.1 N РД 1,461N РД ( R 2 0,99995 ); (3.46) bРД 1 N РД 1 N РД 1 1,4829 N РД 0, 015 ; (3.47) N РД .3.1 4,9 МВт; - для режима 3.2.: 1,1014 bРД .3.2 N РД 1,2264N РД 0,028428, ( R 2 0,9997 ); bРД 2 N РД 2 N РД 2 1,351 N РД 0,1014 ; (3.48) (3.49) N РД .3.2 36,4 МВт; - для режима САО: bРД .САО N РД 1,582N РД ; (3.50) 87 bРД 3САО N РДСАО N РД 3САО 1,582; (3.51) N РДСАО 16,0 МВт; - для режима МПР: bРД .МПР 58,2 г/кВт.ч; N РД .МПР =30,37 МВт; bРД N РД =1,709 (г/кВт.ч)/кВт. (3.52) На основании этих уравнений на рис. 3.7 приведены графики относительных приростов потерь удельного расхода условного топлива при рассматриваемых способах расширения регулировочного диапазона ПГУ. Рисунок – 3.7 Графики характеристик относительных приростов удельного расхода условного топлива при применении способов обводного парораспределения (3.1, 3.2,, 3.3) и САО Выбор оптимальных способов разгружения ПГУ при параллельном применении способов расширения регулировочного диапазона ПГУ с использованием полученных регрессионных уравнений и учетом граничных мощностей рассматриваемых способов проводился в двух вариантах: только с применением обводного парораспределения (режимы 3.1 и 3.2) и с применением также САО. Результаты оптимизационных расчетов первого варианта приведены на рис. 3.8 в форме графиков разгружения ПГУ в зависимости от требуемой величины расширения регулировочного диапазона ПГУ. На этом же рисунке приведен график изменения прироста удельного 88 расхода топлива в результате оптимизации (режим 3.3). Прирост удельного расхода топлива, ХОПУРТ при оптимальном парораспределении этого варианта описываются следующими регрессионными выражениями: 1, 084 bРД .3.3 N РД 1,2603N РД 0,022, bРД 3.3 N РД 3.3 N РД 3.3 1,3658 N РД 0, 084 ; ( R 2 0,9997 ); (3.43) (3.44) N РД .3.3 23,5 МВт; Рисунок – 3.8. Графики оптимального распределения требуемой величины разгружения ПГУ между способами обводного парораспределения На рис. 3.9 приведены аналогичные графики для второго варианта, т.е. с применением, кроме режимов 3.1 и 3.2, также и системы антиобледенения. Таким образом, совместное применение режимов парораспределения 3.1 и 3.2 (без включения САО) обеспечивают снижение мощности ПГУ (нижнюю границу регулировочного диапазона) до 173,6 МВт (38,58% номинальной мощности), при этом регулировочный диапазон расширяется до 266,4 МВт (61,42% номинальной мощности), что соизмеримо с конденсационными энергоблоками на газовом топливе. Совмещение всех трех рассматриваемых способов расширения регулировочного диапазона (3.1,3.2 и САО) может 89 снизить минимальную нагрузку до уровня 157,6МВт (35% номинальной мощности). Рисунок - 3.9. Графики оптимального распределения требуемой величины разгружения ПГУ между способами обводного парораспределения и САО Выводы по третьей главе 1.Проведен анализ факторов, влияющих на величину регулировочного диапазона ПГУ с учетом температуры наружного воздуха, режимов работы ГТ и ПТ, определена необходимость разработки технологических решений, позволяющих расширить регулировочный диапазон ПГУ с целью максимального сокращения существующего между нижней границей регулировочного диапазона при работе ПГУ с полным составом оборудования и верхней границей при работе ее с неполным составом разрыва недопустимого интервала работы ПГУ в размере около 10% от номинальной нагрузки по условиям надежности и экологических показателей и обеспечения работы ПГУ с полным составом оборудования в как можно широком интервале изменения мощности ПГУ; 2.На основании экспериментов на тренажере получены регрессионные уравнения зависимости максимальной, минимальной нагрузок и регулировочного диапазона ПГУ от температуры наружного воздуха. 3.Показано, что колебания температуры наружного воздуха в течение суток приводит к изменению соотношения мощностей ГТУ и ПТ в общей мощности ПГУ и соответствующему изменению КПД ПГУ в целом. Этот 90 фактор необходимо также учесть при планировании участия ПГУ в третичном регулировании электрической нагрузки энергосистемы. 4.Для сравнения различных способов расширения регулировочного диапазона ПГУ между собой по экономичности предложен и обоснован новый критерий – минимум прироста удельного расхода топлива на выработку электроэнергии; 5.Проведен анализ известных и предложен новый способ расширения регулировочного диапазона ПГУ-450 путем сброса пара высокого давления частично в линию подачи пара низкого давления, частично – в ЦНД, проведены расчеты по определению показателей паровой турбины и ПГУ в целом; 6. Разработана методика выбора оптимальной последовательности разгружения ПГУ при параллельном и последовательном применении рассматриваемых способов расширения регулировочного диапазона ПГУ на базе равенства характеристик относительного прироста удельного расхода топлива. На основании проведенных оптимизационных расчетов определена очередность их параллельного применения в зависимости от требуемой величины расширения регулировочного диапазона по отношению к «базовой» нагрузке ПГУ при заданной температуре наружного воздуха. 91 Глава 4 Выбор оптимальных параметров и режимов работы оборудования ПГУ и ПГУ в целом в режиме регулирования мощности 4.1. Исследование экономичности применения скользящего регулирования давления пара высокого давления Как было указано выше, завод изготовитель паровой турбины Т125/150 рекомендует работу паровой турбины во всем регулировочном диапазоне на скользящем давлении пара высокого и низкого давлений. Эту рекомендацию подтвердили исследования, проведенные на тренажере ПГУ450 [15]. Вместе с тем при участии ПГУ в регулировании нагрузки и частоты энергосистемы возникает необходимость работы паровой турбины при постоянном давлении пара с целью получения возможности быстрой выработки дополнительной мощности на паровой турбине за счет открытия регулирующих клапанов ПТ. Такая необходимость возникает из-за большой разницы в инерционности переходных процессов газовых и паровой турбины. Применение такого способа требует своего обоснования, (что сделано в гл. 5) в том числе и по экономичности, для чего требуется исследование энергетических показателей ГТ, КУ, ПТ и ПГУ в целом при работе ПТ на пониженных нагрузках при постоянном и скользящем давлении пара высокого и низкого давлений. С практической точки зрения наибольший интерес представляют опыты при постоянном расходе топлива на ПГУ, при этом при переходе с постоянного давления пара на скользящее увеличивается мощность ПТ и ПГУ в целом (при отключенном регуляторе мощности ПГУ). Анализ ранее проведенных аналогичных исследований [15] показал, что использование комбинированного режима - скользящее регулирование пара высокого давления при постоянном давлении пара низкого давления с точки зрения увеличения мощности ПГУ по своей экономичности мало отличается от режима скользящего давления, поэтому при проведении опытов такие режимы не рассматривались. 92 На тренажере было проведено серия численных экспериментов (см. табл.2. ) при максимальном соблюдении следующих условий проведения опытов: - расход топлива на ГТУ поддерживается на постоянном уровне; - суммарная нагрузка ГТУ распределялась между ГТ1 и ГТ2; - постоянная температура наружного воздуха. Для соблюдения этих условий опыты проводились по следующему алгоритму: - полная стабилизация параметров на ГТ, КУ и ПТ на определенной нагрузке ПГУ с включенным регулятором давления пара перед ПТ «до себя»; - отключение регулятора пара; - стабилизация параметров. Таблица 4.1 Параметры энергоблока B ПГУ , нм / ч N ГТУ N ПТ ,МВт МВт P0 ВД N ПГУ / N ,МВ P0 ВД , МПа ПГУ / % 3 const 89,0 279 P0 ВД var 146,4 146,8 P0 ВД P0 ВД const var P0 ВД const var 425,4 425,8 7,13 0,4 78,01 221,3 132,4 133,4 193,1 125,1 126,6 318,2 319,7 7,16 1,6 56,27 125,6 87,9 92,2 P0 ВД P0 ВД const var 6,92 50,52 50,55 0,03 353,7 354,7 7,11 6,34 48,44 48,58 1,0 72,02 P0 ВД 213,5 217,8 7,13 93 0,14 6,04 47,22 47,44 0,22 4,48 40,54 41,35 5,3 66,00 167,1 111,3 113,3 278,4 280,5 7,14 0,79 5,45 42,45 42,77 2,1 75,12 207,5 127,9 129,1 335,4 336,6 7,12 1,2 57,9 130,9 91,5 96,0 222,4 226,9 7,10 4,5 0,32 6,18 47,8 47,97 0,17 4,93 41,62 42,46 0,76 В табл.4.2 для иллюстрации приведены некоторые обобщенные результаты проведенных исследований. При обобщении результатов экспериментов на тренажере частично использовались результаты ранее проведенных исследований на аналогичном тренажере разработчиками данного тренажера [15]. Как видно из приведенных данных, во всем рассмотренном диапазоне изменения нагрузок ПГУ применение скользящего регулирования давления пара при постоянном расходе топлива приводит к увеличению мощности паровой турбины и ПГУ в целом, и, как следствие, увеличению КПД ПГУ. Для удобства дальнейшего использования полученных результатов на основании проведенных исследований получены следующие регрессионные зависимости для оценки: - увеличения мощности ПТ при переходе с постоянного давления пара высокого давления на скользящее: N СК Р exp 4,355 0,01245N ПГУ .СК , (4.1) - увеличения КПД ПГУ (%) при переходе с постоянного давления пара высокого давления на скользящее: СК Р exp 2,711 0,01337 N ПГУ .СК . (4.2) Снижение удельного расхода условного топлива при переходе со скользящего на постоянное давление можно рассчитывать по выражению (гу.т/кВт.ч) 94 bСК Р 1228. СК Р . ПГГУ .СК ПГУ .СК СК Р (4.3) Полученные расчетные выражения позволяют оценить относительную энергетическую эффективность применения скользящего режима паровой турбины ПГУ. 4.2. Выбор режима регулятора температуры газов на выходе из ГТ при работе ПГУ на пониженных нагрузках При рассмотрении ограничений, связанных паровой турбины при снижении температуры пара определенной величины (гл.2) были рассмотрены турбины при включенной и отключенной температуры газов на выходе из газовой турбины. с надежностью работы высокого давления ниже режимы работы газовой системе регулирования Для оценки влияния этих режимов на экономичность работы ГТ и ПГУ в целом была проведена серия опытов на тренажере (см. табл.2.5) с целью определения энергетических показателей ГТ и ПГУ в целом. Эксперименты проводились с соблюдением следующих условий: - скорость изменения нагрузки – 11МВт/мин; - температура газов на выходе из газовой турбины в режиме включенного регулятора температуры газов – 540 0 С ; - температура наружного воздуха -15 0 С . Результаты проведенных исследований иллюстрированы графиками изменения мощности и КПД ПГУ в процессе разгружения и стабилизации процесса на рис.4.1. В табл.4.2, кроме абсолютных значений КПД ПГУ при разных нагрузках приведена также разность КПД ПГУ Как видно из приведенных данных, при включенным регуляторе температуры газов на выходе из газовой турбины КПД ПГУ несколько выше, чем при отключенном регуляторе. 95 а) б) в) Рисунок – 4.1. Графики изменения мощности и КПД ПГУ при разгружении ПГУ с 450 до 400 (а), 360 (б) и 320 (в) МВт с включенным (t=const) и 96 выключенным (t-var) регуляторе температуры газов на выходе из газовой турбины. Таблица 4.2 №№ Параметры ПГУ N ПГУ , МВт ПГУ t var ,% ПГУ t const ,% , % 1 450,0 50,65 50,65 0 2 420 50,10 49,96 0,14 3 400 49,42 48,96 0,46 4 370 47,93 47,21 0,72 5 320 46,60 45,0 1,6 Хотя при отключенном регуляторе во всем допустимом диапазоне работы паровой турбины КПД газовой турбины несколько выше, чем при включенном регуляторе (максимальная разность - 0,75%), более высокая эффективность ПГУ с включенным регулятором обусловлена тем, что снижение температуры пара высокого давления во всем диапазоне изменения нагрузки ПГУ при отключенном регуляторе приводит к снижению мощности и ухудшению экономичности работы паровой турбины. Таким образом, с точки зрения экономичности работы ПГУ использовать режим работы газовых турбин с отключенным регулятором при низких нагрузках ПГУ не рекомендуется. Вместе с тем при постоянном расходе топлива на ГТ отключение регулятора температуры газов на выходе из газовой турбины может привести 97 к некоторому увеличению мощности ГТ. Так, при мощности ГТ 120-125 МВт отключение регулятора газов может привести к увеличению ее мощности на 2,0 – 2,5 МВт, но при этом произойдет снижение мощности паровой турбины на 16-18 МВт. Это свойство ПГУ можно использовать при выборе технологии участия ПГУ в регулировании частоты в энергосистеме. Применение этого способа снижения нагрузки ПГУ при ее участии в регулировании нагрузки не имеет практического смысла, так как регулятор газов действует только в диапазоне работы ВНА. 4.3. Оптимальное распределение электрической нагрузки ГТУ ПГУ-450 между газовыми турбинами при работе ПГУ на пониженных нагрузках с полным составом оборудования Как правило, принято считать [15,20,43], что при работе ПГУ типа ПГУ-450 на пониженных нагрузках газовые турбины должны нести одинаковую нагрузку, равную половинной нагрузке ГТУ. Такое решение справедливо при предположении, что зависимости расхода топлива от нагрузки ГТ, расходов и параметров пара высокого и низкого давлений и других показателей котлов-утилизаторов и паровых турбин, определяющих общую мощность ПГУ, носит линейный характер. Однако анализ проведенных исследований на тренажере показал, что: - при работе ГТ на низких нагрузках (при ВНА = 0) имеет место более интенсивное снижение КПД ГТ и ПГУ в целом и нелинейная зависимость расхода топлива от ее мощности (см. (2.13), (2.14)); - зависимость температуры пара высокого давления, определяющая нижнюю допустимую мощность ГТ от мощности ГТ имеет кусочнолинейный, а при работе ее на низких нагрузках – нелинейный характер; - при снижении нагрузки ПГУ (при постоянной температуре наружного воздуха) меняется соотношение мощностей между ПГУ и ПТ, в сторону уменьшения доли ПГУ, что отрицательно сказывается на экономичность ПГУ в целом; Эти факторы и определяют необходимость исследования целесообразности применения режимов работы ПГУ при ее работе на пониженных нагрузках с неравномерным распределением общей нагрузки ГТУ между газовыми турбинами. Цель такого исследования – оценить экономическую эффективность такого режима по сравнению с равномерным распределением и возможность расширения при этом величины 98 регулировочного диапазона ПГУ по условию ограничения температуры пара высокого давления. Условием сопоставления двух режимов работы ПГУ – равномерное и неравномерное распределение общей нагрузки ГТУ между газовыми турбинами могут быть: - постоянный суммарный расход топлива на ГТУ; - одинаковая мощность ПГУ. В первом случае критерием оптимальности может быть максимальная мощность ПГУ при заданном расходе топлива, во втором случае – минимальный расход топлива при заданной мощности ПГУ. В обоих вариантах обеспечивается минимальный удельный расход топлива на выработку электроэнергии по ПГУ в целом, который и принят в качестве критерия оптимальности, при этом учитывая, что при выходе на рынок электроэнергии и мощности определяющую роль играет мощность ПГУ, условием сопоставления режимов принято условие равенства мощности ПГУ. Постановка задачи следующая: При заданной мощности ПГУ N ПГУ требуется найти минимум функции bПГУ B ПГУ N ПГУ min (4.4) при следующих ограничениях: BПГУ BГТ1 ( N ГТ1 ) BГТ 2 ( N ГТ 2 ) ; (4.5) N ПГУ N ГТУ N ПТ N ГТ1 N ГТ 2 N ПТ =const; (4.6) D0 ВД 1 ( N ГТ 1 ) D0 ВД 2 ( N ГТ 2 ) D0 ВДПТ ; (4.7) D0 НД 1 ( N ГТ 1 ) D0 НД 2 ( N ГТ 2 ) D0 НДПТ ; (4.8) t 0 ВД 1 N ГТ 1 t 0 ВД 2 N ГТ 2 40 0 С ; (4.9) t 0 ВД ≥ 430 0 С , P0 ВД 3,9МПа; P0 НД 0,45МПа 99 (4.10) (4.11) где BГТ1 ( N ГТ 1 ) , BГТ 2 ( N ГТ 2 ) - зависимости расхода топлива ГТ от их текущих нагрузок; D0 ВД 1 ( N ГТ1 ), D0 ВД 2 ( N ГТ 2 ), D0 ВДПТ - расходы пара высокого давления на выходе соответственно из 1-го и 2-го котлов утилизаторов и общий расход пара высокого давления на входе в паровую турбину, соответственно; D0 НД 1 ( N ГТ 1 ), D0 НД 2 ( N ГТ 2 ), D0 НДПТ - расходы пара низкого давления соответственно из 1-го и 2-го котлов утилизаторов и общий расход на входе в паровую турбину; t 0 ВЛД 1 N ГТ1 , t 0 ВД 2 N ГТ 2 , -зависимости температуры пара высокого давления перед перемычкой от текущей нагрузки ГТ; t 0 ВД - температура пара высокого давления на входе в паровую турбину. Наличие ограничения (4.9) обусловлено тем, что при работе газовых турбин на разных нагрузках расходы пара высокого давления и их температура на выходе из котлов утилизаторов будут отличаться между собой, при этом в соответствии с эксплуатационной инструкцией ПГУ максимально допустимый перекос температур перегретого пара ВД перед перемычкой между паропроводами высокого давления перед паровой турбиной составляет 40 0 С . Оптимизационные расчеты проводились для следующих условий работы ПГУ: - режим работы ПГУ – конденсационный; - температура наружного воздуха – +15 0 С ; - режим работы ГТ – с регулированием температуры газов на выходе из турбины (на уровне 540 0 С ); - режим работы паровой турбины - скользящее давление пара высокого и низкого давлений и постоянные расход и температура охлаждающей воды в конденсаторе. Исходными данными для поставленной задачи, кроме мощности ПГУ, являются функциональные зависимости и параметры ГТ, КУ и ПТ, входящие в состав системы уравнений и ограничений (4.5) –(4.11). Параметрами оптимизации являются мощности газовых турбин N ГТ 1 и N ГТ 2 . Решение поставленной задачи нелинейного программирования общепринятыми математическими методами оптимизации (метод Лагранжа, алгоритм динамического программирования, градиентные методы и др.) затруднено, несмотря на простой критерий оптимизации, из-за большого 100 числа ограничений и нелинейных функциональных зависимостей. В связи с этим в работе принят метод вариантных расчетов. Решение задачи в один этап осложняется тем обстоятельством, что изменение соотношения мощностей газовых турбин при постоянной мощности ГТУ приводит к изменению расходов и параметров пара (температуры и давления) высокого и низкого давлений, и как следствие, к изменению мощности паровой турбины и нарушению принятого выше условия постоянной мощности ПГУ. Для устранения этой сложности решение задачи проводится в 2 этапа - на первом этапе заданная мощность ПГУ распределяется между ГТ1и ГТ 2 с соблюдением приведенных выше условий и ограничений (4.54.11), кроме условия постоянства мощности ПГУ; - на втором этапе сравниваемые варианты приводятся к условиям по мощности ПГУ. равным Алгоритм первого этапа базируется на методе вариантных расчетов и состоит из следующих шагов: 1. Вычисляется доля ГТУ ГТУ при заданной мощности ПГУ по выражению ГТУ 1 ПТ 0,45767 0,0004684 N ПГУ (4.12) и мощность ГТУ N ГТУ ГТУ N ПГУ ; (4.13) 2. Принимается условно, что при неравномерном распределении мощность одной из ГТ, например, 1-й, больше, чем у второй ГТ. Задается нр мощность ГТ1- N ГТ начиная с 80%-ной нагрузки ГТ), 1 (например, рассчитывается для нее температура пара высокого давления на выходе из котла-утилизатора -1 по (2.19) или (2.20); 3. Задается разность температур пара высокого давления за котламиутилизаторами (40 0 С ) и вычисляется температура пара высокого давления на выходе из второго котла-утилизатора: t 0 ВД 2 t 0 ВД 1 40; 101 4. Вычисляется мощность ГТ-2, соответствующая этой температуре из выражения (2.31) нр N ГТ 2 t 0 ВД 2 237,6 ln 11 , 247 ; exp 0,7074 (4.14) 5. Рассчитываются расходы пара высокого давления D0 ВД 1 , D0 ВД 2 по выражению (2.16) и параметры пара на входе в паровую турбину; 6. Проверяется выполнение условия (4.10). Если оно не выполняется ( т.е. t 0ВД 2, <530 0 С ), возврат к п.2, увеличение мощности ГТ1 и повтор п.п. 25; 7. При выполнении условия (4.10) рассчитывается расход и параметры пара низкого давления, давление в конденсаторе, мощность паровой турбины и ПГУ в целом; 8. Рассчитываются расходы топлива на ГТ-1 и ГТ-2 при полученных мощностях по выражению (2.14), общий расход топлива на ПГУ; 9. Рассчитывается удельный расход топлива при распределении мощности ГТУ между газовыми турбинами; полученном 10. Рассчитывается мощность газовых турбин при равномерном распределении нагрузки между ними N ГТр 1 , N ГТр 2 по выражению р р N ГТ 1 N ГТ 2 1 нр нр N ГТ 1 N ГТ 2 ; 2 (4.15) 11. Определяется расход топлива на ГТ по выражению (2.14), общий расход топлива на ПГУ, мощность паровой турбины и ПГУ в целом; 12. Рассчитывается удельный расход топлива при равномерном распределении мощности ПГУ между ГТ; На втором этапе сравниваемые варианты приводятся к равным условиям по мощности ПГУ - для варианта с меньшим значением мощности ПГУ пересчитывается удельный расход топлива по выражению: N bЭ. ПР bЭ.М 1 N ПГУ .М 102 , (4.16) где N ПГУ ,М , bЭ.М -мощность и удельный расход топлива в варианте с меньшей мощностью ПГУ; N - разность мощностей ПГУ в сравниваемых режимах. Режим, соответствующий минимальному значению удельного расхода топлива, считается оптимальным при заданных мощностях ПГУ и ГТУ. Пункты 1-13 с определенным шагом снижения мощности ГТ1 повторяются для выбранного диапазона изменения мощности ПГУ (например, в пределах регулировочного диапазона). При необходимости аналогичный расчет можно провести и при других значениях разности температур пара высокого давления за котламиутилизаторами. Расчеты по приведенному алгоритму проводились в интервале изменения мощности ПГУ от 380 до 210 МВт. Для иллюстрации в таблице 4 приведены результаты оптимального распределения для трех нагрузок ПГУ ( нр – неравномерное распределение, р - равномерное распределение). На основании полученных результатов для определения КПД ПГУ при оптимальном распределении нагрузки ПГУ между газовыми турбинами при условии соблюдении вышеприведенных ограничений и условий получено следующее регрессионное уравнение: ПГУ .НР 137,24 517,6 Анализ полученных основные выводы: результатов 2 N ПГУ . позволяет (4.17) сделать следующие - в пределах нагрузки ПГУ 380-260 МВт равномерное и неравномерное распределение нагрузки ГТУ между газовыми турбинами с максимально допустимым перекосом температур перегретого пара ВД перед перемычкой (40 0 С .) равноэкономичны, при этом температура пара высокого давления перед турбиной при равномерном распределении на 1-2 0 С выше, чем при неравномерном распределении; - при дальнейшем снижении нагрузки в интервале 260-210 МВт неравномерное распределение несколько эффективнее (до 0,5-0,8 % по величине удельного расхода топлива на выработку электроэнергии, см рис.3, кривая 4), а температура пара высокого давления на 2-6 гр. выше, чем при 103 равномерном распределении, что позволяет расширить регулировочный диапазон ПГУ по ограничению температуры пара высокого давления перед паровой турбиной на 1,0-2,5 МВт. Таблица 4.3 Вели Размер чина ность N ГТ 1 1 2 3 нр р нр р 96,5 86,2 75 66,4 МВт 517,9 t0ВД 1 501 476 С 478,3 501 436 С 499 501 458 70 62.5 464 437 429 437 449 447,2 456,4 0 t0 ВД р 456,4 0 t0ВД 2 нр 456,4 С 0 N ГТ 2 МВт 76 86,25 57,8 66,4 55,0 62,5 N ГТУ МВт 172,5 172,5 132,8 132,8 125 125 112,5 114,4 93,6 95,1 89,8 91,2 29,86 28,113 26,28 28,113 56,14 56,226 214,8 216,2 N ПТ МВт 35,84 BГТ 1 33,59 31,02 29,03 н м3 / ч 31,25 BГТ 2 33,59 26,98 29,03 н м3 / ч 67,09 BПГУ 67,08 58,00 58,06 н м3 / ч N ПГУ МВт 285 286,9 104 226,4 227,9 235,4 bЭ 233,8 256,18 254,76 н м3 / МВт.ч bЭПР ПГУ н м3 / МВт.ч 233,84 233,8 256,18 256,66 45,68 45,68 41,72 41,64 % bЭ н м3 / МВт.ч - -0,04 - г/кВт.ч 261,25 261,35 262,94 40,895 40,648 - 1,59 0,552 - % 0,48 261,35 -0,01 - 7 0,19 1,83 0,6 Выводы по главе 4. 1. На основании исследований, проведенных на тренажере, определены количественные характеристики (увеличение мощности ПТ, увеличение КПД ПГУ, снижение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии) при переходе с постоянного давления пара высокого давления на скользящее давление при работе ПГУ на частичных нагрузках в пределах регулировочного диапазона; 2. При работе ПГУ в режиме регулирования нагрузки на основании опытов на тренажере получены количественные характеристики ГТ при возможных режимах работы регулятора температуры на выходе из газовой турбины, на основании которых дана рекомендация о целесообразности работы ГТ в пределах действия ВНА с постоянной температурой газов на уровне 540 0 С ; 3. Разработаны методика и алгоритм оптимального распределения текущей нагрузки ГТУ между работающими параллельно газовыми турбинами при работе ПГУ на пониженных нагрузках с учетом максимально допустимого перекоса температур перегретого пара ВД перед перемычкой между паропроводами высокого давления из двух КУ перед паровой турбиной в 40 0 С ; 4. На основании большого количества опытов, проведенных на тренажере, впервые для блока ПГУ-450 получены необходимые для решения поставленной оптимизационной задачи количественные характеристики ГТ и 105 ПГУ при равномерном и неравномерном распределении нагрузки ГТУ между двумя ГТ, на основании которых проведено оптимальное распределение по критерию минимума удельного расхода топлива на выработку электроэнергии; 5. На основании проведенных оптимизационных расчетов разработаны рекомендации по выбору оптимальных режимов работы ГТУ в пределах регулировочного диапазона ПГУ: в пределах нагрузки ПГУ 380-260 МВт равномерное и неравномерное распределение нагрузки ГТУ между газовыми турбинами равноэкономичны; при дальнейшем снижении нагрузки в интервале 260-210 МВт неравномерное распределение несколько эффективнее (до 0,5-0,8 % по величине удельного расхода топлива на выработку электроэнергии, а температура пара высокого давления на 2-6 гр. выше, чем при равномерном распределении, что позволяет расширить регулировочный диапазон ПГУ по ограничению температуры пара высокого давления перед паровой турбиной на 1,0-2,5 МВт. 106 Глава 5. Выбор оптимальных технологии и алгоритма управления мощностью ПГУ при участии ее в нормированном первичном регулировании частоты в энергосистеме 5.1. Системные требования к энергоблокам ПГУ при участии их в первичном и нормированном первичном регулировании частоты энергосистемы Парогазовые установки бинарного типа представляют собой новый тип энергетических установок, динамические характеристики которых значительно отличаются от динамических характеристик паросилового оборудования. Как объект регулирования мощности, ПГУ представляет собой сложную взаимосвязанную систему. Особенностью ПГУ -450 является то, что основной регулируемый параметр при ее работе в конденсационном режиме – электрическая мощность установки представляет собой сумму мощностей газовых и паровой турбины, при этом мощность ПТ зависит от суммарной мощности ГТ. Помимо электрической мощности ПГУ, являющейся выходным параметром для внешнего потребителя, важными, как было показано в предыдущих главах диссертации, являются также давление и температура пара перед паровой турбиной, определяющие надежность и экономичность ее работы на частичных нагрузках. Исследования участия ПГУ в системных услугах особенно актуально в виду того, что парогазовые установки, работающие в составе ТЭЦ-21 и ТЭЦ27 ОАО «Мосэнерго», с начала 2013 года впервые в Единой энергетической системе России начали оказывать услуги по нормированному первичному регулированию частоты (НПРЧ). В соответствии с требованиями системного оператора (СО-ЦДУ) к маневренности парогазовых установок их оборудование должно участвовать в первичном регулировании частоты и мощности [65]. Указанными требованиями определено участие ПГУ в виде частичных сбросов нагрузки в пределах регулировочного диапазона при подаче сигналов от регулятора скорости и внешних систем управления со скоростью, определяемой быстродействием системы регулирования паровой турбины на сброс нагрузки. При этом расчетное количество циклов изменений нагрузки за срок службы должно составлять не менее 10000. 107 Регулирование мощности газовых турбин осуществляется с помощью регуляторов мощности (РМ ГТ) путем воздействия на задатчики этих регуляторов (рис.5.1). Однако скорость изменения сигнала задания по N ГТ , ЗД мощности газовым турбинам ограничена и определяется быстродействием системы регулирования ГТУ входных направляющих аппаратов (ВНА) компрессоров, антипомпажных клапанов и запасом устойчивости компрессора ГТУ. При этом наибольшие проблемы с обеспечением необходимой скорости изменения нагрузки ГТУ, возникают при необходимости ее увеличения. Это связанно с тем, что для поддержания температуры дымовых газов на выходе ГТ расходы топлива и воздуха должны изменяться синхронно. В связи с этим из соображений надежности, как правило, ограничивают скорость воздействия на задатчики мощности ГТ на уровне 11 МВт/мин. Энергоблок ПГУ, работающий в режиме первичного регулирования частоты - (ОПРЧ, ОПРЧ и НПРЧ одновременно) должен осуществлять «следящий» за частотой сети режим первичного регулирования, то есть изменять мощность в зависимости от текущего отклонения частоты сети от номинального значения. При этом: 108 Рисунок – 5.1 Упрощенная технологическая схема ПГУ с элементами АРМ. 1,2 – газотурбинные установки; 3,4 - газовые турбины (ГТ); 5,6 - камеры сгорания (КС); 7, 8 - компрессоры; 9, 10 - регулирующие топливные клапаны (РТК); 11, 12 - внешние направляющие аппараты (ВНА); 13, 14 - котлыутилизаторы (КУ); 15 - паротурбинная установка ПТУ; 16 - паровая турбина ПТ; 17 – регулирующие клапаны ПТ; 18, 19,20 - электрогенераторы (ЭГ). при значениях частоты, не выходящих за пределы уставки, величина активной мощности ПГУ должна поддерживаться её системами первичного регулирования на заданном значении неограниченное время с точностью не хуже ±1 % от NПГУном; при устойчивом выходе частоты за пределы уставки блок должен выдать потребную первичную мощность с требуемой динамикой и точностью регулирования, рассчитываемую по формуле: N П 2 N ПГУ .ном f N , МВт S% (5.1) или N П % 200 f N , S% (5.2) где f N – расчетное отклонение частоты, Гц ( f N =0 при нахождении частоты в пределах уставки» первичного регулирования (50,00±Δƒ0); f N = ƒ – (50,00 + Δƒ0) – при повышенной частоте (Δƒр положительно); f N = ƒ – (50,00 – Δƒ0) – при пониженной частоте (Δƒр отрицательно); ƒ – текущее значение частоты, Гц; S – статизм первичного регулирования N П Г.н Уо –м номинальная мощность ПГУ, МВт ПГУ,%; ( номинальная мощность ПГУ при работе полным составом оборудования равна установленной мощности ПГУ); При скачкообразном отклонении частоты за пределы «мертвой полосы» первичного регулирования, вызывающем необходимость реализации первичной мощности (на загрузку или разгрузку) величиной 5% N ПГУ .ном и менее в пределах регулировочного диапазона, совокупность основного и вспомогательного оборудования ПГУ, режимы его работы, технологическая автоматика должны гарантированно обеспечивать динамику 109 изменения первичной мощности ПГУ не хуже следующей: 2,5 % N ПГУ .ном – за 15 с и 5 % N ПГУ .ном – за 30 с.; При скачкообразном отклонении частоты за пределы «мертвой полосы» первичного реализации первичной регулирования, вызывающем необходимость мощности более 5 % N ПГУ .ном , ПГУ должна гарантированно в пределах регулировочного диапазона выдать за 30 с часть требуемой первичной мощности в объеме 5 % N ПГУ .ном , а оставшуюся часть требуемой первичной мощности – с характеристиками, удовлетворяющими требованиям к ОПРЧ для ПГУ, установленным в [65]; Переходный процесс при первичном регулировании должен иметь апериодический характер без перерегулирования (не более 1% N ПГУ .ном ). При этом время выдачи требуемой первичной мощности при текущем отклонении частоты не должно ограничиваться. _В соответствии с [66] к энергоблокам ПГУ, работающим в режиме ПРЧ (ОПРЧ, НПРЧ и ОПРЧ одновременно), предъявляются единые требования по быстродействию, определяемые реакцией энергоблока по мобилизации первичной мощности в пределах до ±10 NПГУном при отклонениях частоты за границы мёртвой полосы. Требования к энергоблокам ПГУ при их участии в ОПРЧ и НПРЧ в обобщенном виде представлены в табл.5.1. Требования к энергоблокам ПГУ по ПРЧ и мощности Таблица 5.1. № Норматив ПГУ, готовая к ПГУ, готовая к НПРЧ ОПРЧ ТРЕБОВАНИЕ Зона нечувствительности по частоте системы первичных не не более 0,02 Гц регуляторов частоты (ПРЧ) блока. Гц 1 2 В том числе: Погрешность измерения частоты, не более 0,01 Гц более 0,05 не нормируется Нечувствительность первичных не более 0,01 Гц регуляторов не нормируется Устройство расширения мёртвой да не обязательно 110 3 4 полосы системы ПРЧ Пределы оперативной регулировки от 0 до ±0,075 расширения мертвой полосы Гц через 0,005 не обязательно Гц не более не более Минимальная мёртвая полоса системы ПРЧ: 50±0,02 Гц 50±0,05 Гц Статизм по мощности блока (S%). 5 6 7 8 9 4÷6% Дискретность регулировки 0,5% статизма Назначаемый резерв первичного регулирования частоты, в % от ±5% номинальной мощности ПГУ Время мобилизации первичной мощности на загрузку (разгрузку) блока при ступенчатом изменении частоты сети, не более, - на ±2,5% мощности блока - на ±5% мощности блока - на ±10% мощности блока - сверх ±10% 15 сек 30 сек не нормируется не нормируется Точность последующего поддержания первичной мощности не хуже ±1% блока при неизменной частоте, в % от номинальной мощности ПГУ Точность отработки потребной первичной мощности в следящем не хуже ±1% режиме, % мощности блока, в % от номинальной мощности ПГУ 4÷6% не обязательна не нормируется 15 сек 30 сек 120 сек не нормируется не хуже ±1% не хуже ±2% На рис.5.2 на основании указанных требований приведены допустимые области изменения первичной мощности ПГУ при снижении и повышении частоты в энергосистеме. 111 Рисунок – 5.2. Допустимая область изменения первичной мощности ПГУ при снижении (а) и повышении (б) частоты. 5.2. Исследование на тренажере особенностей участия ПГУ-450Т в НПРЧ Рассмотрим проблемы, которые возникают при привлечении энергоблоков ПГУ-450 к НПРЧ, исходя из вышеприведенных требований энергосистемы. Первая из этих проблем – в каком диапазоне нагрузок в пределах регулировочного диапазона энергоблок ПГУ-450 может принимать участие в НПРЧ. Возможны два варианта: 1. ПГУ выделяется для участия в НПРЧ с тем условием, что она будет участвовать в третичном регулировании нагрузки. В этом варианте ограничивающим фактором является экономичность работы блока на пониженных нагрузках. Как было показано в гл.3, нижняя граница регулировочного диапазона ПГУ-450 по экономичности находится на уровне 295 МВт при работе ПТ на скользящем давлении пара высокого давления. С учетом вышеприведенных требований по запасу первичной мощности (10% от номинальной мощности) ПГУ-450 может работать в интервале нагрузок ПГУ 405-340 МВт. 112 2. ПГУ должен работать в соответствии с диспетчерским графиком, т.е. участвовать в третичном регулировании нагрузки в пределах проектного или расширенного регулировочного диапазона (в соответствии с предложениями, приведенными в гл.3). Очевидно, что при этом участие ПГУ в НПРЧ не целесообразно. Вторая проблема – различие маневренных характеристик газовых и паровых турбин при изменении частоты в сети. Для иллюстрации на рис. 5.3 по данным [15] приведены кривые разгона ГТ, ПТ и ПГУ при наборе ( рис. 5.3 а ) и сбросе нагрузки путем изменения расхода топлива поступающего в КС ГТУ. Паровая турбина при этом работает в наиболее экономичном режиме на «скользящих» параметрах пара высокого и низкого давлений. Изменение расхода топлива выбрана в объеме, соответствующим изменению мощности ПГУ примерно на 10% от номинальной нагрузки . а) б) 113 Рисунок - 5.3 Кривые разгона ГТ, ПТ и ПГУ-450 при ступенчатом возмущении расходом топлива а) BГТ +5330 нм3/ч; б) BГТ -5370 нм3/ч Как видно из приведенных графиков, изменение мощности ПТ вслед за быстрым изменением мощности ГТУ происходит со значительным запаздыванием: первая реакция ПТ становится заметна примерно через минуту после изменения мощности газовой турбины, а полная стабилизация мощности ПТ происходит через 800-900 сек. после начала возмущения. Для иллюстрации на рис. 5.4 по экспериментальным данным, полученным в ходе экспериментов на тренажере ПГУ-450, приведены графики изменения мощности ПТ при наборе нагрузки ПГУ из различных исходных мощностей ПТ до мощности 380МВт, подтверждающие вышеприведенные данные по времени стабилизации нагрузки ПТ при набросе нагрузки. 135 130 125 355380 330380 120 310380 115 290380 110 270380 105 0 500 1000 1500 2000 2500 Рисунок – 5.4. Графики изменения мощности ПТ при наборе нагрузки ПГУ из различных исходных мощностей ПТ (270, 290,310,330,350 МВт) до мощности 380МВт. Анализ приведенных графиков на рис.5.3 показывает, что инерционность динамики КУ и ПТ выше при снижении нагрузки, чем при ее наборе. Это связано с изменением условий конвективного теплообмена поверхностей нагрева вызванного изменением расхода продуктов сгорания через КУ и, как следствие этого, перераспределениями температур в газовом тракте КУ, в результате изменения мощности ГТ путем воздействия на клапан 114 подачи топлива. Третья проблема – скорости набора/сброса нагрузки при изменении частоты в сети. Эта проблема актуальна тем, что в технической литературе нет единого мнения о роли ПТ при участии ПГУ в НПРЧ. В исследованиях ОАО «ВТИ» указывается, что паровые турбины в составе ПГУ в регулировании частоты и мощности, не должны принимать активного участия, и предусматривается их работа в наиболее экономичном режиме скользящего давления с полностью открытыми регулирующими клапанами. В работах других авторов предусматривается поддержание некоторого промежуточного положения клапанов с сохранением определенного запаса на регулирование. Такой режим поддерживается или напрямую - регулятором положения клапанов, или косвенно - регулятором давления пара «до себя» с постоянным или зависящим от нагрузки заданием. Если маневренные возможности ПТ не используются, изменение нагрузки ПГУ осуществляется воздействием только на газовые турбины, а паровая турбина с инерционностью котлов-утилизаторов и паровой турбины (с постоянной времени порядка 1,0-1,5 минуты) отслеживает изменение паровой нагрузки КУ и принимает новую нагрузку. Для иллюстрации на рис. 5.5 по данным [15 ]приведены переходные характеристики объекта по каналу NГТ - NПТ при ступенчатом возмущении изменением суммарной мощности газовых турбин. Скорость изменения нагрузки газовых турбин ограничена жесткими температурными условиями и должна обеспечиваться синхронным изменением положения регулирующих клапанов ГТ и ВНА ее компрессора. Однако, если скорость перемещения топливных клапанов, как и в случае паровой турбины, может быть достаточно высокой, то ВНА компрессоров часто не могут соответствовать быстродействию топливных клапанов. Исключение составляют современные ГТУ, снабженные электрогидравлическим приводом ВНА. Для таких ГТУ существует возможность изменять нагрузку настолько быстро, насколько позволяет это сделать быстродействие привода ВНА, но все же необходим еще учет дополнительных динамических изменений температуры, влияющих на ресурс металла турбины. Максимальная допустимая скорость изменения нагрузки ГТУ по данным [18] не должна превышать 15 МВт/мин. Изменение нагрузки ГТУ с такой скоростью в режиме ПГУ приводит к возникновению значительных 115 напряжений в выходном коллекторе пароперегревателя высокого давления (ППВД), поэтому их количество ограничено по условиям циклической прочности коллекторов ППВД. Вместе с тем завод-изготовитель газовых турбин гарантирует расчетный срок эксплуатации ГТ при условии ограничения скорости изменения ГТ на уровне 11 МВт/мин. Такая скорость в дальнейших исследованиях на тренажере принята в качестве допустимой как при наборе, так и при сбросе нагрузки ПГУ. Рисунок – 5.5. Переходные характеристики объекта по каналу NГТ - NПТ при ступенчатом возмущении изменением суммарной мощности газовых турбин 5.3. Экспериментальное исследование и выбор оптимальных условий участия ПГУ-450 в НПРЧ 116 На рис. 5.6 приведены графики изменения нагрузки ПГУ-450 при наборе а) и сбросе б) нагрузки ПГУ с исходной нагрузки 405 МВт при работе ПТ на скользящем регулировании при полностью открытых РКТ. При этом без участия ПТ для обеспечения требований энергосистемы на первом этапе набора/сброса нагрузки – 5% за 30 сек. скорость набора/сброса нагрузки ГТ должна быть на уровне 14МВт/мин, что выходит за пределы допустимой скорости 11 МВт/мин. Кроме того, сравнение полученных графиков набора/сброса нагрузки ПГУ с требуемым по стандарту показывает, что они не полностью отвечают требованиям стандарта и выходят за пределы 1%-ной зоны допустимого отклонения. Таким образом, для участия ПГУ-450 в НПРЧ при соблюдении условия изменения нагрузки на ГТУ 11МВт/мин требуется совместное участие газовых и паровой турбины. 460 450 440 N, МВт 430 N стандарт 420 1% 410 400 390 0 20 40 60 80 t, с а) 117 100 120 140 410 405 400 395 390 N 385 стандарт 380 1% 375 370 365 360 355 0 20 40 60 80 100 120 140 160 б) Рисунок – 5.6 График набора (а)) и сброса (б)) нагрузки ПГУ при скорости изменения нагрузки ГТУ 11МВт/мин при полностью открытых клапанах РКПТ 5.3. Экспериментальное исследование и выбор оптимальных условий участия ПГУ-450 в НПРЧ Для экспериментального исследования на тренажере участия энергоблока ПГУ-450 в НПРЧ выбран режим работы ПГУ на исходной нагрузке 405 МВт, что позволяет энергоблоку регулировать частоту с возможностью изменения нагрузки ПГУ на 45МВт, т.е. 10% от ее номинальной мощности (при температуре наружного воздуха 15 градусов) как в большую, так и в меньшую стороны. При проведении опытов максимально выдерживались требования СОЦДУ при проверке соответствия ПГУ для участия в НПРЧ [69] (см. приложение 1). По многочисленным опытам на тренажере энергоблока ПГУ-450, как было показано выше, удалось установить, что оптимального режима для регулирования частоты в системе, удовлетворяющего принятым стандартам 118 НПРЧ, возможно добиться путем совместного воздействия на РТК и РКПТ, для чего ПТ должна работать в режиме с постоянным давлением пара высокого давления. При этом при заданной скорости изменения нагрузки на ГТУ (11МВт/мин) основными критериями выбора оптимального режима становятся: - исходное состояние (степень открытия) нагрузке 405 МВт; РКПТ при исходной - порядок (последовательность) подачи управляющего воздействия на РТК и РКПТ; - изменение степени нагрузки ПГУ; открытия/закрытия РКПТ при наборе/сбросе - время, в течение которого происходит изменение степени открытия РКПТ, т.е скорость открытия/закрытия РКПТ. При выборе исходного состояния РКТП на исходной нагрузке ПГУ 405МВт исходили из полученных выше результатов по различию инерционности системы (КУ + ПТ) в процессах набора и сброса нагрузки, а именно то, что в процессе нагружения инерционность системы больше, чем при сбросе нагрузки. На основании многочисленных опытов установлено, что начальный уровень регулирующего клапана должен быть равен 40% (т.е. клапан открыт на 60%). Это означает, что в процессе набора нагрузки мы можем использовать возможность дальнейшего открытия РКПТ до 100%, а в процессе сброса нагрузки – закрыть до уровня, необходимого для пропуска пара, соответствующего нагрузке ПГУ 360МВт. Кроме того, экспериментами было установлено, что при скачкообразном открытии РКТ с указанного выше состояния мощность ПТ возрастает на 38-40 МВт с последующим ее снижением. Это означает, что если с началом нагружения ГТ одновременно скачком открыть РКПТ, произойдет скачкообразное возрастание мощности ПГУ со скоростью, значительно превышающей допустимую скорость изменения нагрузки. Аналогичная картина наблюдается при сбросе нагрузки. Это определило пути дальнейших исследований – найти экспериментальным путем такие изменения уровня регулирующего клапана при наборе и сбросе и времени, в 119 течение которого это изменение происходит, которые обеспечивают требуемые графики набора и сброса нагрузки ПГУ в целом. Для дальнейших исследований был разработан алгоритм управления мощностью ГТ, ПТ и блока в целом: 1. Исходное состояние энергоблока определяется диспетчерским графиком. Для участия в НПРЧ необходимо обеспечить диапазон изменения мощности блока в пределах ±10% от исходного состояния с учетом ограничивающих факторов на регулировочный диапазон. Система регулирования нагрузки ГТ работает в автоматическом режиме. Нагрузка между ГТ распределятся равномерно. Паровая турбина работает при постоянном давлении пара высокого давления; 2. Положение РКПТ зависит от исходной нагрузки. 3. При изменении частоты в энергосистеме подается сигнал на регулятор мощности от корректора частоты. 4. Регулятор мощности начинает разгружать или нагружать блок. 5. Синхронно с изменением мощности блока в работу включаются исполнительный механизм для корректировки положения РКПТ в зависимости от конечной нагрузки. 6. Скорость перемещения РКПТ выбирается в зависимости от исходной и конечной нагрузки. Реализация алгоритма при наборе нагрузки; 1. Исходная нагрузка ПГУ-450 для участия в НПРЧ равняется 405 МВт. 2. Положение РКПТ составляет 40 % закрытия. 3. При уменьшении частоты в энергосистеме подается сигнал на регулятор мощности от корректора частоты. 4. Регулятор мощности начинает нагружать блок до 450 МВт. 5. Синхронно с изменением мощности блока в работу включаются исполнительный механизм, который приводит РКПТ в положение 100 % открытия. 6. Скорость перемещения РКПТ должна равняться 2,25 МВт/с. 120 Для иллюстрации ниже приводятся некоторые графики при наборе (рис. 5.7 а,б,в,г) нагрузки, т.е при снижении частоты в сети. 450 445 440 N, МВт 435 430 425 N при T=10с 420 стандарт 415 410 405 400 0 20 40 60 80 100 120 140 t, с а) 450 445 440 435 N, МВт 430 425 N при T=20с 420 стандарт 415 410 405 400 0 20 40 60 80 t, с б) 121 100 120 140 450 445 440 435 N, МВт 430 425 N при T=50с 420 стандарт 415 410 405 400 0 20 40 60 80 100 120 140 t, с в) 460 450 N, МВт 440 430 N при T=70c стандарт 420 1% 410 400 390 0 20 40 60 80 100 120 140 t, с г) Рисунок - 5.7 Графики набора мощности ПГУ при времени открытия РКПТ 10сек.-а; 20сек.-б; 50сек.-в; 70сек.-г. 122 Скачки мощности ПГУ на графиках рис. 5.7 а и б обусловлены следующим: при быстром открытии РКПТ мощность паровой турбины с инерционностью в 10-15 сек. резко возрастает на 40-45МВт, при этом скорость набора нагрузки ПГУ выходит за пределы допустимой скорости изменения мощности. При включенном регуляторе мощности ПГУ срабатывает регулятор скорости с воздействием на РТК, что приводит к разгружению газовых турбин. После прекращения роста нагрузки ПТ скорость изменения нагрузки снижается и ГТ продолжают дальнейший набор нагрузки. Опыты показали, и это видно из приведенных графиков, увеличение времени открытия РКПТ приводит к уменьшению величины скачка мощности ПГУ из-за снижения темпа роста мощности ПТ и полностью исчезают при времени открытия РКПТ более 50 сек. При времени полного открытия РКПТ 70 сек. график роста мощности ПГУ удовлетворяет всем требованиям стандарта. На рис. 5.8 приведены графики изменения мощности ПГУ, ПТ и ПГУ при принятом в качестве рекомендуемого времени открытия РКПТ - 70 сек., из которых видно соотношение мощностей ПГУ и ПТ при наборе нагрузки ПГУ. Из графика на рис.5.9 видно, что при полном открытии РКПТ прирост расхода пара высокого давления составляет около 140 т/ч в течение первых 25-26 сек, что и приводит к быстрому набору нагрузки на ПТ. При сбросе нагрузки предварительно определялся положение РКПТ, исходя из условия пропуска пара высокого давления при нагрузке 360 МВт – 13,0%. Время закрытия от исходного состояния 40 до 13% варьировалось с 20 до 120 сек. Реализация вышеприведенного алгоритма при сбросе нагрузки: 1. Исходная нагрузка ПГУ-450 для участия в НПРЧ равняется 405 МВт. Выход на исходный статический режим с номинального режима сопровождается прикрытием РКПТ до 40 %. 2. Разгружение до нагрузки 360 МВт происходит синхронно с закрытием РКПТ от 40 до 53 %. Для обеспечения системных требований процесс разгружения должен занимать 70 с. 3. Нагружение ПГУ с исходного состояния до номинальной нагрузки сопровождается открытием РКПТ до 100 %. Для обеспечения системных 123 требований время выхода на номинальную нагрузку должно занимать 20 с. Рисунок – 5.8 Графики мощности ГТУ, ПТ и ПГУ при времени открытия РКПТ 70 сек. Рисунок - 5.9 График изменения расхода пара высокого давления при времени открытия РКПТ 70 сек. 124 Для иллюстрации на рис. 5.10 приведены графики изменения нагрузок ГТУ, ПТ и ПГУ при различных временях закрытия РКПТ в указанных выше пределе его закрытия. На рис.5.11 для рекомендуемого варианта сброса нагрузки при длительности закрытия РКПТ 100 сек. приведены графики изменения мощностей ГТУ и ПТ. Как видно из приведенных графиков, при времени закрытия РКПТ за 100 сек. график сброса нагрузки ПГУ полностью соответствует требованиям стандарта. При сбросе нагрузки взаимодействие мощностей ГТУ и ПТ и работа регуляторов скорости и мощности ПГУ следующее (см. рис. 5.11): - при закрытии РКПТ мощность паровой турбины с инерционностью 2-3 сек (меньше, чем при наборе нагрузки) в течение 15 сек снижается на 4042 МВт; в течение первых 2-3 секунд ГТ тоже сбраывают нагрузку, при этом скорость изменения нагрузки превышает 11 МВт/мин, что приводит к воздействию регулятора скорости (при включенном регуляторе мощности ПГУ) на нагружение ГТ; - после прекращения снижения нагрузки ПТ скорость изменения нагрузки снижается и ГТ продолжают дальнейший сброс нагрузки; - наличие на графиках разгружения ГТ и ПГУ участков с постоянной нагрузкой обусловлено тем, что при разгружении ГТ мощность ПГУ снижается до уровня, несколько большее, чем мощность, установленная задатчиком мощности, но в пределах зоны чувствительности датчика мощности; при некотором повышении мощности ПТ, как следствие указанного выше роста мощности ГТУ, фактическая мощность ПГУ выходит за пределы зоны чувствительности датчика мощности, и как следствие, дальнейшее разгружение ПГУ. Таким образом, реализация вышеприведенного алгоритма набора и сброса нагрузки позволяет удовлетворить всем требованиям стандарта участия ПГУ-450 в НПРЧ с одновременным соблюдением допустимой скорости изменения нагрузки на ПГУ. 125 405 400 395 390 N, МВт 385 380 N при T=70с стандарт 375 370 365 360 355 0 20 40 60 80 100 120 140 160 t, с а) 405 400 395 390 N, МВт 385 380 N при T=80с 375 стандарт 370 365 360 355 0 20 40 60 80 100 t, с б) 126 120 140 160 410 405 400 395 N, МВт 390 385 N при T=100c 380 стандарт 375 1% 370 365 360 355 0 20 40 60 80 100 120 140 160 t, с в) Рисунок - 5.10 Графики сброса мощности ПГУ при времени открытия РКПТ 10сек.-а; 70сек.-б; 80сек.-в; 100сек. а) 127 б) Рисунок - 5.11 Графики сброса нагрузки ГТУ (а) и ПТ (б) при сбросе нагрузки ПГУ со временем закрытия РКПТ 100 сек. Рисунок - 5.12 Рекомендуемые графики набора и сброса нагрузки при участии ПГУ-450 в НПРЧ при исходной нагрузке 405 МВт. На основании проведенных исследований на рис. 5.12 приведены совмещенные графики набора и сброса нагрузки при участии ПГУ-450 в НПРЧ при реализации рекомендуемых алгоритмов управления мощностью ПГУ при наборе/сбросе нагрузки. 128 Выводы по главе 5 1. Обобщены системные требования, предъявляемые к ПГУ при их участии в регулировании частоты в сети (ОПРЧ, НПРЧ); 2. В пределах регулировочного диапазона определен наиболее целесообразный по экономическому критерию диапазон , в котором энергоблок ПГУ-450 может принимать участие в НПРЧ; 3. На тренажере проведена серия опытов для выявления реальных инерционности и маневренности ГТ и ПТ при наборе и сбросе нагрузки, при различных нагрузках и скоростях изменения нагрузки ПГУ, показано, что при соблюдении условия изменения нагрузки на ГТУ не более 11МВт/мин требуется совместное участие газовых и паровой турбины. 4. На основании многочисленных опытов на тренажере установлено, что для обеспечения стандарта участия ПГУ в НПРЧ начальный уровень закрытия регулирующего клапана паровой турбины при исходной нагрузке 405 МВт в режиме работы ПТ на постоянном давлении пара высокого давления должен быть равен 40% (т.е. клапан открыт на 60%); 5. Разработан алгоритм управления мощностью ГТУ, ПТ и ПГУ в целом, порядка воздействия на РКПТ и РТК, степенью и скоростью их открытия/закрытия при наборе/сбросе нагрузки ПГУ; 6. На основании многочисленных опытов на тренажере с варьированием степенью открытия РКПТ при наборе нагрузки и степенью его закрытия при сбросе нагрузки, а также временем (скоростью) открытия/закрытия, разработан алгоритм управления мощностью ПГУ и определены следующие оптимальные показатели процессов набора/сброса нагрузки ПГУ, обеспечивающие условия стандарта участия ПГУ-450 в НПРЧ: - при наборе нагрузки (при снижении частоты в сети) РКПТ открывается полностью (100%) в течение 70 сек.; - при сбросе нагрузки (при повышении частоты в сети) РКПТ закрывается на 13% ( т.е. всего закрытие 53%) в течение 80-100 сек). 129 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. Проведена проверка адекватности тренажера энергоблока ПГУ-450Т и обосновано его применение для моделирования показателей оборудования ПГУ и ПГУ в целом при работе их в режимах регулирования нагрузки, дано описание планируемых экспериментов на тренажере и алгоритм работы на тренажере при их проведении, Результаты опытов использованы для получения регрессионных уравнений в виде зависимостей основных показателей ГТУ, КУ, ПТ и ПГУ в целом и границ регулировочного диапазона ПГУ от температуры наружного воздуха и расхода топлива; 2. Проведен анализ известных и предложены новые способы расширения регулировочного диапазона ПГУ-450 - сброс пара высокого давления частично в линию подачи пара низкого давления и/или частично – в ЦНД, проведены расчеты по определению степени расширения регулировочного диапазона ПГУ и энергетических показателей ПТ и ПГУ в целом в этих режимах; 3. Для сравнения различных способов расширения регулировочного диапазона ПГУ между собой по экономичности предложен и обоснован новый показатель – характеристика относительного прироста удельного расхода топлива на единицу мощности расширения регулировочного диапазона, разработана методика и проведены расчеты по определению данного показателя для известных и предлагаемых в работе способов расширения регулировочного диапазона ПГУ-450; 4. Разработаны методика и алгоритм оптимального распределения требуемой величины расширения регулировочного диапазона между различными способами расширения регулировочного диапазона ПГУ-450 на базе предложенного нового критерия – минимума прироста удельного расхода топлива при заданной величине регулировочного диапазона ПГУ, на основе которых проведены расчеты и построены графики оптимального распределения при различном сочетании способов расширения регулировочного диапазона ПГУ; 5.Разработаны методика и алгоритм оптимального распределения текущей нагрузки ГТУ между газовыми турбинами по критерию минимума удельного расхода топлива при работе ПГУ на пониженных нагрузках с учетом технологических ограничений; определены границы оптимальности равномерного и неравномерного распределения нагрузки ПГУ; 6. Разработан оптимальный алгоритм управления мощностью ПГУ- порядка воздействия на РКПТ и РТК, степенью и скоростью их открытия/закрытия 130 при наборе/сбросе нагрузки ПГУ, определены оптимальные показатели процессов набора/сброса нагрузки ПГУ, обеспечивающие условия Стандарта участия ПГУ-450 в НПРЧ: исходное состояние РКПТ при исходной нагрузке 405 МВт – открыто на 60%; при наборе нагрузки РКПТ открывается полностью (100%) в течение 70 сек.; при сбросе нагрузки РКПТ закрывается на 13% ( т.е. всего закрытие 53%) в течение 80-100сек. 131 Список использованной литературы 1. Дьяков А.Ф., Березинец П.А., Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н., Костюк Р.И., Писковацков И.Н. Теплофикационная парогазовая установка СевероЗападной ТЭЦ Санкт-Петербурга//Электрические станции. - 1996.-№12. 2. Костюк Р.И., Писковацков И.Н., Блинов А.Н., Колесников В.И. Опыт создания теплофикационного парогазового энергоблока ПГУ-450Т СевероЗападной ТЭЦ// Теплоэнергетик.- 1999 .- №1. 3. Ольховский Г.Г., Чернецкий Н.С., Бородин А.А., Гусев В.Н., Святов В.А Экономичная маневренная парогазовая установка с котломутилизатором мощностью 250 МВт.// Теплоэнергетика.-1986.-№3. 4. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России// Теплоэнергетика.- 1999.-№1. 5. Авруцкий Г.Д., Лыско В.В., Щварц А.Л., Шмуклер Б.И О создании пылеугольных энергоблоков на суперкритических параметрах пара// Электрические станции.- 1999 .-№5. 6. .”. Bendick, B. Hahn W. Experience With Condition Assessment of Main Steam and Hot Reheat Pipework in X20CrMoV12-1 After a Service of 180000 hб.м.// VGB Power Tech .-2000.-№11. 7. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности.// Теплоэнергетика .-1999.№9.. 8. Радин Ю.А., Давыдов А.В., Малахов С.В., Голубничий В.А., Першин Д.И. Опытное определение технико-экономических показателей блоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС // Электрические Станции.- 2006.-№5. 9. Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н., Прутковский Е.Н. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором// Энергетическое строительство.- 1995 .- №3. 10. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Е. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. - Москва : Издательство МЭИ, 2002. 11. Гуторов В.Ф., Радин Ю.А., Давыдов А.В. и д.р. О результатах режимной наладки тепломеханического оборудования энергоблока №1 ПГУ 450 Т Северо-Западной ТЭЦ.// М. : ВТИ, 2002.- Арх. № 14992. 132 12. Радин Ю. А., Рубашкин А.С., к.т.н. Давыдов А. В., Рубашкин В. А., Отработка пусковых режимов энергоблока ПГУ-450 Калининградской ТЭЦ-2 на математической модели - Теплоэнергетика .- 2005. -№10 13. Рубашкин А. С. Выбор структуры и шагов квантования по временной и пространственной координатам при построении нелинейной цифровой модели участка пароводяного тракта парогенератора // Теплоэнергетика.-1973.-№5. 14.Рубашкин А. С., Обуваев А. С. Компьютерный тренажер энергоблока ПГУ-450Т. Тренажернi комплекси та системи: 3 науково-практичноϊ конференцi: В 2-х т. - Киϊв: Iнститут проблем моделюровання в енергетицi iм. Г. Є. Пухова НАН Украϊни, 2006. 15. Обуваев А.С. Разработка и исследование аналитической модели ПГУ-450. Дисс. … канд. техн. наук. М., 2011.-20с. 16. Рубашкин А. С. Компьютерные тренажеры для операторов тепловых электростанций // Теплоэнергетика.-1995.- №10. 17. Рубашкин А. С. Построение математической модели энергоблока для обучения и тренировки оперативного персонала // Теплоэнергетика.-1990.№11. 18.Разработка исходных данных для проектирования АСУ ТП энергоблока №11 ПГУ-450 ТЭЦ-21 Мосэнерго. Описание режимов работы блока ПГУ-450. ОАО «ВТИ»,- М.: 2007. 19.Радин Ю. А., Панько М. А., Невзгодин В. С. Алгоритмические основы автоматизации пуска парогазовых установок большой мощности // Теплоэнергетика.- 2007.- №10. 20.Радин Ю.А. Исследование и улучшение маневренности парогазовых установок. Дисс….докт. техн. наук. М., 2013.-40с. 21 .Невзгодин В. С. Разработка и освоение пошаговой логики пуска энергоблока ПГУ-450 на базе ОАО «Северо-Западная ТЭЦ». Дисс. … канд. техн. наук. М., 2008.-20с. 22. Трухний А.Д., Михайлов И.А. Выбор профиля маневренных парогазовых установок для новых электростанций России // Теплоэнергетика.2006.-№6. 23. Мадоян А.А., Аракелян Э.К., Макарчьян В.А., Фотин Л.П., Минасян С.А Экономичность энергоблоков в режимах регулирования параметров энергосистемы// Электрические станции.- 1979.-№6. 24. Шмуклер Б.И., Березинец П.А., Плоткин Е.Р., Моисеев Г.И., Директор Б.Я., Поляков В.С., Касьянов Л.Н., Плясуля И.П. Технические требования к маневренности энергетических парогазовых установок блочных 133 тепловых электрических станций.// Служба передового опыта ОРГРЭС .1996. 25. Мошкарин А.В., Девочкин М.А., Щелыгин Б.Л., Рабенко В.С. Анализ перспектив развития отечественной теплоэнергетики/ Под ред. А.В. Мошкарина/ Иван. гос. энерг. ун-т.- Иваново, 2002,- 256с. 26. Опыт работы энергоблоков ТЭС в системе автоматического регулирования частоты и активной мощности в Объединенной энергосистеме Северо-Запада./ А.Д. Меламед, Ю.М. Терезов, Ю.С. Глузман. М. : Энергоатомиздат.-1990. 27. Васильев В.И. Система автоматического регулирования мощности теплофикационного блока. –М. : Энергоатомиздат, 1990. 28. Аракелян Э.К., Мадоян А.А., Ведяев В.А., Киселев Г.П., Паймухин В.Б Влияние переменных нагрузок на экономичность работы газомазутных энергоблоков 150-200 МВт //Электрические станции, 1981.-№6. 29. Богачев А.Ф., Радин Ю.А., Герасименко О.Б. Особенности эксплуатации и повреждаемость котлов-утилизаторов бинарных парогазовых установок. -М : Энергоатомиздат, 2008. 30. Костюк Р.И. Ввод в эксплуатацию Северо-Западной ТЭЦ – новый этап в энергетике России// Энергетик.-2008.-№6. 31. Трухний А.Д., Макаров А.А., Клименко В.В. Основы современной энергетики. – М. : Издательство МЭИ, 2003.- Т. 1. 32. Плоткин Е.Р., А.Ш. Лейзерович. Пусковые режимы паровых турбин энергоблоков.- М. : Энергия, 1980. 33. Березинец П.А., Крашенинников В.Г., Костюк Р.И., Писковацков И.Н. Динамические характеристики парогазовой установки ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга // Электрические станции.- 2001.№7. 34. Emberger H., Schmid E., Gobrecht E. Fast cycling capability for new plants and upgrade opportunities.- Erlangen : Siemens Power Generation (PG). 35. Опытная проверка режимов пуска дубль-блока 300 МВт по моноблочной схеме. Уютов В.В., Завйцев В.Г., Израилев Ю.Л., Радин Ю.А. Горловка : Саюзтехэнерго-ВТИ, 1982. 134 36. Костюк Р.И., Писковацков И.Н.,Чугин А.В., Коцюк Н.Н., Радин Ю.А., Березинец П.А Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т// Теплоэнергетика.- 2002 .-№9. 37. Анализ допустимых скоростей повышения давления пара в барабанах ВД КУ на основе математического моделирования// Электрические Станции.- 2007. 38. Радин Ю.А., Конторович Т.С., Давыдов А.В Анализ допустимых скоростей нарастания давления в барабанах КУ при пусках и остановах энергоблока ПГУ-450Т// Теплоэнергетика.- 2004.-№9. 39. Гуторов В.Ф., Радин Ю.А., Давыдов А.В. и д.р. Результаты режимно – наладочных работ и испытаний тепломеханического оборудования блоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС. Москва : ВТИ, 2004. - Арх. №15164,130с. 40. А.И. Левченко, В.С. Балина, Е.Р. плоткин, М.Н. Зингер, В.М. Панасюк, С.А. Тихомиров. РТМ 108.021.103 Детали паровых стационарных турбин. Расчет на малоцикловую усталость/ Руководящий технический материал// НПО ЦКТИ.-1985. 41. Ольховский Г.Г., Резинских В.Ф., Гуторов В.Ф., Березинец П.А., Терешина Г.Е. СТО-008-14 Парогазовые установки. Условия поставки. Нормы и Требования. М. : НП ИНВЭЛ.- 2008. 42. Турхний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках// Теплоэнергетика.-1999.-№3. 43. Давыдов Н.И., Зорченко Н.В., Давыдов А.В., Радин Ю.А Модельные исследования возможности участия ПГУ в регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС России //Теплоэнергетика.- 2009.-№10. 44. Радин Ю.А, Конторович Т.С., Паншина О.Б., Гришин И.А О подключении второго КУ к работающему первому в условиях теловых схем ПГУ с 2-мя ГТУ и одной паровой турбиной // Электрические станции.- 2006.№2. 45. Narula, Ram G. The single-shaft combined cycle. б.м. : Proceeding of ASME TURBOEXPO, 2000 . 46. A. Pasha, R. Allen Designing and modifying HRSG’s for cycling operation // Power, march.- 2003. 135 47.Аракелян Э.К., Сахаров К.В. Исследование температурного состояния ступеней ЦВД паровой турбины Т-125/150 ПГУ-450 при работе в малопаровом режиме // Новое в российской электроэнергетике. -2013.-№1. 48.Аракелян Э.К., Болонов В.О., Сахаров К.В. Выбор оптимальных режимов работы бинарных ПГУ на пониженных нагрузках // Новое в российской электроэнергетике. -2011.-№11. 49.Аракелян Э.К., Сахаров К.В. Выбор оптимальных режимов работы ПГУ на пониженных нагрузках// Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез.докл. ХVI МНТК студентов и аспирантов: В 3т. Т.3.-М.: МЭИ,2010.С244-245. 50. Сахаров В.К. Выбор оптимальных режимом энергоблоков ПГУ при участии их в регулировании мощности энергосистемы. Дисс. … канд. техн. наук. М.:, 2013.-20с. 51. Аракелян Э.К., Хуршудян С.Р. Выбор оптимальных режимов газовых турбин ПГУ-450Т при пониженных нагрузках // Новое в российской электроэнергетике. - 2013.-№7. 52. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. РД 34.08.552-95. СПО ОРГРЭС.- М.: 1995. 53. Оптимизация и оптимальное управление: учеб. пособие/ Э.К.Аракелян, Г.А.Пикина.- 2-е изд., перераб. И доп.- М.: Издательский дом МЭИ, 2008. - 408с. 54.Гнуни Т.С., Оганесян А.О. Разработка методики определения текущих и среднегодовых показателей работы теплофикационных парогазовых установок // Вестник ГИУА, Серия «Электротехника, энергетика», вып.16.- 2013.- №1. 55. Аракелян Э.К., Оганесян А.О. Разработка методических положений расчета и оптимизации среднегодовых технико-экономических показателей ПГУ // Новое в Российской электроэнергетике, электронный журнал, М.: 2013.- №10. 56.Аракелян Э.К., Старшинов В.А. Повышение экономичности и маневренности оборудования тепловых электростанций .М.: Изд-во МЭИ, 1993. 136 57.Гуторов В.Ф., Эфрос Е.И., Симою Л.Л. Повышение эффективности комбинированного производства тепла и электроэнергии//Энергосбережение и водоподготовка.- 2006.- №6. С. 64-72. 58.Коротков В.А., Кондратьев В.Н., Ермолаев П.А., Николаев А.И. Возможные перспективы использования газовых турбин при техническом перевооружении и реконструкции тепловых электростанций// Новое в российской энергетике.- 2002.- №3. С. 24-32. 59.Цанев С.В., Буров В.Д., Зауэр А. Анализ режимов работы парогазовых теплоэлектроцентралей// Изв. РАН. Энергетика. 2001.- № 4. С. 132-138. 60.Земцов А.С., Брыскин А.С., Зыков Н.А. и др. Проект Калининградской ТЭЦ-2 с двумя парогазовыми энергоблоками ПГУ-450 // Электрические станции.- 2000.- №12, С. 6-10. 61. Магид С.И. Теория и практика тренажеростроения для тепловых электрических станций.— М.: Издательство МЭИ, 1998. — 156 с. 62. Матвиенко К.С. Исследование участия теплофикационного энергоблока Т-250 в регулировании частоты и мощности в энергосистеме на базе его тренажерной модели: Дисс. … канд. техн. наук. М.:, 2011.-20с. 63. Плетнев Г. П Автоматизированные системы управления объектами тепловых электростанций.. - М.: Издательство МЭИ, 2006. 64. Ротач В.Я. Теория автоматического управления. Учебн. для вузов. М.: Издательство МЭИ, 2008. 65. «Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. Нормы и требования» Стандарт Организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.27.100.003-2012. 66.«Нормы участия парогазовых установок в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты перетоков и активной мощности » Стандарт Организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.27.100.004-2012. 67.Методические указания по расчету цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности N 21998. Стандарт Организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.27.100.004-2012. 68.Рузанков В. Н., Иванов Н. В. Особенности нормирования расхода топлива при работе энергоблоков в режиме регулирования графика 137 нагрузки. – Сб. научных трудов/ Работа энергоблоков в режиме глубокого регулирования нагрузки энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1990. 69. www.so-ups.ru Методика проверки соответствия ПГУ требованиям, предъявляемых к ним для участия в НПРЧ и (или) АВРЧ. М., 2012. 70. Лапшин Н.В. Разработка методов анализа технико-экономических характеристик и сравнительной системной эффективности схем парогазовых установок // Дисс. … канд. техн. наук. Минск.:, 2002.-20с. 71. Дудолин А.А. Исследование влияния климатических условий и типа ГТУ на выбор структуры тепловых схем парогазовых ТЭЦ утилизационного типа// Дисс. … канд. техн. наук. М.:, 2004.-20с. 72.Аракелян Э.К., Коршикова А.А., Хуршудян С.Р. Эффективность применения дополнительной камеры сгорания низкого давления для совершенствования режимов энергоблока ПГУ-450 на пониженных нагрузках// Вестник МЭИ.- 2013.-№3. 73. Хуршудян С.Р., Аракелян Э.К. Оптимальное распределение нагрузки между газовыми турбинами при работе ПГУ-450 на пониженных нагрузках//Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез.докл. ХVIII МНТК студентов и аспирантов: В 3т. Т.3.-М.: МЭИ,2013.- С.172. 74.Хуршудян С.Р., Аракелян Э.К. Исследование экономичности работы ПГУ-450 на пониженных нагрузках// Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез.докл. ХVII МНТК студентов и аспирантов: В 3т. Т.3.-М.: МЭИ,2012.- С.227. 138 Приложение Методика проверки соответствия ПГУ требованиям, предъявляемых к ним для участия в НПРЧ и (или) АВРЧМ (ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru) П1. Общие положения П1.1. Сертификационные испытания ПГУ на соответствие требованиям стандарта для участия в НПРЧ и в АВРЧМ должны включать в себя проведение испытаний по п.п. П.2–П.9. П1.2. Сертификационные испытания ПГУ на соответствие требованиям стандарта для участия только в НПРЧ должны включать в себя проведение испытаний по п.п. П.2–П.6, П.9. П1.3. Сертификационные испытания ПГУ на соответствие требованиям стандарта для участия только в АВРЧМ должны включать в себя проведение испытаний по п.п. П.2, П.3, П.7. П1.4. Сертификационные испытания ПГУ на соответствие требованиям стандарта должны проводиться только при условии, когда фактический регулировочный диапазон ПГУ при текущих параметрах окружающей среды (температура окружающего воздуха, атмосферное давление, влажность) не менее регулировочного диапазона, указанного в паспортных данных для номинальных параметров окружающей среды. П1.5. При сертификационных испытаниях ПГУ проверки по п.п. П.3, П.6–П.9 должны проводиться при том составе оборудования, с которым предполагается участие ПГУ в НПРЧ и (или) АВРЧМ.При этом величины требуемых изменений мощности при проверке участия ПГУ в НПРЧ и (или) АВРЧМ должны определяться как доля от номинальной мощности ПГУ при данном составе оборудования. П1.5. При сертификационных испытаниях ПГУ проверки по п.п. П.3, П.6–П.9 должны проводиться на основном топливе в полном объеме. Необходимость проведения указанных проверок на резервном виде топлива определяется органом по добровольной сертификации и согласовывается с ОАО «СО ЕЭС» в рамках согласования им программы сертификационных испытаний. П1.6. Имитация участия ПГУ в НПРЧ должна производиться путем имитации отклонений частоты в САУМ ПГУ параллельно с действующим трактом общего первичного регулирования частоты. Имитация участия ПГУ в АВРЧМ должна производиться путем имитации поступления в САУМ ПГУ 139 заданий вторичной мощности от УВК ЦКС/ЦС АРЧМ параллельно с действующим трактом задания плановой мощности. П1.7. Имитация отклонений частоты и поступления заданий вторичной мощности должна производиться раздельно, с подачей имитирующих сигналов в САУМ ПГУ. Пример имитации отклонений частоты и поступления заданий вторичной мощности при сертификационных испытаниях приведен на рис. П.1. П1.8. Во время проведения сертификационных испытаний должно сохраняться участие ПГУ в ОПРЧ. П1.9. При проведении сертификационных испытаний ПГУ на соответствие требованиям Стандарта, предъявляемым для участия в НПРЧ, динамика изменения первичной мощности ПГУ должна быть не хуже: 2,5 % PПГУном – за 15 с, 5 % PПГУном – за 30 с, 10 % PПГУном – за 120 с. Допустимая область изменения первичной мощности ПГУ при максимальной требуемой первичной мощности ΔPП =10 % PПГУном приведена на рис. П.2. П1.10. Во время сертификационных испытаний не должны выполняться какие-либо работы на ПГУ, которые могут повлиять на результаты испытаний или нарушать их проведение. Не разрешается проводить изменений структуры или параметров САУМ ПГУ. Все штатные системы автоматического регулирования и технологической автоматики ПГУ должны быть введены в работу. П1.11. Во время сертификационных испытаний технологические параметры ГТУ, ПТУ и котла-утилизатора не должны выходить за допустимые пределы, определенные действующими руководящими документами по эксплуатации. П1.12. В случае возникновения условий для участия ПГУ в ОПРЧ и противоаварийном управлении, испытания должны быть прекращены. Возобновление испытаний допускается только с разрешения диспетчера ОАО «СО ЕЭС». 140 Рисунок – П.1 Допустимая область изменения первичной мощности ПГУ при снижении и повышении частоты. П2. Проверка выполнения требований к устройствам системы мониторинга В процессе испытаний сертифицируемой ПГУ должны быть проверены устройства системы мониторинга, регистрирующие параметры ПГУ в соответствии с требованиями раздела 8 Стандарта. Критерии оценки: - количество регистрируемых параметров ПГУ должно быть не менее указанных в п. 8.2 Стандарта, шаг регистрации параметров – не более 1 с; - дискретность регистрации измерений и заданий мощности, измерений частоты вращения турбин должна быть не более указанной в п. 8.4 Стандарта; - аппаратные средства устройств системы мониторинга позволяют хранить весь объем регистрируемых параметров ПГУ не менее 12 месяцев; - существует возможность копирования на внешний электронный носитель части архива за заданный промежуток времени всех или части регистрируемых параметров ПГУ; - реализована возможность мониторинга персоналом электростанции участия ПГУ в НПРЧ и (или) АВРЧМ путем представления параметров в 141 соответствии с требованиями п.п. 8.7–8.9 Стандарта. П3. Проверка точности поддержания САУМ ПГУ заданной мощности В процессе испытаний должна быть выполнена проверка точности поддержания САУМ ПГУ задания мощности путем сравнения текущего задания и фактической мощности ПГУ в течение минимум одного часа. Критерии оценки: Максимальное отклонение фактической мощности ПГУ от задания мощности в САУМ не должно превышать ±1 % PПГУном. П4. Проверка корректности измерений частоты В процессе испытаний должна быть выполнена проверка корректности измерений частоты путем сравнения на интервале не менее одного часа измерений частоты вращения турбин, используемых в РЧВ и ЧК регуляторов мощности. Критерии оценки: Максимальная разность измерений частоты вращения турбин не должнапревышать 10 мГц. П5. Проверка возможности изменения величин «мертвой полосы» и статизма первичного регулирования При проверке в САУМ ПГУ должно быть выполнено изменение величины «мертвой полосы» первичного регулирования в соответствии с требованиями п. 6.5 стандарта. При проверке в САУМ ПГУ должна быть подтверждена возможность изменения статизма первичного регулирования в соответствии с требованиями п. 6.7 стандарта. Критерии оценки: - в САУМ ПГУ существует возможность изменения величины «мёртвой полосы» первичного регулирования с требуемой дискретностью при сохранении штатного режима функционирования ПГУ, без прекращения участия ПГУ в первичном регулировании; - в САУМ ПГУ существует возможность изменения величины статизма первичного регулирования с требуемой дискретностью. П6. Имитация участия ПГУ в НПРЧ Для имитации участия ПГУ в НПРЧ производится имитация отклонений частоты для проверки: - нечувствительности первичных регуляторов; - следящего режима первичного регулирования; 142 - динамики первичного регулирования. П6.1. Проверка нечувствительности первичных регуляторов Проверка нечувствительности первичных регуляторов проводится при плановой нагрузке ПГУ, соответствующей середине регулировочного диапазона ПГУ и установленном статизме первичного регулирования S = 6% на всех РЧВ и ЧК ПГУ. На входах РЧВ и ЧК с периодичностью 3 мин имитируются отклонения частоты на величину Δƒ= ± 20мГц в соответствии с графиком на рис. П.2. Рисунок - П.2. Имитация отклонений частоты при проверке нечувствительности первичных регуляторов ПГУ По величине изменения мощности ПГУ при имитации отклонений частоты должны быть определены величины фактической нечувствительности первичных регуляторов ПГУ. Критерии оценки: При имитации отклонений частоты на Δƒ=±20 мГц должны фиксироваться противоположные по знаку каждому изменению частоты изменения мощности ПГУ в пределах (0,3÷0,6) % PПГУном. Изменение мощности менее 0,3 % PПГУном означает превышение максимальной допустимой нечувствительности первичных регуляторов ±10 мГц. П6.2. Проверка следящего режима первичного регулирования частоты Проверка следящего режима первичного регулирования проводится при статизме первичного регулирования S = 6% при двух уровнях плановой нагрузки ПГУ (Pпл): - внизу регулировочного диапазона: Pпл = PМИН + 6 % PПГУном; - вверху регулировочного диапазона: Pпл = PМАКС – 6 % PПГУном. 143 Проверка производится путем последовательной имитации отклонений частоты в сторону снижения и в сторону увеличения, состоящих из трёх ступеней величиной по 60 мГц с последующим полным снятием имитации отклонения частоты в соответствии с графиками на рис. П.4. и П.5. Переходные процессы требуемого изменения первичной мощности ПГУ показаны на рис. П.3 и П.4. Рисунок - П.3. Переходные процессы требуемого изменения первичной мощности ПГУ. Рисунок - П.4. Переходные процессы требуемого изменения первичной мощности ПГУ. 144 Критерии оценки: При имитации отклонений частоты должны фиксироваться противоположные по знаку изменения фактической мощности ПГУ с требуемой динамикой, с точностью подержания каждого нового задания мощности ±1 % PПГУном. П6.3. Проверка динамики первичного регулирования. Проверка динамики первичного регулирования ПГУ включает в себя опыты по проверке соответствия требованиям Стандарта при имитации отклонений частоты, требующих изменения мощности ПГУ в пределах ±5 % PПГУном и в пределах ±10 % PПГУном. П6.3.1. Проверка динамики первичного регулирования при ΔPП =±5 %PПГУном Проверка производится при статизме первичного регулирования S=6 % на двух уровнях плановой нагрузки ПГУ: - вверху регулировочного диапазона: Pпл= PМАКС – 5 % PПГУном; - внизу регулировочного диапазона: Pпл= PМИН + 5 % PПГУном Путем имитации отклонений частоты Δƒ= ±150 мГц. На каждом уровне плановой нагрузки выполняется четыре последовательных опыта снижения и увеличения частоты с интервалами 10 мин в соответствии с графиком на рис. П.5. Переходные процессы требуемого изменения первичной мощности ПГУ показаны на рис. П.5. Рисунок - П.5. Переходные процессы требуемого изменения первичной мощности ПГУ. 145 Критерии оценки: - при имитации отклонений частоты должны фиксироваться противоположные по знаку изменения фактической мощности ПГУ с требуемой динамикой и точностью подержания каждого нового задания мощности ±1% PПГУном; - при имитации отклонений частоты на Df=150 мГц должно происходить апериодическое изменение мощности ПГУ на 2,5 % PПГУном за время t £ 15 с и за время t £ 30 с – на 5 % PПГУном. П6.3.2. Проверка динамики первичного регулирования ПГУ при ΔPП = ±10% PПГУном Проверка производится при статизме первичного регулирования S=6 % на двух уровнях плановой нагрузки ПГУ: - вверху регулировочного диапазона: Pпл= PМАКС – 10 % PПГУном; - внизу регулировочного диапазона: Pпл= PМИН + 10 % PПГУном Путем имитации отклонений частоты Δƒ= ±300 мГц. На каждом уровне плановой нагрузки выполняется четыре последовательных опыта по снижению и увеличению частоты с интервалами 10 мин в соответствии с графиками на рис. П.6. Рисунок - П.6. Переходные процессы требуемого изменения первичной мощности ПГУ. Критерии оценки: 146 - при имитации отклонений частоты должны фиксироваться противоположные по знаку изменения фактической мощности ПГУ с требуемой динамикой и точностью подержания каждого нового задания мощности ±1 % PПГУном; - при имитации отклонений частоты на Df =300 мГц должно происходить апериодическое изменение мощности ПГУ на 2,5 % PПГУном за время t £ 15 с, за время t £ 30 с – на 5 % PПГУном. и на 10 % PПГУном за время t £ 2 мин (ранее). 147
