Содержание к диссертации
Введение
1. Аналитический обзор 12
1.1. Парогазовая установка 12
1.2. Понятие регулировочного диапазона 14
1.3. Существующие методы расширения регулировочного диапазона
1.3.1. Включение системы антиобледенения 24
1.3.2. ПГУ с подогревом циклового воздуха 25
1.3.3. Малопаровой режим ЦВД 27
1.3.4. Режим обводного парораспределения 1.4. Применение котла-утилизатора с дожиганием 30
1.5. Постановка задачи 34
1.6. Адаптация системы регулирования к особенностям объекта 35
1.7. Выводы 38
2. Выбор оптимальных параметров пгу-450 при регулировании температуры пара высокого давления в дополнительном котле 41
2.1. Способы повышения температуры пара высокого давления 42
2.2. Тепловая схема дополнительного котла 43
2.3. Выбор схемы
2.3.1. Схема включения дополнительного пароперегревателя (Вариант схемы 1) 47
2.3.2. Схема включения дополнительного пароперегревателя с воздухоподогревателем (Вариант схемы 2) 47
2.3.3. Схема включения дополнительного пароперегревателя с воздухоподогревателем и детандер-генераторным агрегатом (Вариант схемы 3) 49
2.3.4. Сравнение схем 50
2.4. Математическая модель технологических процессов ДК 50
2.4.1. Граничные условия модели дополнительного котла 52
2.4.2. Статическая модель технологических процессов ДК 52
2.4.3. Динамическая модель ДК 2.5. Выбор граничных условий работы дополнительного котла 59
2.6. Выбор оптимального режима 66
2.7. Выводы 71
3. Автоматизированная система управления дополнительного котла
3.1. Программно-техническая реализация системы управления дополнительного котла 74
3.2. Система взаимодействия 82
3.3. Система регулирования ДК
3.3.1. Точки контроля и запорно-регулирующая арматура 85
3.3.2. К определению регулируемых, регулирующих, возмущающих параметров и их взаимного влияния 86
3.3.3. Структурные схемы регуляторов 88
3.3.4. Алгоритм расчета параметров системы 93
3.3.5. Методика расчета многосвязной системы 93
3.3.6. Расчет параметров системы 96
3.3.7. Определение устойчивости и критерии оценки систем регулирования 103
3.3.8. Прогностический алгоритм системы управления ДК 105
3.3.9. Выбор оптимального времени прогноза прогностического регулятора в многосвязной системе для объекта с самовыравниванием 108
3.4. Выводы 114
4. Оценка целесообразного времени работы пгу- 450 в режиме с включенным ДК 116
4.1. Фактор маневренности 117
4.2. Фактор надежности 121
4.3. Фактор экономической эффективности 128
4.4. Целесообразное время работы ПГУ-450 в режиме с включенным ДК 130
4.5. Оценка капитальных затрат для схемы ПГУ с ДК 135
4.6. Выводы 136
Заключение 137
Литература 139
- Включение системы антиобледенения
- Схема включения дополнительного пароперегревателя (Вариант схемы 1)
- Точки контроля и запорно-регулирующая арматура
- Целесообразное время работы ПГУ-450 в режиме с включенным ДК
Включение системы антиобледенения
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 [16, 17].
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» [18], в котором установлены технические требования, предъявляемые к парогазовым установкам для их участия в НПРЧ и АВРЧ, а также порядок и методика 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. Испытания для каждого эксплуатационного состава оборудования проводятся на трех нагрузках регулировочного диапазона: внизу, в середине и вверху регулировочного диапазона. Уровни нагрузок определяются в соответствии с режимной картой энергоблока и с учетом реальных условий (температура и давление наружного воздуха и др.) окружающей среды на период испытаний. При проведении испытаний на энергоблоке должен быть включен в работу штатный состав оборудования. Проверка работы ПГУ в режиме НПРЧ проводится для каждого состава оборудования ПГУ при работе в теплофикационном и/или конденсационном режимах.
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.
Однако, пока при проектировании новых парогазовых мощностей не уделяется должного внимания требованиям к их маневренным характеристикам [19 - 21]. Не учитывается и тот факт, что увеличение времени работы ПГУ на пониженных нагрузках ведет к значительному снижению экономической эффективности их работы [22]. 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 [23 - 28] и возможности расширения регулировочного диапазона при полном составе оборудования.
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. Решение поставленных задач позволит сократить количество пусков и остановов.
Традиционно под маневренностью оборудования тепловых электростанций [16] 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 которыми понимаются продолжительности пусков блоков из различных тепловых состояний; 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.
Характеристики маневренности оборудования определяются, исходя из соблюдения требований к надежности в течение длительной эксплуатации (паркового ресурса).
Следует отметить, что технические требования к маневренности ПГУ с учетом особенностей работы ПГУ на пониженных нагрузках и в переменных режимах определялись на основе исследований, проведенных с использованием различных динамических математических моделей [29 - 34].
В соответствии с общепринятой терминологией под регулировочным диапазоном понимается диапазон электрических нагрузок, который обеспечивается без изменения состава 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 состава работающего электрогенерирующего оборудования и сохранении нормативных экологических показателей по выбросам вредных веществ [35].
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 параметров окружающей среды и в большей степени 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 [12].
Схема включения дополнительного пароперегревателя (Вариант схемы 1)
В дополнительном котле все поверхности нагрева размещаются последовательно друг за другом, и отсутствует лучистый теплообмен.
Теплообменник смешения является смесителем непрерывного действия, в который поступают два потока: первый - поток горячих продуктов сгорания из камеры сгорания, второй - так называемый охлаждающий воздух из воздухоподогревателя для снижения температуры и увеличения объема продуктов сгорания.
Будем рассматривать смеситель как тепловую емкость, теплосодержание теплоносителя на выходе которой определяется как результат интегрирования небаланса между подводимым и отводимым теплом.
Для упрощения модели примем следующие допущения: тепловыми потерями в окружающую среду можно пренебречь; теплосодержание среды во всем объеме смесителя одинакова (смеситель идеального перемешивания) и равна теплосодержанию выходящего потока.
Для оценки времени прохождения сигнала по отельным участкам ДК проведен оценочный конструкторский расчет ДК [74], основные результаты которого представлены в приложении П.1 диссертации.
Результаты конструкторского расчета дополнительного котла получены следующие данные по времени прохождения сигнала:
Для трубчатого воздухоподогревателя по воздуху 1,6 с, по газам 0,3 с. Для определения постоянных времени объекта передаточных функций зададимся временем хода регулирующего клапана 30 секунд, а также следует учесть время прохождения среды по участкам паропроводов, не входящих в состав дополнительного котла. Коэффициенты передачи определяются на основании статического расчета.
Для предварительной оценки влияния дополнительного котла на энергетические показатели ПГУ в различных режимах работы с целью определения граничных условий его работы и выбора возможных направлений исследования в соответствии с рекомендациями [30, 42] выбраны три характерных режима работы ПГУ: регулятор температуры газов за ГТУ выключен, регуляторы давления ПТ «до себя» выключены (скользящий режим) - режим с самым высоким КПД ГТУ; регулятор температуры газов за ГТУ в пределах действия ВНА включен c заданием 540оС, регуляторы давления ПТ «до себя» включены (режим постоянного давления); регулятор температуры газов за ГТУ в пределах работы ВНА включен c заданием 540оС, регуляторы давления ПТ «до себя» выключены - режим с самым высоким КПД ПГУ в целом.
Расчеты параметров паровой турбины и ПГУ в целом были проведены для различных желаемых температур пара высокого давления перед паровой турбиной -510, 490, 470 и 450C при отсутствии в ДК воздухоподогревателя.
Для иллюстрации приводятся результаты расчетов для исследуемой температуры пара высокого давления перед ПТ 470C. а) графики зависимости КПД ПГУ от мощности ПГУ; б) графики зависимости расхода дополнительного топлива от мощности ПГУ; в) графики изменения разницы желаемой и текущей температуры пара от мощности ПГУ; г) зависимость степени сухости пара за последней ступенью ЦНД от мощности ПГУ. - чем больше разница между исследуемой и базовой температурами пара, тем больше расход дополнительного топлива; - при снижении мощности ПГУ и включении дополнительного подогрева пара степень сухости пара за последней ступенью ЦНД возрастает; - графики зависимости расхода дополнительного топлива от мощности ПГУ для режимов с включенным ВНА (см. рисунок 2.7-б) при низких мощностях имеют «полочку», которая объясняется слишком большой разницей исследуемой и текущей температур пара ВД с учетом ограничения на расход пара, который может быть направлен на подогрев.
Ниже (Рисунок 2.8) приведены зависимости значений КПД ПГУ от ее мощности для рассматриваемых режимов работы ПГУ, полученные в результате расчета и экстраполированные по исходным данным, при исследуемой температуре пара перед паровой турбиной 470C. Для других исследуемых температур зависимости аналогичны.
Графики зависимостей расчетных и экстраполированных КПД от мощности ПГУ для исследуемой температуры пара высокого давления 470C для различных режимов работы ПГУ. Из графика видно, что применение дополнительного подогрева пара пред паровой турбиной: - снижает эффективность работы ПГУ в целом в любом режиме работы; - снимает ограничение для минимальной мощности ПГУ, накладываемое температурой пара, что позволяет значительно расширить регулировочный диапазон ПГУ; - приводит к более интенсивному снижению КПД ПГУ при уменьшении мощности, чем без ДК, так как дополнительный подогрев пара приводит не только к повышению температуры пара перед турбиной, но и снижению его давления. А так как в области перегретого пара изобары расходятся, положительный эффект от повышения температуры компенсируется отрицательным эффектом от снижения давления пара. Этим же объясняется ухудшение КПД самого термодинамически эффективного режима ПГУ с включенным ВНА и отключенными регуляторами давления пара перед турбиной.
Анализируя полученные результаты, можно констатировать некоторые условия, обеспечение которых может повысить эффективность работы ДК и ПГУ в целом на пониженных нагрузках.
Точки контроля и запорно-регулирующая арматура
Расчеты системы регулирования проводились по схемам, приведенным ранее, с применением методики В.А.Биленко [59] для расчета многосвязных систем, исходя из условия максимальной робастности каждого из регулируемых параметров.
Система автоматического регулирования температуры пара перед ПТ представляет многосвязную систему, состоящую из 2-х локальных систем регулирования.
Основным принципом построения МАСР энергоблоков является ввод между составляющими её локальными АСР перекрёстных связей - устройств компенсации (УК). Устройства компенсации служат для нейтрализации взаимосвязей, что позволяет рассматривать локальные АСР как автономные. С их помощью происходит диагонализация передаточной матрицы Gрс(s). Таким образом, настройка многосвязной системы сводится к последовательному набору действий: - настройка УК; - независимая настройка каждого регулятора; - корректировка, если необходимо, параметров настройки регуляторов с учётом влияния недиагональных элементов.
Если представить обобщённую матрицу регуляторов R(s)в виде последовательного соединения диагональной матрицы регуляторов RД(s) и матрицы УК: K:(s) или Kn(s) - с единичными диагональными элементами, то получим схемы с вариантом развязки, называемой автономностью I, и обеспечивает инвариантность регулируемых величин одних ЛАСР при задающих воздействиях других ЛАСР, или автономность II, которая обеспечивает инвариантность регулирующих воздействий одних ЛАСР при внутренних возмущениях других. Условия развязки каждого вида сводятся к диагонализации соответствующей матрицы эквивалентного объекта: tfKB(s) = tf(s)-ff (s); H IKB(s) = KII(s)-H(s); (3.1) H3KB(s) = KII(s)-H(s)-KI(s). Произведём расчёт многосвязной АСР, используя метод развязки смешанной автономности. На рисунке ниже представлена развёрнутая схема одноконтурной многосвязной АСР, состоящей из двух локальных АСР.
Определенные в предыдущих главах динамические и статические характеристики объекта носят оценочный характер, поэтому не имеет смысла оценивать динамику переходных процессов в абсолютных значениях.
Так как постоянные времени передаточных функций каналов определены приблизительно, то оценим влияние изменения постоянных времени на переходные процессы. В таблице ниже приведены передаточные функции каналов: 1 - полученные на основании расчетов, 2 - с равными постоянными времени, 3 - с увеличенной вдвое постоянной времени по каналам расхода топлива, 4 - с увеличенной вдвое постоянной времени по каналам расхода охлаждающего воздуха.
В связи с тем, что при постоянной структуре объекта изменение постоянных времени любого канала не ведет к принципиальным изменениям переходных процессов, а требует только уточнения настроек регуляторов, представляется интересным сравнить системы регулирования с поддержанием постоянной температуры дополнительно подогреваемого пара и с поддержанием постоянным его расхода.
Расчеты проводились для следующих ситуаций: изменение задания для температуры пара перед ПТ, воздействие возмущений со стороны КУ (изменение режима его работы, что влечет за собой изменение, как расхода пара высокого давления, так и его температуры) и воздействие возмущения со стороны дутьевого вентилятора охлаждающего воздуха (изменение температуры окружающей среды, включение в работу регуляторов температуры уходящих газов, изменение теплоемкости газа – изменение расхода воздуха, требующегося для оптимального процесса горения). Результаты расчетов приведены на рисунках 3.12-3.15.
Переходные процессы для температуры пара за пароперегревателем при различных возмущениях, а) - При изменении задания температуры пара перед ПТ, б) - При возмущении от КУ, в) - При возмущении охлаждающим воздухом.
Очевидно, что вариант с постоянной температурой подогреваемого пара инерционен и более выражено реагирует на возмущения, чем вариант с
В действительных условиях параметры автоматизируемого объекта бывают известными лишь приближенно; кроме того, они могут заранее неизвестным образом меняться в процессе эксплуатации системы. Неучет этого обстоятельств может привести не только к ухудшению ожидаемого качества управления, но даже к потере системой устойчивости.
Так как большинство регулируемых параметров в системе – это температуры, то и регуляторы настраивались на апериодический переходный процесс для каждого регулируемого параметра. Наблюдаемая на графиках выше апериодичность переходных процессов позволяет говорить о наличии запаса устойчивости, а в качестве критериев оценки системы регулирования рассмотрим:
1. Длительность переходного процесса tn , равная интервалу времени с момента подачи сигнала до момента времени, когда выходной сигнал не будет отличаться от его установившегося значения не более чем на 5%;
2. Перерегулирование , равное отношению максимального значения выходного сигнала в переходном процессе к установившемуся значению =xmax / xy;
3. Время установления первого максимума выходного сигнала tМ, характеризующее скорость изменения выходного сигнала в переходном процессе.
Целесообразное время работы ПГУ-450 в режиме с включенным ДК
Как было указано выше, в условиях работы электростанций на рынке электроэнергии и мощности особенно жесткие требования со стороны Системного оператора предъявляются к надежности поставки электроэнергии и мощности в соответствии с диспетчерским графиком.
В связи с этим при оценке сравнительной эффективности работы ПГУ-450 с включенным ДК и работы ее с полным составом оборудования во всем регулировочном диапазоне с альтернативным вариантом работы ПГУ без ДК и с переходом при разгружении в режим работы с неполным составом оборудования с остовом и последующим пуском одной ГТ и КУ необходимо учесть следующие факторы, связанные с применением останова и пуска ГТ:
Увеличение эксплуатационных затрат на техническое обслуживание останавливаемой ГТУ по причине сокращения длительности работы между очередными ремонтами (ТО), как следствие изменения ресурса и срока службы наиболее ответственных элементов ГТУ при частых пусках и остановах, а также при работе в нерасчетных режимах.
Вероятность аварийного останова оборудования остановленного ГТУ (компрессора, газовой турбины, котла-утилизатора, генератора и вспомогательного оборудования) и их систем управления при останове и пуске и связанный с этим ущерб от недоотпуска электроэнергии и дополнительных затрат топлива при повторном пуске.
Вероятность несоблюдения временного графика пуска и нагружения ГТ с увеличением общего времени ее пуска и связанные с этим ущерб от недоотпуска электроэнергии и штрафных санкций со стороны СО энергосистемы.
Суммарные дополнительные затраты по указанным факторам надежности, приведенные к одному останову-пуску ГТ (Sн) представим в виде: SН = S3KЭК+Ponp.Sonp -ТАОПР +pH-SH -Твс (4.6) где эк - удельные затраты на 1 час эквивалентных часов при останове-пуске ГТ, р/ч; ЭК - эквивалентные часы (ЭЧ) при при останове-пуске ГТ, ч/пуск; опр ущерб от 1 аварийной операции, р; Рош - вероятность возникновения аварийной ситуации при пуске ГТ; SH - ущерб при увеличении длительности пуска ГТ на 1 час при пуске ГТ, р; рн - вероятность возникновения внештатных ситуаций, не приводящих к аварийному останову, но приводящих к увеличению времени пуска ГТ; Тлопр,Твс- длительность простоя при аварийных и увеличения нагружения при внештатных ситуациях, ч.
Рассмотрим методические положения по оценке указанных затрат. ГТУ по своим маневренным характеристикам в большей степени приспособлены к переменным условиям работы по сравнению с остальным оборудованием, но при этом использование их в маневренных режимах работы снижает их расчетный ресурс. Как правило, установленный заводом -изготовителем режим работы оборудования ГТУ не выдерживается в реальных условиях эксплуатации, а, следовательно, особо актуально стоит задача адекватной оценки изменения ресурса и срока службы наиболее ответственных элементов при частых пусках и остановах, а также при работе в нерасчетных режимах. Удобным инструментом для расчета остаточного ресурса является использование понятия эквивалентной наработки в базовом режиме, когда каждой пуско-остановочной операции ставится в соответствие приведенное число часов работы, т.е. эквивалентные часы в базовом режиме. Упростив формулу, приведенную в [64], было получено выражение для определения эквивалентного снижения времени работы в базовом режиме[65]: где aj - коэффициент для пуска i-го типа; щ - количество пусков i-го типа; I -общее число пусков; - коэффициент для работы в j-м режиме; Tj - время работы в j-м режиме; J - общее число режимов работы.
Таким образом, задача сводится к нахождению числа циклов до разрушения соответствующего каждому типу пуска (пуск из холодного состояния, из горячего состояния и т.п.). Оценки показывают [66-68], что концентрация деформаций в уязвимых местах лопаток и дисков газовых турбин столь велика, что повреждаемость от усталости существенно превосходит повреждаемость от ползучести, и последней можно пренебречь. Для учета влияния нерасчетных, но установившихся режимов работы газовой турбины на выработку ресурса необходимо определить коэффициент bj. Его можно найти, используя уравнение длительной прочности. Количество эквивалентных часов работы возрастает быстрее, чем количество действительных часов работы, что приводит к сокращению интервалов между ремонтами или увеличению затрат при постоянном межремонтном периоде. В таблице 4.2 приведены значения эквивалентных часов работы для разных типов пуска [69].