Способ управления каналом частотной коррекции систем автоматического регулирования частоты и мощности газотурбинных энергетических установок при выделении на изолированный район
METHOD OF CONTROLLING FREQUENCY CORRECTION CHANNEL OF SYSTEMS FOR AUTOMATIC CONTROL OF FREQUENCY AND POWER OF GAS-TURBINE POWER PLANTS WHEN SEPARATING INTO AN ISOLATED REGION

Изобретение относится к газотурбинным энергетическим установкам (ГТЭ) и может быть использовано при разработке или модернизации системы автоматического регулирования (САР) ГТЭ работающих в энергосистеме, где возможны выделения на изолированный район.
Известные структурные схемы систем автоматического регулирования частоты и мощности (САРЧМ) как отечественных, так и зарубежных ГТЭ имеют недостатки при переходе на изолированный район.
Из уровня техники известна система автоматического регулирования мощности парогазовой установки, включающей, по меньшей мере, одну газотурбинную установку с газовой турбиной, по меньшей мере, один котел-утилизатор и паротурбинную установку с паровой турбиной, оборудованной регулирующими клапанами, содержащая формирователь задания по мощности, регулятор мощности парогазовой установки, регуляторы мощности газовых турбин и регулятор паровой турбины, отличающаяся тем, что регулятор мощности парогазовой установки содержит ограничитель скорости выходного сигнала, а регулятор паровой турбины - дифференциатор, сумматор и выделитель максимума сигналов небаланса заданных и текущих значений давления на входе в турбину и положения регулирующих клапанов паровой турбины, причем один из выходов формирователя задания мощности подключен к входу дифференциатора, выход последнего - к одному из входов сумматора, а к его другому входу - выход выделителя максимума (РФ 61349 U1 2007.02.27)
Известны способ и система автоматического регулирования мощности (САРМ) парогазовой установки (ПГУ), включающей в себя по меньшей мере одну газотурбинную установку (ГТУ), соответствующее количество подключенных к их газовым выхлопам котлов-утилизаторов (КУ) и параллельно подключенную к последним по пару паротурбинную установку (ПТУ). При отклонении от номинального значения частоты электрической сети сигнал задания на изменение мощности распределяют по системам регулирования ПГУ и паровой турбины, причем в системе регулирования паровой турбины соответствующий сигнал задания пропускают через элементы форсирования. Указанный сигнал задания системе регулирования паровой турбины дополнительно распределяют на сигналы задания управления клапанами высокого и среднего давлений указанной паровой турбины. На прикрытие указанных клапанов задают ограничения, а перемещение регулирующих органов клапанов среднего давления в сторону их прикрытия производят при достижении заданного порогового уровня отклонения от номинального значения электрической частоты сети, требующего максимально возможного быстродействия системы регулирования (RU 2 671 659 C1 06.11.2018).
Однако данные системы и способы обладают низкой надежностью при переходе ПГУ на изолированный район по сравнению с предлагаемым способом частотной коррекции штатного канала газотурбинных энергетических установок, работающих как в составе ПГУ, так и отдельно.
Техническая проблема заключается в повышение надежности ГТЭ работающих в энергосистеме при выделении ее целиком или частично на изолированный район.
Технический результат заключается в увеличении надежности поддержания частоты сети энергоблоками парогазовой установки при выделении на изолированный район.
Указанный технический результат достигается в результате применения способа частотной коррекции штатного канала газотурбинных энергетических установок, включающий этапы на которых увеличивают скорость реализации первичной мощности газовой турбины при отклонении частоты сети до максимально допустимого для надежной работы энергоблока уровня, через зону нечувствительности в канале частотной коррекции, входящей в состав совмещенного регулятора скорости/мощности газовой турбины, проводят разницу значений заданной частоты вращения ротора n_зад. и текущего значения ротора n_тек., указанную разницу умножают на 1, при включенном канале частотной коррекции или на 0 при отключенном, полученное значение сигнала частоты вращения ротора складывают с имитацией отклонения частоты n_им и делят на коэффициент k для перерасчета в относительные единицы; в канал частотной коррекции газовых турбин добавляют логику дифференцирующего звена, при котором полученный сигнал поступает в схему новой логики, осуществляющую вычисление разницы между текущим сигналом и задержанным сигналом с помощью апериодического звена с параметром 1 сек., полученный сигнал проходит через блок зоны нечувствительности схемы новой логики и умножается на коэффициент новой логики K, полученный в результате данного преобразования сигнал поступает на сумматор и далее на ограничитель предельных значений (фиг.3)
Дополнительная особенность заключается в том, что для тестирования новой логики реализована имитация отклонения частоты выполнена в форме синусоиды с периодом 24 сек и возможностью изменения амплитуды.
Дополнительная особенность заключается в том, что коэффициент k определяется как номинальная частота n_ном, умноженная на статизм регулирования системы управления .
Заявленный способ обеспечивает создание нового принципа управления каналом частотной коррекции систем автоматического регулирования частоты и мощности (САРЧМ) газотурбинных энергетических установок (ГТЭ) целью исключения колебательных процессов при выделении на изолированный район. При этом в  заявленное техническое решение предусматривает использование  газотурбинных энергетических установок ГТЭ-160 предназначенных для привода электрического генератора с частотой вращения 3000 об/мин при эксплуатации в базовом, пиковом и полупиковом режимах, как автономно, так и в составе парогазовой установки (ПГУ). ГТЭ-160 приспособлена для работы на газообразном топливе, в первую очередь, на природном газе и на жидком топливе, как например, легкий мазут.
Установлены следующие параметры канала частотной коррекции:
o зона нечувствительности равена 50 мГц;
o зона нечувствительности схемы новой логики равена 0,02 мГц;
o ограничитель предельных значений равен ±20% (от номинальной мощности);
Структурная схема канала частотной коррекции (ЧК) газовой турбины (ГТ) представлена на фиг.1
Схема логики дифференцирующего звена представлена на фиг. 2.
Для улучшения качества переходного процесса при выделении энергоблока была увеличена скорость реализации первичной мощности газовой турбины (ГТ) при отклонении частоты сети до максимально допустимого для надежной работы энергоблока уровня, а также введена логика частотного корректора в составе совмещенного регулятора скорости/мощности ГТ дифференцирующим звеном, которое позволит обеспечить требуемое поведение управляющего сигнала на изменения частоты при переходе на изолированный район.
Структурная схема канала частотной коррекции (ЧК) газовой турбины (ГТ) представлена на фиг.1 и работает следующим образом:
Разница значений заданной частоты вращения ротора (n_зд) и текущего значения частоты вращения ротора (n_тек), т.е. небаланс по частоте вращения ротора проходит через зону нечувствительности 50 мГц, далее умножается на 1 (если ЧК включен) или на 0 (если ЧК отключен), складывается с имитацией отклонения частоты (n_им), затем для пересчета в относительные единицы делится на коэффициент k (номинальная частота n_ном умноженная на статизм δ),  и проходит через ограничитель предельных значений (±20%). Коэффициент k - коэффициент пересчета изменения частоты в изменение мощности, т.е. с помощью этого коэффициента вычисляется на какою величину должна измениться мощность при отклонении частоты сети от номинального значения – 50Гц.
При этом следует пояснить, что  при работе в сети, частотный корректор должен быть всегда включен.  За этим следит оперативный персонал энергоблока. Однако отключение его возможно в крайне редких случаях, например когда есть проблемы с технологическим оборудованием и работа ЧК может ухудшить ситуацию на энергоблоке.
Схема логики дифференцирующего звена, представленная на Фиг. 2, которая работает следующим образом: из штатной схемы сигнал канала частотной коррекции после пересчета в относительные единицы (фиг. 1. коннектор А) поступает в схему новой логики, где вычисляется разница между текущим сигналом и задержанным сигналом с помощью апериодического звена с параметром 1 сек., далее полученный сигнал проходит через блок зоны нечувствительности  содержащий  пределы, внутри которых измеряемая величина может изменяться , не вызывая изменения выходного сигнала и умножается на коэффициент усиления новой логики K, полученный сигнал B из новой логики поступает на блок сумматора перед ограничитель предельных значений, где сумируется с  сигналом сформированным существующей логики ЧК до ограничителя предельных значений ±20% (ограничение максимального и минимального значения в пределах ±20%) (фиг. 1).
Общая структурная схема канала частотной коррекции (ЧК) газовой турбины (ГТ) показана на фиг. 3.
Далее приведен пример анализа результатов натурных испытаний выделения энергоблока №2 Калининградской ТЭЦ-2 на изолированную нагрузку. На фиг. 4 приведен график, отражающий основные параметры, характеризующие поведение системы автоматического регулирования (САР) ГТ21, ГТ22 и ПТ20. Основными недостатками качества переходного процесса можно назвать следующее:
• повышенная колебательность процесса;
• достаточно большой первоначальный заброс частоты (~660 мГц);
По итогам расширенного анализа полученных результатов было отмечено следующее:
1. Блочный регулятор мощности (БРМ) через 5 сек. с момента начала опыта снялся с автомата сигналом «РАЗГРУЗКА БЛОКА№2» (00ASB02EE100_ZV11), который формируется по сигналам противоаварийной автоматики. Поэтому однозначно можно утверждать, что никакого влияния на колебательность переходного процесса в данном опыте БРМ не оказывал.
2. САР ПТ-20 отреагировала правильно на изменение частоты вращения ротора (частоты сети), т.к. работала как обычный П-регулятор. Недостаток был только в том, что мощность ПТ-20 менялась на меньшее значение, чем это требовалось по отклонению частоты, но если учесть, что ПТ-20 на момент испытаний работала с полностью открытыми клапанами этот недостаток можно и не учитывать.
3. САР ГТ-21 и ГТ-22 работали в режиме регулирования мощности с частотной коррекцией (в том же режиме, что и при работе на большую энергосистему), т.е. статическом режиме регулирования, сохраняя при этом неравномерность (статическую ошибку) регулирования частоты в соответствии с установленной степенью неравномерности (статизмом).
4. Первоначальный заброс частоты был вызван избытком мощности на турбинах, по сравнению с моментом на генераторах (требуемой нагрузкой потребителей). Очевидно, что чем больше по амплитуде этот небаланс и чем дольше он будет сводиться к нулю, тем выше будет заброс частоты. Для уменьшения подобного негативного эффекта скорость изменения мощности турбин по первичному каналу регулирования целесообразно увеличивать до максимума.
5. Анализируя САР ГТ-21, ГТ-22 на предмет возможности уменьшения колебательности процесса, было замечено некое «запаздывание» в изменении управляющего сигнала YMIN 1 (для ГТ-21) и 2 (для ГТ-22).
Детальный анализ показал, что «запаздывание» в изменениях управляющего сигнала YMIN в большей степени связано с ограничениями по каналам ЧК газовых турбин, которые на момент испытания составляли ~60МВт/мин.
САР газовых турбин работали синхронно и следующим образом: в первый момент частота начала расти, сформировался отрицательный небаланс по каналу ЧК, который уменьшает управляющий сигнал YMIN с ограниченным темпом (~60МВт/мин); во второй момент частота достигла максимума  и начала снижаться, при этом управляющий сигнал YMIN продолжал уменьшаться с темпом (~60МВт/мин) до тех пор пока небаланс по частоте не сравнялся с уже отработанной нагрузкой в соответствии со статизмом; в третий момент частота продолжала снижаться, управляющий сигнал YMIN менял своё направление на противоположное с темпом (~60МВт/мин) и т.д.
6. Фактически «запаздывание», которое мы получаем из-за ограничения по темпу изменения нагрузки по каналу ЧК газовых турбин (~60МВт/мин), приводит к такому «медленно затухающему» переходному процессу.
7. Для решения проблемы было принято решение доработать алгоритм работы канала ЧК ГТ-12.
8. Для улучшения работы канал ЧК газовых турбин была добавлена логика дифференцирующего звена с возможностью его отключения (см. Фиг. 2), которое при должной настройке позволит обеспечить правильное поведение управляющего сигнала YMIN на «быстрые» изменение частоты при переходе на изолированный район.
После внесение корректировок в САРЧМ ГТ-12 Калининградской ТЭЦ-2 были проведены испытания в соответствии с рабочей программой испытаний САР ГТ-12, в которой были предусмотрены опыты с синусоидальными возмущениями частоты сети, которые по периоду аналогичны тем, что были во время натурных испытаний с амплитудами 50 мГц, 100 мГц, 150 мГц, 200 мГц, 250 мГц и 300 мГц. Результаты экспериментов имитационных испытаний показали, что при базовых настройках поведение ЭЧСР ГТ-12 аналогично поведению ЭЧСР ГТ-21,22 во время натурных испытаний.
Выполненные и введённые в работу корректировки САРЧМ ГТ-12 позволили значительно улучшить реакцию системы регулирования газовой турбины на колебания частоты, что было подтверждено успешными испытаниями по выделению энергоблока №1 на изолированную нагрузку (фиг. 5).