Исследование режимов работы парогазовой установки при выделении на изолированную работу в составе дефицитного энергорайона

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

В настоящее время основная часть электроэнергии вырабатывается на основе сгораемого топлива. Одной из наиболее эффективных и экологичных установок на сгораемом топливе является ПГУ [1]. В настоящее время, как в России, так и по всему миру устанавливается большое количество данных установок. Например, в России на начало 2017 года доля ПГУ в составе установленной мощности генерирующего оборудования ЕЭС России достигла 13,48%. При этом за 2016 год в ЕЭС России были введены в работу ПГУ с суммарной установленной мощностью 1295 МВт, что составляет 30% от суммарного объема вновь введенных мощностей [2].

Опыт эксплуатации показал, что одним из проблемных вопросов является поведение данной установки при значительных отклонениях частоты электрического тока в энергосистеме от номинального значения. На настоящий момент существует большое количество иностранных публикаций на данную тему [3-5]. Далее будет показано как по характеру изменения частоты в первые секунды после начала возмущения определить характер изменения мощности ПГУ в последующем процессе, а, следовательно, и характер участия установки в регулировании частоты.

Особенности конструкции и режимов работы ПГУ.

Парогазовая установка состоит из двух частей: газовой и паровой. Газовые турбины довольно маневренные и изменяют свою мощность за очень короткое время, в отличие от паровой турбины. Паровая турбина в составе ПГУ работает, как правило, на скользящих параметрах. И, если при повышении частоты она довольно быстро может изменить свою мощность путем снижения подачи пара на турбину, то при снижении частоты паровая турбина начинает набирать мощность в соответствии с изменением мощности газовой с большой инерционностью. Поэтому, в первые десятки секунд влияние паровой турбины довольно незначительно и при исследовании основной акцент делается на особенности функционирования газовых турбин.

Принципиальная схема парогазовой установки представлена на рисунке 1. Воздух поступает в компрессор, где сжимается и далее в камере сгорания смешивается с топливом (также ПГУ может работать и в режиме предварительного смешивания). Топливно-воздушная смесь сгорает, горячие газы расширяются в турбине и вращают ее. Из турбины газы поступают в котел-утилизатор, где нагревают воду. Вода превращается в пар, который вращает паровую турбину [6].

Рис. 1. Принципиальная схема парогазовой установки

В ходе процесса важно поддерживать температуру на входе в газовую турбину (точка 1) на допустимом уровне по условию жаропрочности оборудования. В связи с тем, что измерить температуру в точке 1 крайне сложно, то необходимый уровень температуры в данной точке дорассчитывается и регулируется посредством температуры, измеренной в точке 2.

Температура может регулироваться двумя основными способами: изменением уровня подачи воздуха в камеру сгорания и изменением объема подаваемого топлива. Изменение подачи воздуха регулируется изменением положения лопаток входного направляющего аппарата компрессора (ВНА). В случае если требуемой величины температуры не удается достигнуть данным образом, то дополнительно регулируется подача топлива.

Таким образом, в связи с необходимостью регулирования температуры, в ряде режимов может возникнуть потребность в принудительном изменении подачи топлива. В связи с изменением объема подачи топлива будет меняться и выдаваемая активная мощность установки. Следовательно, мощность газовой турбины может изменяться не только в процессе изменения планового задания по мощности или отработки задания регулятора скорости, но и по сигналу от регулятора температуры [3].

В нормальном режиме работы установки температура газов в турбине поддерживается на номинальном уровне по условию наибольшей эффективности работы котла-утилизатора. При выделении ПГУ на изолированную работу в составе энергорайона с дефицитом активной мощности и последующим снижением частоты происходит снижение скорости вращения компрессора в связи с тем, что компрессор находится на одном валу с турбиной и генератором. Снижение скорости вращения компрессора приводит к пропорциональному росту температуры в турбине. Увеличение температуры будет в первую очередь ликвидироваться регулятором подачи воздуха, то есть будут открываться лопатки ВНА. Но при больших отклонениях частоты этого, как правило, не достаточно и регулятор температуры начнет выдавать сигнал на снижение объема подачи топлива. Таким образом, может сложиться ситуация, что в темпе процесса мощность ПГУ начнет принудительно снижаться. Снижение мощности приведет к увеличению небаланса мощности изолированно работающем энергорайоне и соответственному снижению частоты электрического тока. Дальнейшее снижение частоты, в свою очередь, может привести к прогрессирующему повышению температуры газов и к еще большему увеличению дефицита активной мощности. Таким образом, может возникнуть лавинообразный процесс, приводящий в худшем случае к останову ПГУ и, как следствие, отключению части потребителей действием устройств автоматики ограничения снижения частоты либо погашению всего энергорайона.

Описание модели ПГУ.

Для моделирования работы ПГУ в составе энергорайона использовался ПК RuStab, который имеет в своей библиотеке модель газовой турбины и модель паровой части ПГУ [7]. В качестве модели газовой турбины была принята модель Роуена. Данная модель отражает работу реальной газовой турбины при отклонениях частоты от 95% до 107% от номинального значения. В настоящее время эта модель широко используется в целях исследования работы газовых турбин при отклонениях частоты.

Структура данной модели представлена на рисунке 2 [4, 5].

Рис. 2. Структура модели газовой трубины

Уставку по мощности определяют регулятор скорости и регулятор температуры. Из двух предписанных значений выбирается минимальное, которое и определяет объем подачи топлива в камеру сгорания. По значениям частоты вращения вала, объема топлива, положения входного направляющего аппарата (ВНА) в модели определяется температура газов на выходе из турбины. Отклонение измеренной частоты вращения вала от номинальной определяет действие регулятора скорости, а отклонение измеренной температуры от уставки определяет действие регулятора положения лопаток ВНА и регулятора температуры. В схеме присутствуют блоки функций F1 и F3, которые содержат в себе математические зависимости входных и выходных параметров. Описание данных функций можно найти в [3, 4].

Паровая часть моделируется значительно более упрощенно, так как ее реакция полностью зависит от реакции газовой турбины. Модель паровой части состоит из двух компонентов: котла-утилизатора и паровой турбины, которые моделируются апериодическими звеньями.

Описание тестового энергорайона.

Для моделирования был принят тестовый энергорайон, включающий ПГУ, установленной мощностью 480 МВт. В составе ПГУ содержаться три турбины: две газовых и одна паровая, установленная мощность каждой турбины составляет 160 МВт. Схема рассматриваемого энергорайона с уровнями напряжений и нагрузками в узлах в одном из режимов представлена на рисунке 3. Суммарная нагрузка энергопринимающих установок в энергорайоне варьировалась в зависимости от эксперимента в диапазоне от 350 до 450 МВт при загрузке ПГУ от 240 до 480 МВт соответственно. Статизм регулятора скорости ПГУ и статическая характеристика нагрузки энергорайона во всех экспериментах приняты одинаковыми.

Рис. 3. Схема тестового энергорайона

Энергорайон связан с энергосистемой двумя ВЛ 220 кВ. На рисунке 3 показано сечение, включающее данные линии, а также указан переток активной мощности в этом сечении в одном из режимов.

Описание результатов моделирования.

В данной работе рассматривалась схема ремонта одной из линий, связывающих рассматриваемый энергорайон с остальной энергосистемой, и аварийное отключение последней. Выделение энергорайона на изолированную работу происходило с дефицитом активной мощности. Сначала определялась величина наибольшего дефицита активной мощности в исходном режиме, при котором после выделения энергорайона на изолированную работу регулятор температуры не препятствовал набору мощности, заданному регулятором скорости при фиксации снижения частоты. Затем в данном исходном режиме без изменения мощности ПГУ увеличивалась величина нагрузки в энергорайоне, и повторялось моделирование выделения района на изолированную работу, что приводило к процессам снижения мощности, подтверждающим описанное ранее. Регулятор температуры вступал в работу и в темпе процесса начинал принудительно действовать на снижение мощности газовой турбины, что приводило к дальнейшему снижению частоты. По мере увеличения величины дефицита активной мощности в исходном режиме усиливалась и интенсивность действия регулятора температуры после выделения энергорайона на изолированную работу.

На рисунке 4 приведены зависимости частоты от времени при исходной загрузке каждой из турбин 140 МВт. Разные кривые соответствуют различным скоростям снижения частоты в начальный период времени после выделения энергорайона. Увеличение скорости снижения частоты в каждом последующем эксперименте связано с увеличением исходного дефицита активной мощности.

Рис. 4. Зависимости частоты от времени при исходной загрузке 3*140 МВт

Из рисунка видно, что при средней скорости снижения частоты в первоначальный период времени 0,2061 Гц/с частота устанавливается на уровне около 49,8 Гц. Если рассмотреть кривую, которая соответствует скорости снижения частоты 0,2512 Гц/с, то после резкого снижения частоты она устанавливается на величине около 49,7 Гц. Однако в момент времени 15 с происходит дальнейшее снижение частоты, что обусловлено началом действия регулятора температуры на уставку по мощности. Причем с повышением скорости снижения частоты снижается время до начала преобладания регулятора температуры, что можно более явно видеть на рисунках 5 и 6, где показаны действия регуляторов скорости и температуры и изменение мощности газовой турбины соответственно.

На рисунке 5 показаны действия регуляторов скорости и температуры при различных скоростях изменения частоты. Сигналы показаны в относительных единицах - относительно номинальной мощности турбины. Так как сигналы берутся с входа в блок минимального значения (рисунок 2), то ограничения по номинальной мощности в данном случае отсутствуют, они накладываются далее в модели. В рассмотренном случае с наиболее медленным снижением частоты регулятор скорости дает сигнал на повышение активной мощности в соответствии с коэффициентом статизма. При этом сигнал регулятора температуры в данном случае на всем промежутке времени соответствует большему значению по мощности, чем сигнал регулятора скорости, поэтому регулятор температуры не влияет на изменение мощности газовой турбины в данном случае. При скорости изменения частоты 0,2512 Гц/с в момент времени 15 с сигнал регулятора температуры становится равен сигналу регулятора скорости и далее опускается ниже. Аналогично происходит и в других случаях, но в каждом последующем случае задание регулятора скорости растет более резко, чтобы предотвратить снижение частоты, а также температура газов повышается более быстро, на что пропорционально реагирует регулятор температуры. Таким образом, при увеличении скорости снижения частоты сигналы регулятора скорости и регулятора температуры становятся более крутыми и пересекаются раньше, после чего процесс становиться необратимым.

Рис. 5. Изменение сигналов регуляторов температуры и скорости во времени

На рисунке 6 показано изменение мощности газовой турбины. Из рисунка видно, что в первый период времени во всех случаях мощность турбины увеличивается. Пока в регулировании участвует только регулятор скорости после набора мощности турбина работает с мощностью, близкой к номинальной загрузке, в том числе используя разрешенный в модели аварийный перегруз. В ряде случаев видно, что через несколько секунд после того, как сигналы регуляторов пересеклись, турбина начинает снижать свою мощность в соответствии с заданием регулятора температуры.

Рис. 6. Изменение мощности газовой турбины во времени

турбина парогазовый котел

Аналогичные серии экспериментов проводились для разных исходных загрузок турбин. Во всех экспериментах фиксировалась продолжительность периода времени от момента начала процесса отклонения частоты до момента начала необратимого снижения мощности установки. На рисунке 7 представлены графики зависимости продолжительности вышеуказанного периода от скорости снижения частоты для различного уровня начальной загрузки генераторов ПГУ: пунктиром показаны асимптоты - скорости снижения частоты, при которых снижения мощности ПГУ принудительным действием регулятора температуры не происходит.

Рис. 7. Зависимость времени от начала возмущения до начала снижения мощности установки

Как видно из рисунка, данные характеристики имеют нелинейный характер. Как было сказано выше по мере увеличения скорости снижения частоты характеристики сигналов регуляторов становятся более крутыми и их пересечение происходит быстрее. Следовательно, по мере увеличения скорости снижения частоты момент начала нежелательного с точки зрения режима снижения мощности начинает приближаться к моменту начала отклонения частоты.

Но при этом с увеличением скорости снижения частоты зависимость становится более пологой. Это связано с тем, что требуется некоторое время, чтобы регулятор температуры перекрыл действие регулятора скорости. Кроме того, при снижении загрузки ПГУ повышается предельно допустимая скорость снижения частоты, при которой не произойдет нежелательного сброса мощности. Это связано с тем, что ПГУ при небольшой загрузке успевает набрать необходимую мощность и предотвратить слишком глубокую просадку частоты, а значит предотвратить перегрев газовой турбины.

В связи с тем, что при снижении частоты в парогазовой установке снижается подача воздуха в камеру сгорания и температура газов повышается выше допустимой, изменение мощности данной установки в процессе регулирования частоты при возникновении значительных небалансов активной мощности в энергосистеме может быть противоположно требуемому, что может привести к еще более глубокому снижению частоты. В данной статье исследовалось, влияние скорости снижения частоты и исходной загрузки генерирующего оборудования по мощности на уровень риска возникновения такого процесса.

Результаты цифровых экспериментов показали, что наличие риска процесса нежелательного снижения мощности ПГУ при выделении энергорайона на изолированную работу с дефицитом активной мощности можно определить с учетом граничных величин по прогнозируемой скорости снижения частоты, а также в зависимости от исходной загрузки ПГУ в доаварийном режиме.

Список литературы

1. Зысин Л.В. Парогазовые и газотурбинные тепловые электростанции: учеб. пособие. - СПб. : Изд-во Политехн. ун-та, 2010. - 368 с.

2. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2016 году. АО «СО ЕЭС».

3. Meegahapola, L. Characterisation of gas turbine dynamics during frequency excursions in power networks, IET Generation, Transmission & Distribution, 2014, Vol. 8, Iss. 10, pp. 1733-1743.

4. Meegahapola, L., Flynn, D. 'Gas Turbine Modelling for Power System Dynamic Simulation Studies' in Francisco M. Gonzalez-Longatt, Josй Luis Rueda (ed.) PowerFactory Applications for Power System Analysis, Springer, Cham, Switzerland, 2014, pp. 175-195.

5. IEEE Power & Energy Society, Dynamic models for Turbine-Governors in Power System Studies, Technical report PES-TR1, Jan 2013.

6. Цанев, С.В., В.Д. Буров, Ремезов, А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. - Москва: МЭИ, 2009. - 584 с.

7. Руководство пользователя ПК «RuStab».

Размещено на Allbest.ru