RU2316665C1

RU2316665C1 - Способ защиты газотурбинной установки от раскрутки силовой турбины

Info

Publication number: RU2316665C1
Application number: RU2006114528/06A
Authority: RU
Inventors: Константин Петрович Кучевасов (RU); Константин Петрович Кучевасов; Алексей Николаевич Саженков (RU); Алексей Николаевич Саженков; Юрий Иванович Тимкин (RU); Юрий Иванович Тимкин; Юрий Абрамович Трубников (RU); Юрий Абрамович Трубников
Original assignee: Открытое акционерное общество "Авиадвигатель"
Priority date: 2006-04-27
Filing date: 2006-04-27
Publication date: 2008-02-10
Also published as: RU2006114528A

Abstract

Изобретение относится к системам управления газотурбинных установок, а именно к системам защиты газотурбинных установок для механического привода и привода электрогенератора от опасных забросов частоты вращения (раскрутки) свободной силовой турбины. Техническая задача, решаемая изобретением, заключается в повышении надежности, ресурса и эксплуатационной безопасности газотурбинной установки. Сущность изобретения заключается в том, что в способе защиты газотурбинной установки от раскрутки силовой турбины при внезапном сбросе нагрузки, включающем измерение частоты вращения силовой турбины n_ст, определение ее первой производной по времени

и приведенной по температуре воздуха на входе установки Т_вх частоты вращения газогенератора n_ггпр, формирование предельных значений n_ггпр ^пред, n_ст ^пред,

и сравнение их с n_ггпр, n_ст,

соответственно, согласно изобретению при n_ггпр>n_ггпр ^пред, n_ст>n_ст ^пред и

осуществляют перепуск газа за турбиной газогенератора в атмосферу. При выполнении условия n_ггпр>n_ггпр ^пред, n_ст>n_ст ^пред и

осуществляют перепуск газа за турбиной газогенератора в атмосферу, минуя силовую турбину с помощью клапанов перепуска газов. Тем самым обеспечивается уменьшение подвода энергии к силовой турбине и парирование «заброса» n_ст. Кроме того, величину n_ст ^пред определяют по формуле n_ст ^пред=n_ст ^уст+Δ, где n_ст ^уст - уставочное значение частоты вращения силовой турбины, а Δ≥(5-7)δn_ст, где δn_ст - статическая погрешность регулирования частоты вращения силовой турбины газотурбинной установки. Величина n_ст ^пред получена опытным путем при переключениях сравнимых с мощностью ГТУ нагрузок в электрических сетях при работе в параллель с сетью «бесконечной» мощности. Уставочное значение частоты вращения силовой турбины ГТУ n_ст ^уст необходимо поддерживать для обеспечения требуемой мощности. Константа Δ, обеспечивающая требуемый запас на исключение ложного срабатывания, должна не менее чем в 5...7 раз превышать статическую погрешность регулирования частоты вращения силовой турбины ГТУ n_ст (δn_ст), и составлять ≈60...100 об/мин. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к системам управления газотурбинных установок, а именно к системам защиты газотурбинных установок для механического привода и привода электрогенератора от опасных забросов частоты вращения (раскрутки) свободной силовой турбины.

Известен однопараметрический способ защиты газотурбинной установки (ГТУ) от раскрутки силовой турбины по физическому значению частоты вращения силовой турбины n_ст, заключающийся в измерении величины n_ст, формировании первого и второго предельных значений частот n_ст, сравнении n_ст с первым предельным значением и при превышении n_ст первого предельного значения выдаче оператору информационно-предупредительного сигнала для принятия мер по устранению заброса. Затем осуществляли сравнение n_ст с вторым предельным значением и полностью прекращали подачу топлива в камеру сгорания ГТУ (аварийный останов, G_т=0) при превышении n_ст второго предельного значения частоты n_ст [«Функциональный модуль управления расходом топлива Series 5 центробежных и осевых компрессоров», Документ UM5421 (0.2.0), компания «Compressor Control Corporation», США, 2000, с.95...96].

Недостатком известного способа является возможность необоснованного выключения ГТУ, например, при сбросе нагрузки и кратковременном забросе n_ст, что приводит к перебоям в выработке электроэнергии, необходимости переключения ГТУ на другие источники энергии.

Известны также способы предотвращения раскрутки силовой турбины ГТУ, которые предусматривают измерение частоты вращения силовой турбины n_ст и определение первой производной по времени

, уменьшение расхода топлива G_т в камеру сгорания ГТУ или кратковременный останов подачи топлива в зависимости от мощности, снимаемой с вала силовой турбины, или по наличию упреждающего сигнала о внезапном сбросе нагрузки [Патент США №5609465, F01D 17/06, 1997 г. Патент РФ №2225945, 7 F02С 9/46, 2002].

Однако указанные способы защиты при неблагоприятном сочетании эксплуатационных факторов и конструктивных особенностей ГТУ могут не обеспечить своевременную и надежную защиту силовой турбины от раскрутки в ситуации, когда частоты вращения силовой турбины n_ст и турбины газогенератора ГТУ n_гг имеют максимальные значения и используется относительно «быстроходная» конструкция свободной силовой турбины (n_ст≥5000...7000 об/мин и более, вместо типовых 3000 об/мин). При этом происходит внезапное полное отключение нагрузки с вала силовой турбины, а упреждающий сигнал о сбросе нагрузки отсутствует.

Негативными последствиями возможных забросов n_ст может стать автоматическое отключение электрогенератора от потребителя или механическое разрушение силовой турбины и нелокализованная поломка ГТУ, и как следствие, повреждение дорогостоящего оборудования.

Другой известный способ управления газотурбинного двигателя учитывает режим работы и динамическое состояние его параметров и предусматривает измерение частоты вращения вращающегося узла двигателя (частоты вращения ротора газогенератора), формирование первого порогового значения, которое изменяется в зависимости от первой производной частоты вращения узла в определенном диапазоне. При этом, если фактическая частота вращения превышает не только первое, но и второе пороговое значение, которое больше первого, делают вывод о наличии «заброса» частоты вращения ротора газогенератора. После обнаружения заброса частоты расход топлива G_т в двигатель уменьшают путем изменения электрического тока в приводе топливного клапана по аналоговой схеме [Патент США №6321525 В1, F02C 9/28, 2001].

Однако при полном сбросе нагрузки указанный способ защиты также может не обеспечить надежную и своевременную защиту силовой турбины от раскрутки из-за недостаточного быстродействия, характерного для аналоговой схемы управления топливным краном. Так, в схемах регулирования подобного типа время полного перемещения дозатора топлива от максимального до минимального положения составляет Δт=1...1,5 секунды, что может оказаться недостаточным для парирования заброса n_ст в ситуации, когда темп увеличения n_ст до предельных значений n_ст существенно превышает возможный темп снижения подвода энергии (режима газогенератора).

Наиболее близким к заявляемому является способ предотвращения раскрутки силовой турбины, заключающийся в измерении частоты вращения силовой турбины n_ст и первой производной частоты n_ст

, приведенной частоты вращения ротора газогенератора ГТУ n_ггпр, а также сигнала о сбросе нагрузки, формировании соответствующих пороговых значений параметров n_ст,

и n_ггпр, сравнении параметров n_ст,

и n_ггпр с их соответствующими пороговыми значениями, а при одновременном поступлении сигнала о превышении величины параметра n_ггпр над его пороговым значением (признак «высокого» режима работы) и сигнала о сбросе нагрузки, подают команду на отключение (полную отсечку) расхода топлива Gт в двигатель и включение агрегата зажигания на заданное время. После снижения частотных параметров ГТУ ниже соответствующих пороговых значений подают сигнал на включение подачи топлива в камеру сгорания [Патент РФ №2225945, F 02 С 9/46, 2004].

Однако в процессе работы ГТУ возможно несанкционированное отключение подачи топлива при внутренних и (или) внешних случайных воздействиях на устройство защиты, например, при штатном наличии признака «высокого» режима работы и ложном появлении сигнала сброса нагрузки (из-за наведенных электромагнитных помех или отказа входного узла, регистрирующего команду о сбросе нагрузки).

При кратковременной отсечке топлива и последующем восстановлении режима работы ГТУ наблюдаются значительные градиенты измерения термогазодинамических нагрузок на камеру сгорания и турбину газогенератора, следствием чего является ускоренная выработка ресурса ГТУ.

Последствиями упомянутых выше недостатков являются перебои в выработке электроэнергии, повышенная теплопередача на силовой турбине и, как следствие, низкая надежность, ресурс и эксплуатационная безопасность ГТУ.

Техническая задача, решаемая изобретением, заключается в повышении надежности, ресурса и эксплуатационной безопасности газотурбинной установки путем уменьшения теплоперепада на силовой турбине и устранения ее раскрутки за счет своевременного перепуска части газов, выходящих из турбины газогенератора, в атмосферу, минуя силовую турбину, с помощью клапанов перепуска газов.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе защиты газотурбинной установки от раскрутки силовой турбины при внезапном сбросе нагрузки, включающем измерение частоты вращения силовой турбины n_ст, определение ее первой производной по времени

и сравнение их с n_ггпр, n_ст,

>

осуществляют перепуск газа за турбиной газогенератора в атмосферу.

При выполнении условия n_ггпр>n_ггпр ^пред, n_ст>n_ст ^пред и

>

осуществляют перепуск газа за турбиной газогенератора в атмосферу, минуя силовую турбину с помощью клапанов перепуска газов. Тем самым обеспечивается уменьшение подвода энергии к силовой турбине и парирование «заброса» n_ст.

Кроме того, величину n_ст ^пред определяют по формуле n_ст ^пред=n_ст ^уст+Δ, где n_ст ^уст - уставочное значение частоты вращения силовой турбины, а Δ≥(5-7) δn_ст, где δn_ст - статическая погрешность регулирования частоты вращения силовой турбины газотурбинной установки. Величина n_ст ^пред получена опытным путем при переключениях сравнимых с мощностью ГТУ нагрузок в электрических сетях при работе в параллель с сетью «бесконечной» мощности.

Уставочное значение частоты вращения силовой турбины ГТУ n_ст ^уст необходимо поддерживать для обеспечения требуемой мощности. Константа Δ, обеспечивающая требуемый запас на исключение ложного срабатывания, должна не менее чем в 5...7 раз превышать статическую погрешность регулирования частоты вращения силовой турбины ГТУ n_ст (δn_ст) и составлять ≈60...100 об/мин.

В случае, если Δ<(5-7) δn_ст может наблюдаться колебательный процесс из-за снижения n_ст ниже n_ст ^уст и последующего восстановления величины n_ст до n_ст ^уст с целью поддержания заданной мощности.

Повышение надежности и эксплуатационной безопасности ГТУ обеспечивается за счет исключения несанкционированной раскрутки силовой турбины и осуществления режима плавного снижения теплоперепада на силовой турбине без «термошока», характерного для способа-прототипа.

На фигуре показан продольный разрез ГТУ с блок-схемой, иллюстрирующей порядок осуществления заявляемого способа.

Блок 1 - датчик измерения температуры воздуха Т_вх на входе в ГТУ.

Блок 2 - датчик измерения частоты вращения ротора газогенератора n_гг.

В качестве датчика измерения n_гг могут использоваться индукционные датчики типа ДЧВ-2500А или любого другого типа, обеспечивающие точность измерения на уровне 0,01...0,1%.

Блок 3 - арифметическое устройство, на вход которого поступают сигналы о величине n_гг и Т_вх. На основе информации о величинах n_гг и Т_вх в блоке 3 вычисляется приведенная частота вращения ротора газогенератора ГТУ:

Блок 4 - блок формирования предельного значения приведенной частоты вращения ротора газогенератора ГТУ n_ггпр ^пред.

Блок 5 - компаратор, в котором выполняется сравнение n_ггпр с n_ггпр ^пред.

Функциональное назначение блока заключается в том, чтобы исключить открытие клапана перепуска газов на «низких» режимах работы газогенератора ГТУ, когда в этом нет необходимости, т.к. парирование заброса n_ст удовлетворительно обеспечивается известным способом путем уменьшения подачи топлива в камеру сгорания газогенератора. Величину n_ггпр ^предустанавливают ниже n_ггпр для номинального режима работы ГТУ. При n_ггпр>n_ггпр ^пред на выходе компаратора 5 формируется первый логический сигнал высокого уровня I₁=1.

Блок 6 - датчик измерения частоты вращения n_ст силовой турбины ГТУ. В качестве датчика измерения n_ст могут использоваться индукционные датчики типа ДЧВ-2500А или любого другого типа, обеспечивающие точность измерения на уровне ±0,1%.

Блок 7 - дифференциатор, в котором осуществляется вычисление первой производной по времени параметра n_ст (n_ст).

Блок 8 - блок формирования предельного значения первой производной по времени

(

). Величина

задается с учетом быстродействия открытия клапанов перепуска газов для газодинамического парирования «заброса» n_ст. В общем случае величина

может быть константой, например

=600...700 об/мин за 1 секунду и более, или функцией режима работы ГТУ, т.е. может зависеть от частоты вращения газогенератора n_гг или величины снижения потребляемой мощности Р.

Блок 9 - компаратор, в котором выполняется сравнение

с

. При

>

на выходе компаратора формируется второй логический сигнал высокого уровня I₂=1.

Блок 10 - блок формирования предельного значения частоты вращения n_ст (n_ст ^пред). Функциональное назначение блока состоит в том, чтобы исключить ложные срабатывания при кратковременных «забросах» первой производной частоты турбины, вызванных типовыми сбросами нагрузки (штатной перекоммутацией в электрических сетях), при которых величина

может кратковременно (на Δт=0,01...0,05 с) достигать значений 600...700 об/мин за 1 секунду.

Блок 11 - компаратор, в котором выполняется сравнение n_ст с n_ст ^пред. При n_ст>n_ст ^пред на выходе компаратора формируется третий логический сигнал высокого уровня I₃=1.

Блок 12 - логическое устройство И, имеет три входа и один выход. На первый вход блока 12 поступает логический сигнал I₁, на второй вход - логический сигнал I₂, на третий - логический сигнал I₃. При одновременном наличии на трех входах блока 12 сигналов I₁=1, I₂=1 и I₃=1 на выходе блока 12 формируется логический сигнал I₄=1, который подается на вход блока 13 и обеспечивает открытие клапанов перепуска газа за турбиной газогенератора ГТУ.

Блок 13 - клапана перепуска газа за турбиной газогенератора ГТУ (на разрезе показан один клапан). Каждый клапан перепуска газов 13 соединен на входе с проточной частью кольцевого канала между турбиной газогенератора и свободной турбиной, а на выходе - с атмосферой.

При наличии сигнала I₄=0 клапана перепуска 13 газотурбинной установки 14 находятся в закрытом состоянии. При формировании I₄=1 клапана перепуска газов 13 открываются и обеспечивают частичный перепуск газа с выхода турбины газогенератора через соответствующие трубопроводы в атмосферу, минуя силовую турбину, обеспечивая уменьшение подвода энергии к силовой турбине и парирование заброса n_ст.

Способ осуществляется следующим образом.

До и в процессе запуска ГТУ клапана перепуска газа 13 за турбиной газогенератора находятся в открытом положении. После запуска газогенератора клапана перепуска газа 13 в ручном или автоматическом режиме закрывают.

При работе газогенератора ГТУ на «низких» режимах (n_ггпр<n_ггпр ^пред) на выходе блока 5 формируется логический сигнал низкого уровня I₁=0. Поэтому при n_ст>600...700 об/мин за 1 секунду и n_ст>n_ст ^пред клапана перепуска газа 13 за турбиной газогенератора остаются в закрытом положении.

В случае внезапного сброса всей нагрузки при работе газогенератора ГТУ на «высоком» режиме (n_ггпр>n_ггпр ^пред, I₁=1), параметры n_ст и

существенно возрастают. При превышении величины

предельного значения

≈600...700 об/мин за 1 секунду, а также при n_ст>n_ст ^пред на всех трех входах блока 12 формируются логические сигналы I_i=1. На выходе блока 12, работающего по логике И, также формируется логический сигнал высокого уровня I₄=1. Сигнал I₄=1 поступает на вход блока 13 и клапана перепуска газов открываются, обеспечивая перепуск газов газогенератора в атмосферу через трубопроводы и выходное устройство, минуя силовую турбину. Исходя из термодинамической схемы ГТУ, теплоперепад на силовой турбине уменьшается и частота вращения силовой турбины n_ст снижается.

Заявляемое изобретение было реализовано в цифровой электронной системе автоматического управления и проверено испытаниями в составе энергетической ГТУ мощностью 12 МВт, выполненной на базе авиационного двигателя ПС-90А и включающей свободную силовую турбину с номинальной частотой вращения n_ст≥5000 об/мин (ГТУ-12П). Результаты стендовых испытаний полностью подтвердили своевременную и надежную защиту силовой турбины от раскрутки, в том числе, необходимую динамическую точность измерения параметра n_ст. По результатам испытаний, дополненных математическим моделированием работы ГТУ, также установлено, что для эффективного парирования забросов частоты n_ст целесообразно, чтобы общее время с момента формирования сигнала I₄=1 и до открытия всех клапанов перепуска газов не превышало 0,1...0,3 с.

Claims

1. Способ защиты газотурбинной установки от раскрутки силовой турбины при внезапном сбросе нагрузки, включающий измерение частоты вращения силовой турбины n_ст, определение ее первой производной по времени

и сравнение их с n_ггпр, n_ст,

, соответственно, отличающийся тем, что при n_ггпр>n_ггпр ^пред, n_ст>n_ст ^пред и

2. Способ защиты газотурбинной установки по п.1, отличающийся тем, что величину n_ст ^пред определяют по формуле n_ст ^пред=n_ст ^уст+Δ, где n_ст ^уст - уставочное значение частоты вращения силовой турбины, а Δ≥(5-7) δn_ст, где δn_ст - статическая погрешность регулирования частоты вращения силовой турбины газотурбинной установки.

3. Способ защиты газотурбинной установки по п.2, отличающийся тем, что величина Δ составляет 60...100 об/мин.