RU2601320C1 - Power control method of combined-cycle plants and apparatus for its implementation - Google Patents
Power control method of combined-cycle plants and apparatus for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2601320C1 RU2601320C1 RU2015132788/06A RU2015132788A RU2601320C1 RU 2601320 C1 RU2601320 C1 RU 2601320C1 RU 2015132788/06 A RU2015132788/06 A RU 2015132788/06A RU 2015132788 A RU2015132788 A RU 2015132788A RU 2601320 C1 RU2601320 C1 RU 2601320C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- regulator
- input
- gas turbine
- unit
- power
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам регулирования мощности парогазовых установок (ПГУ), имеющих в своем составе газотурбинную установку и паровую утилизационную часть, и может быть использовано для повышения эффективности парогазовых установок при изменяющихся режимных и внешних климатических факторах, влияющие на процесс сгорания топлива и теплообмен в газотурбинной установке.The invention relates to methods for controlling the power of combined cycle plants (CCGT), which include a gas turbine unit and a steam recovery part, and can be used to increase the efficiency of combined cycle plants with changing operating and external climatic factors affecting the process of fuel combustion and heat transfer in a gas turbine installation .
В состав основного оборудования ПГУ входят обычно одна или две ГТУ, каждая со своей газовой турбиной (ГТ), которая служит приводом компрессора и электрического генератора (ЭГ), а также паровая утилизационная часть, соответственно, один или два котла-утилизатора (КУ) и одна паротурбинная установка (ПТУ) с паровой турбиной (ПТ), питаемой паром от КУ и служащей приводом еще одного ЭГ ПТ. В состав ГТУ входят осевой компрессор, камера сгорания (КС), газовая турбина и электрический генератор (ЭГ).The basic equipment of a CCGT unit usually includes one or two gas turbines, each with its own gas turbine (gas turbine), which serves as a drive for the compressor and electric generator (EG), as well as a steam recovery part, respectively, one or two heat recovery boilers (KU) and one steam turbine unit (PTU) with a steam turbine (PT) fed by steam from the KU and serving as a drive for another EG PT. The composition of the gas turbine includes an axial compressor, a combustion chamber (KS), a gas turbine and an electric generator (EG).
Известно, что эффективность использования топлива на блоках ПГУ с ГТУ весьма чувствительна к вариациям параметров наружного воздуха, в частности - температуры наружного воздуха. Естественные отклонения температуры наружного воздуха от расчетной (+15°С) ведут к существенному снижению эффективности использования топлива и к неоправданным потерям до 5-6% коэффициента полезного действия КПД (см. Ольховский Г.Г. «Энергетические газотурбинные установки», М., «Энергоатомиздат», 1985, с. 165-166).It is known that the fuel efficiency on CCGT units with gas turbines is very sensitive to variations in the parameters of the outside air, in particular, the temperature of the outside air. Natural deviations of the outdoor temperature from the calculated one (+ 15 ° С) lead to a significant decrease in fuel efficiency and to unjustified losses of up to 5-6% efficiency coefficient of efficiency (see Olkhovsky G.G. “Energy gas turbine plants”, M., "Energoatomizdat", 1985, p. 165-166).
Известен способ управления газотурбинным двигателем (см. Боднер В.А., Рязанов Ю.А., Шаймарданов Ф.А. «Системы автоматического управления двигателями летательных аппаратов», М., «Машиностроение», 1973, с. 181, рис. 4.6) путем измерения частоты вращения ротора двигателя и температуры воздуха на входе в двигатель, по измеренной частоте вращения ротора двигателя и температуре воздуха на входе в двигатель формируют значение приведенной частоты вращения ротора двигателя, по которой формируют новый заданный расход топлива, сравнивают его с измеренным текущим расходом, по величине рассогласования между заданным и измеренным значениями формируют управляющее воздействие на исполнительный механизм управления расходом топлива.A known method of controlling a gas turbine engine (see Bodner V.A., Ryazanov Yu.A., Shaimardanov F.A. "Automatic control systems for aircraft engines", M., "Mechanical Engineering", 1973, p. 181, Fig. 4.6 ) by measuring the frequency of rotation of the engine rotor and the temperature of the air at the engine inlet, the value of the reduced frequency of rotation of the engine rotor is formed from the measured frequency of the engine rotor and the temperature of the air at the engine inlet, and it is compared with the measured fuel consumption Live flow, the magnitude of the error between the setpoint and the measured values form the control action on the actuating fuel flow control mechanism.
Недостаток известного способа обусловлен тем, что при управлении энергоблоком при изменениях его нагрузки, температуры и давления воздуха на входе в компрессор, в известных решениях, прежде всего, изменяют подачу топлива в камеру сгорания, а это ведет к рассогласованию (дисбалансу) параметров блока, и не обеспечивает эффективность режима ГТУ и парогазового блока в целом.The disadvantage of this method is due to the fact that when controlling a power unit with changes in its load, temperature and air pressure at the compressor inlet, in known solutions, first of all, the fuel supply to the combustion chamber is changed, and this leads to a mismatch (imbalance) of the unit parameters, and It does not ensure the efficiency of the gas turbine unit and the combined cycle unit as a whole.
Исследования показали, что при изменениях температуры и давления воздуха на входе в компрессор блока ПГУ фактическое значение КПД энергоблока имеет «плавающий» характер, и может изменяться в достаточно широком диапазоне.Studies have shown that with changes in temperature and air pressure at the inlet to the compressor of a CCGT unit, the actual value of the efficiency of the power unit is “floating” in nature, and can vary over a fairly wide range.
В качестве прототипа принят способ «Управления положением направляющих аппаратов компрессора газотурбинного двигателя» (см. патент №2432501, МПК F04D 27/00, 2011), согласно которому в процессе работы двигателя измеряют параметры потока воздуха, поступающего в компрессор, а именно температуру и давление воздуха на входе, а также частоту вращения ротора компрессора и отслеживают положение направляющих аппаратов компрессора, сравнивают его с программным значением, по результатам сравнения формируют управляющий сигнал, который подают на исполнительный механизм привода управления направляющими аппаратами компрессора, при этом дополнительно измеряют давление воздуха на выходе из компрессора, по значениям температуры воздуха на входе в двигатель и частоты вращения ротора компрессора формируют управляющий сигнал приведенной частоты вращения ротора компрессора, причем дополнительно формируют заданное значение отношения степени сжатия к приведенному расходу воздуха компрессора и заданное значение отношения степени сжатия к приведенному расходу воздуха компрессора, зависящее от температуры воздуха на входе в двигатель, которые суммируют и подают управляющий сигнал на второй вход элемента сравнения, на первый вход которого подают сигнал текущего значения отношения степени сжатия воздуха в компрессоре к приведенному расходу воздуха, формируют сигнал разности программного и текущего значений отношения степени сжатия воздуха в компрессоре к приведенному расходу воздуха и полученный управляющий сигнал подают на исполнительный механизм привода управления направляющими аппаратами компрессора.As a prototype, the method "Control the position of the guide vanes of the compressor of a gas turbine engine" was adopted (see patent No. 2432501, IPC F04D 27/00, 2011), according to which during the operation of the engine the parameters of the air flow entering the compressor are measured, namely temperature and pressure of air at the inlet, as well as the rotor speed of the compressor rotor, and monitor the position of the compressor guide vanes, compare it with the program value, and, using the results of the comparison, form a control signal that is fed to a drive mechanism for controlling the compressor guide vanes, in addition, the air pressure at the compressor outlet is additionally measured, the control signal of the reduced compressor rotor speed is generated from the air temperature at the engine inlet and the compressor rotor speed, and a predetermined value of the compression ratio to reduced compressor airflow and a predetermined ratio of the compression ratio to the reduced compressor airflow, depending on tons of air temperature at the engine inlet, which summarize and feed a control signal to the second input of the comparison element, the first input of which supplies a signal of the current value of the ratio of the air compression ratio in the compressor to the reduced air flow rate, form a signal of the difference between the program and current values of the ratio of air compression ratio in the compressor to the reduced air flow and the received control signal is fed to the actuator of the control drive of the compressor guide vanes.
Недостаток прототипа обусловлен невысокой точностью регулирования подачи воздуха, отклонением параметров ГТУ и блока от расчетных и дисбалансом сложной системы, который возникает при изменениях параметров наружного воздуха.The disadvantage of the prototype is due to the low accuracy of regulation of the air supply, the deviation of the parameters of the gas turbine unit and the unit from the calculated ones and the imbalance of the complex system that occurs when the parameters of the outdoor air change.
Недостаток прототипа обусловлен также тем, что при изменениях температуры и давления воздуха на входе в компрессор командное управление направлено на восстановление приведенной частоты вращения ротора двигателя, при этом исполнительный механизм привода управления направляющими аппаратами компрессора перемещают по соотношению косвенных показателей.The disadvantage of the prototype is also due to the fact that with changes in temperature and air pressure at the inlet to the compressor, command control is aimed at restoring the reduced rotational speed of the engine rotor, while the actuator of the control drive of the compressor guide vanes is moved by the ratio of indirect indicators.
При заданной мощности энергоблока известный способ не позволяет получить технически безопасные (расчетные) выходные параметры ГТУ, расчетную техническую эффективность ГТУ и парогазового блока в целом, поскольку непосредственная причина возникновения дисбаланса, связанная, как показали исследования авторов, с неконтролируемыми «плавающими» изменениями массового расхода воздуха, не устраняется.For a given power unit power, the known method does not allow obtaining technically safe (calculated) output parameters of gas turbine units, the estimated technical efficiency of gas turbine units and a gas-vapor unit as a whole, since the immediate cause of the imbalance is associated, as the authors showed, with uncontrolled “floating” changes in air mass flow not resolved.
Недостаток прототипа обусловлен также тем, что эффективность работы блока ПГУ зависит не только от эффективной работы ГТУ, но прежде всего от эффективности паровой утилизационной части блока, которая определяется параметрами теплового потока дымовых газов перед котлом утилизатором. Поддержание температуры дымовых газов за ГТ на постоянном (например, 517°С для ПГУ-325) уровне недостаточно корректно, т.к. тепловой поток на выходе ГТУ зависит не только от температуры, но и от изменяющихся при этом расхода и теплоемкости дымовых газов.The disadvantage of the prototype is also due to the fact that the efficiency of the CCGT unit depends not only on the effective operation of the gas turbine unit, but primarily on the efficiency of the steam recovery part of the unit, which is determined by the parameters of the heat flux of flue gases in front of the boiler utilizer. Maintaining the temperature of flue gases behind the gas turbine at a constant (for example, 517 ° С for CCP-325) level is not correct enough, because the heat flow at the outlet of the gas turbine depends not only on the temperature, but also on the flow rate and heat capacity of the flue gases changing at the same time.
Известно устройство регулирования ГТУ содержащее регуляторы мощности газовых турбин и регулирующие органы газотурбинной установки и паровой турбины. Устройство реализовано в системе «Автоматическое регулирование мощности парогазовой установки с воздействием на регулирующие органы газотурбинной установки и паровой турбины» (см. патент РФ №2361092, МПК F01K 13/02, 2009). При этом мощность ГТУ изменяется путем формирования задания по мощности ГТ, измерения текущих мощностей ГТ и ПТ и воздействия на клапан расхода топлива.A control device for gas turbines is known containing gas turbine power regulators and regulating bodies of a gas turbine installation and a steam turbine. The device is implemented in the system "Automatic power control of a combined cycle plant with exposure to the regulatory bodies of a gas turbine unit and a steam turbine" (see RF patent No. 2361092, IPC F01K 13/02, 2009). In this case, the capacity of a gas turbine is changed by forming a task for the power of a gas turbine, measuring the current capacity of a gas turbine and a gas turbine, and influencing the fuel consumption valve.
Недостаток устройства регулирования ГТУ, примененный в упомянутой выше системе автоматического регулирования, заключается в том, что при управляющих воздействиях на регулирующие органы ГТУ и ПТУ не учитываются изменяющиеся факторы внешней среды, которые приводят к неконтролируемым вариациям режимных параметров энергоблока (температуры уходящих газов за КС и ГТУ, активной мощности ГТ и др.), неэффективной работе ГТУ, утилизационной части ПГУ и энергоблока в целом.The disadvantage of the gas turbine control device used in the automatic control system mentioned above is that when controlling actions on the gas turbine and gas turbine control bodies, the changing environmental factors, which lead to uncontrolled variations in the operating parameters of the power unit (flue gas temperature behind the compressor station and gas turbine, are not taken into account) , active power of gas turbines, etc.), inefficient operation of gas turbines, utilization part of combined cycle power plants and the power unit as a whole.
Технический результат изобретения - повышение эффективности парогазовых установок при изменяющихся режимных и внешних климатических факторах путем повышения точности регулирования подачи воздуха и топлива в камеру сгорания ГТУ.The technical result of the invention is to increase the efficiency of combined cycle plants with changing operating and external climatic factors by increasing the accuracy of regulating the supply of air and fuel to the gas turbine combustion chamber.
Технический результат достигается тем, что, во-первых, непрерывно устраняется дисбаланс между расходом топлива и «плавающим» массовым расходом воздуха при изменении режимных и внешних климатических факторов, а во-вторых, поддержание максимально возможного значения уровня теплового потока дымовых газов перед КУ обеспечивает расчетную работу паровой утилизационной части блока ПГУ и, соответственно, эффективную работу парогазовой установки в целом.The technical result is achieved by the fact that, firstly, the imbalance between the fuel consumption and the "floating" mass air flow is continuously eliminated when the regime and external climatic factors change, and secondly, maintaining the maximum possible value of the level of the heat flux of flue gases in front of the KU provides the operation of the steam utilization part of the CCGT unit and, accordingly, the efficient operation of the combined cycle plant as a whole.
Так в способе регулирования мощности парогазовых установок повышается точность изменения расхода топлива, подаваемого в камеру сгорания газотурбинной установки, и расхода воздуха, подаваемого в камеру сгорания газотурбинной установки посредством компрессора, при этом расход воздуха устанавливают пропорционально заданной мощности, а теплоту потока выхлопных газов газотурбинной установки на входе в котел-утилизатор поддерживают изменением расхода топлива, подаваемого в камеру сгорания газотурбинной установки, постоянной, предпочтительно на максимальном уровне. При изменении режимных и климатических факторов значение максимального уровня теплоты корректируют пропорционально изменениям массового расхода воздуха.Thus, in the method of controlling the power of combined-cycle plants, the accuracy of changing the fuel flow supplied to the combustion chamber of a gas turbine installation and the air flow supplied to the combustion chamber of a gas turbine installation with a compressor is increased, while the air flow is set proportionally to a predetermined power, and the heat of the exhaust gas flow of a gas turbine installation is the entrance to the waste heat boiler is supported by a change in the fuel consumption supplied to the combustion chamber of a gas turbine installation, constant, preferably at the maximum level. When the regime and climatic factors change, the value of the maximum heat level is adjusted in proportion to the changes in the mass air flow.
Устройство регулирования мощности парогазовых установок обеспечивает достижение технического результата тем, что содержит регулятор положения входного направляющего аппарата компрессора, выходом подключенный к исполнительному механизму управления углом открытия входного направляющего аппарата компрессора, датчик положения исполнительного механизма входного направляющего аппарата компрессора, выходом подключенный к 1-ому входу регулятора положения входного направляющего аппарата компрессора, блок задания угла открытия входного направляющего аппарата компрессора, выходом подключенный ко 2-му входу регулятора положения входного направляющего аппарата компрессора, датчик массового расхода воздуха, блок фильтрации сигнала по массовому расходу воздуха, корректирующий регулятор массового расхода воздуха с задатчиком, при этом датчик массового расхода воздуха подключен посредством блока фильтрации сигнала по массовому расходу воздуха к 1-му входу корректирующего регулятора массового расхода воздуха, ко 2-му входу корректирующего регулятора массового расхода воздуха соответственно подключен задатчик корректирующего регулятора массового расхода воздуха, при этом выход корректирующего регулятора массового расхода воздуха подключен к 3-му входу регулятора положения входного направляющего аппарата компрессора, регулятор степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания, выходом подключенный к исполнительному механизму управления клапаном расхода топлива, датчик расхода топлива, выходом подключенный к 1-ому входу регулятора степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания, датчик электрической мощности газовой турбины, датчик электрической мощности паровой турбины, регулятор мощности блока, задатчик мощности блока, формирователь задания по мощности газовой турбины, блок суммирования сигналов к 1-му входу которого подключен датчик электрической мощности газовой турбины, ко 2-му входу подключен датчик электрической мощности паровой турбины, выходом блок суммирования сигналов подключен к 1-му входу регулятора мощности блока, ко 2-му входу которого подключен задатчик мощности блока, при этом выход регулятора мощности блока соединен с формирователем задания по мощности газовой турбины, регулятор мощности газовой турбины, при этом к 1-му и 2-му входам регулятора мощности газовой турбины подключены соответственно датчик электрической мощности газовой турбины и формирователь задания по мощности газовой турбине, отличающееся тем, что регулятор мощности газовой турбины выходом подключен к 3-му входу корректирующего регулятора массового расхода воздуха, устройство дополнительно снабжено датчиком теплового потока выхлопных газов на выходе газовой турбины, блоком фильтрации сигнала по тепловому потоку выхлопных газов, корректирующим регулятором теплового потока выхлопных газов, блоком компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на регулятор степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания, блоком компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на корректирующий регулятор теплового потока выхлопных газов, при этом датчик теплового потока выхлопных газов на выходе газовой турбины подключен посредством блока фильтрации сигнала по тепловому потока выхлопных газов к 1-му входу корректирующего регулятора теплового потока выхлопных газов, ко 2-му входу корректирующего регулятора теплового потока выхлопных газов подключен блок компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на корректирующий регулятор теплового потока выхлопных газов, при этом выход корректирующего регулятора теплового потока выхлопных газов подключен к 3-му входу регулятора степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания, ко 2-му входу регулятора степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания подключен блок компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на регулятор степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания, а выход с блока фильтрации сигнала по массовому расходу воздуха подключен к входу блока компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на регулятор степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания и к входу блока компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на корректирующий регулятор теплового потока выхлопных газов.A device for controlling the power of combined-cycle plants ensures the achievement of a technical result by the fact that it contains a position controller for the compressor input guide vane, an output connected to an actuator for controlling the opening angle of the compressor input guide vane, an actuator position sensor for the compressor inlet guide vane, an output connected to the 1st controller input compressor inlet guide vane position, input opening angle setting unit about the compressor guide device, the output is connected to the 2nd input of the compressor input guide device position controller, the mass air flow sensor, the air mass flow signal filtering unit, the correcting air mass flow regulator with a setpoint, while the mass air flow sensor is connected via the filtration unit the signal for the mass air flow to the 1st input of the correcting mass air flow regulator, to the 2nd input of the mass flow correcting regulator in accordingly, the adjuster knob of the mass air flow control is connected, while the output of the mass air flow adjusting regulator is connected to the 3rd input of the position regulator of the compressor input guide apparatus, the degree of opening of the fuel flow valve to the combustion chamber, the output connected to the actuator for controlling the fuel flow valve , fuel consumption sensor, output connected to the 1st input of the regulator of the degree of opening of the fuel consumption valve in the combustion chamber , gas turbine electric power sensor, steam turbine electric power sensor, block power regulator, block power adjuster, gas turbine power task generator, signal summing unit, to the 1st input of which the gas turbine electric power sensor is connected, to the 2nd input is connected sensor of electric power of a steam turbine, with an output the signal summing unit is connected to the 1st input of the unit’s power regulator, to the 2nd input of which the unit’s power adjuster is connected, while the output is the regulator and the power of the unit is connected to the power task generator for the gas turbine power, the gas turbine power controller, while the electric turbine power sensor and the power generator for the gas turbine power, respectively, are connected to the 1st and 2nd inputs of the gas turbine power controller, that the gas turbine power regulator is connected to the 3rd input of the mass air flow correcting regulator by the output, the device is additionally equipped with a sensor for the heat flow of exhaust gases at the gas outlet of a turbine, a signal filtering unit for the heat flow of exhaust gases, a correcting regulator of the heat flow of exhaust gases, a unit for compensating external disturbances to the mass air flow rate, disturbances to the regulator of the degree of opening of the fuel flow valve into the combustion chamber, a unit for compensating external ones reduced to the mass air flow rate disturbances to the corrective regulator of the heat flow of exhaust gases, while the sensor of the heat flow of exhaust gases at the outlet of the gas turbine is connected by means of a fi signal signal for the heat flow of the exhaust gases to the 1st input of the corrective regulator of the heat flow of the exhaust gases, to the 2nd input of the corrective regulator of the heat flow of the exhaust gases is connected to the unit for compensation of external disturbances to the mass flow of air, disturbances to the corrective regulator of the heat flow of the exhaust gases the output of the corrective regulator of the heat flow of exhaust gases is connected to the 3rd input of the regulator of the degree of opening of the fuel consumption valve in the combustion chamber, to the 2nd input of the regulator a torus for the degree of opening of the fuel consumption valve to the combustion chamber, a compensation unit for external perturbations of the mass flow rate of air is connected to a regulator for the degree of opening of the fuel consumption valve in the combustion chamber, and the output from the signal filtration unit for mass flow rate is connected to the input of the external compensation unit to the mass air flow, disturbances to the regulator of the degree of opening of the fuel flow valve into the combustion chamber and to the input of the external compensation unit, reduced to the mass air flow, uscheny adjustment knob on the heat of the exhaust gas flow.
Способ регулирования мощности парогазовых установок согласно изобретению показан на фиг. 1; схема устройства регулирования мощности парогазовых установок согласно изобретению приведена на фиг. 2; иерархическая структура системы автоматического управления (САУ) подачей воздуха и топлива при регулировании мощности энергоблока ПГУ согласно заявляемого устройства приведена на фиг. 3.A method for controlling the power of combined cycle plants according to the invention is shown in FIG. one; a diagram of a power control device for combined cycle plants according to the invention is shown in FIG. 2; the hierarchical structure of the automatic control system (ACS) of air and fuel supply when regulating the power of a CCGT power unit according to the claimed device is shown in FIG. 3.
На фиг. 1-3 обозначено: 1 - компрессор; 2 - камера сгорания; 3 - газовая турбина; 4 - электрический генератор газовой турбины; 5 - регулирующий клапан расхода топлива; 6 - регулирующий клапан угла открытия входного направляющего аппарата компрессора; 7 - котел-утилизатор; 8 - паровая турбина; 9 - электрический генератор паровой турбины; 10 - вспомогательное оборудование паровой турбины; 11 - датчик электрической мощности газовой турбины; 12 - датчик электрической мощности паровой турбины; 13 - суммарный сигнал электрической мощности парогазового блока; 14 - датчик массового расхода воздуха; 15 - датчик расхода топлива; 16 - датчик теплового потока выхлопных газов на выходе газовой турбины; 17 - датчик теплового потока выхлопных газов на выходе котла утилизатора; 18 - регулятор положения входного направляющего аппарата компрессора; 19 - исполнительный механизм управления углом открытия входного направляющего аппарата компрессора; 20 - датчик положения исполнительного механизма входного направляющего аппарата компрессора; 21 - блок задания угла открытия входного направляющего аппарата компрессора; 22 - блок фильтрации сигнала по массовому расходу воздуха; 23 - корректирующий регулятор массового расхода воздуха; 24 - задатчик корректирующего регулятора массового расхода воздуха; 25 - регулятор степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания; 26 - исполнительный механизм управления клапаном расхода топлива; 27 - регулятор мощности блока; 28 - задатчик мощности блока; 29 - формирователь задания по мощности газовой турбины; 30 - регулятор мощности газовой турбины; 31 - блок фильтрации сигнала по тепловому потоку выхлопных газов; 32 - корректирующий регулятор теплового потока выхлопных газов; 33 - блок компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на регулятор степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания; 34 - блок компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на корректирующий регулятор теплового потока выхлопных газов; 35 - газотурбинная установка; λ(t) - внешнее возмущение; αвна - степень угла открытия входного направляющего аппарата компрессора, град.; Вг - расход топлива, кг/с; Gm - массовый расход воздуха, кг/с; Nгт - электрическая мощность газовой турбины, МВт; Nпт - электрическая мощность паровой турбины, МВт; Q″гт - тепловой поток выхлопных газов на выходе газовой турбины, Дж/с.In FIG. 1-3 indicated: 1 - compressor; 2 - a combustion chamber; 3 - gas turbine; 4 - electric generator of a gas turbine; 5 - fuel flow control valve; 6 - control valve of the opening angle of the inlet guide vane of the compressor; 7 - waste heat boiler; 8 - steam turbine; 9 - electric generator of a steam turbine; 10 - auxiliary equipment of a steam turbine; 11 - electric power sensor of a gas turbine; 12 - electric power sensor of a steam turbine; 13 - the total signal of the electric power of the combined cycle power unit; 14 - mass air flow sensor; 15 - fuel consumption sensor; 16 - sensor heat flow of exhaust gases at the outlet of the gas turbine; 17 - a sensor of the heat flow of exhaust gases at the outlet of the waste heat boiler; 18 - position controller of the input guide vane of the compressor; 19 is an actuator for controlling the opening angle of the compressor inlet guide apparatus; 20 - position sensor actuator input guide apparatus of the compressor; 21 - block sets the opening angle of the input guide vane of the compressor; 22 - signal filtering unit by mass air flow rate; 23 - corrective regulator of mass air flow; 24 - adjuster adjusting regulator mass air flow; 25 - regulator of the degree of opening of the fuel consumption valve in the combustion chamber; 26 - actuator control valve fuel consumption; 27 - block power regulator; 28 - unit power adjuster; 29 - shaper jobs on the power of the gas turbine; 30 - power regulator of a gas turbine; 31 - block filtering the signal by the heat flow of exhaust gases; 32 - corrective regulator of the heat flow of exhaust gases; 33 - compensation block external, reduced to the mass flow of air, disturbances to the regulator of the degree of opening of the fuel consumption valve in the combustion chamber; 34 - compensation block external, reduced to the mass flow of air, disturbances to the corrective regulator of the heat flow of exhaust gases; 35 - gas turbine installation; λ (t) is the external disturbance; α vna - the degree of opening angle of the input guide vane of the compressor, deg .; In g - fuel consumption, kg / s; G m - mass air flow, kg / s; N gt is the electric power of a gas turbine, MW; N pt - electric power of a steam turbine, MW; Q ″ gt is the heat flow of exhaust gases at the outlet of the gas turbine, J / s.
Способ регулирования мощности парогазовых установок осуществляется следующим образом (фиг. 1).The method of controlling the power of combined cycle plants is as follows (Fig. 1).
Для обеспечения эффективности работы блока 13 в широком диапазоне режимных и внешних факторов, например, при переходе с одной нагрузки на другую, расход воздуха 6, подаваемый посредством компрессора 1 в камеру сгорания 2 газотурбинной установки, устанавливаем в соответствие с заданной мощностью ГТУ, а расход топлива 5, подаваемый в камеру сгорания 2 газотурбинной установки, -таким, чтобы тепловой поток 16 дымовых газов газотурбинной установки 35 на входе в котел-утилизатор 7 поддерживать на постоянном, предпочтительно на максимальном, уровне, который при изменении режимных и климатических факторов (значение максимального уровня теплоты) дополнительно корректируют пропорционально изменениям массового расхода воздуха.To ensure the efficiency of the
При предложенном способе управления в условиях изменяющихся режимных и внешних климатических факторах эффективность парогазовых установок обеспечивается как в результате повышения КПД ГТУ, так и в результате поддержания расчетного (проектного) режима работы утилизационной части блока, имеющей определяющий вес в общей структуре достигаемой (реально возможной) эффективности, являющейся сложной функцией режимных и внешних факторов. А также при технологических ограничениях компрессора.With the proposed control method under conditions of changing operating and external climatic factors, the efficiency of combined-cycle plants is ensured both by increasing the efficiency of gas turbines and by maintaining the calculated (design) mode of operation of the disposal part of the unit, which determines the weight in the overall structure of the achieved (really possible) efficiency , which is a complex function of regime and external factors. And also with the technological limitations of the compressor.
Устройство регулирования мощности парогазовых установок (фиг. 2, фиг. 3), содержит регулятор 18 положения входного направляющего аппарата компрессора 1, выходом подключенный к исполнительному механизму 19 управления углом открытия входного направляющего аппарата компрессора, датчик 20 положения исполнительного механизма входного направляющего аппарата компрессора 1, выходом подключенный к 1-ому входу регулятора 18 положения входного направляющего аппарата компрессора, блок 21 задания угла открытия входного направляющего аппарата компрессора, выходом подключенный ко 2-му входу регулятора 18 положения входного направляющего аппарата компрессора, датчик 14 массового расхода воздуха, блок 22 фильтрации сигнала по массовому расходу воздуха, корректирующий регулятор 23 массового расхода воздуха с задатчиком 24, при этом датчик 14 массового расхода воздуха подключен посредством блока 22 фильтрации сигнала по массовому расходу воздуха к 1-му входу корректирующего регулятора 23 массового расхода воздуха, ко 2-му входу корректирующего регулятора 23 массового расхода воздуха соответственно подключен задатчик 24 корректирующего регулятора массового расхода воздуха, при этом выход корректирующего регулятора 23 массового расхода воздуха подключен к 3-му входу регулятора 18 положения входного направляющего аппарата компрессора 1, регулятор 32 степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания 2, выходом подключенный к исполнительному механизму 26 управления клапаном расхода топлива, датчик 15 расхода топлива, выходом подключенный к 1-ому входу регулятора 32 степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания 2, датчик 11 электрической мощности газовой турбины 3, датчик 12 электрической мощности паровой турбины 8, регулятор 27 мощности блока, задатчик 28 мощности блока, формирователь задания 29 по мощности газовой турбины, блок 13 суммирования сигналов к 1-му входу которого подключен датчик 11 электрической мощности газовой турбины, ко 2-му входу подключен датчик 12 электрической мощности паровой турбины, выходом блок 13 суммирования сигналов подключен к 1-му входу регулятора 27 мощности блока, ко 2-му входу которого подключен задатчик 28 мощности блока, при этом выход регулятора 27 мощности блока соединен с формирователем задания 29 по мощности газовой турбины, регулятор 30 мощности газовой турбины, при этом к 1-му и 2-му входам регулятора 30 мощности газовой турбины подключены соответственно датчик 11 электрической мощности газовой турбины и формирователь задания 29 по мощности газовой турбине, отличающееся тем, что регулятор 30 мощности газовой турбины выходом подключен к 3-му входу корректирующего регулятора 23 массового расхода воздуха, устройство дополнительно снабжено датчиком 16 теплового потока выхлопных газов на выходе газовой турбины, блоком 31 фильтрации сигнала по тепловому потоку выхлопных газов, корректирующим регулятором 32 теплового потока выхлопных газов, блоком 33 компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на регулятор степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания, блоком 34 компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на корректирующий регулятор теплового потока выхлопных газов, при этом датчик 16 теплового потока выхлопных газов на выходе газовой турбины подключен посредством блока 31 фильтрации сигнала по тепловому потока выхлопных газов к 1-му входу корректирующего регулятора 32 теплового потока выхлопных газов, ко 2-му входу корректирующего регулятора 32 теплового потока выхлопных газов подключен блок 34 компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на корректирующий регулятор теплового потока выхлопных газов, при этом выход корректирующего регулятора 32 теплового потока выхлопных газов подключен к 3-му входу регулятора 25 степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания, ко 2-му входу регулятора 25 степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания подключен блок 33 компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на регулятор степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания, а выход с блока 22 фильтрации сигнала по массовому расходу воздуха подключен к входу блока 33 компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на регулятор степени открытия клапана расхода топлива в камеру сгорания и к входу блока 34 компенсации внешних, приведенных к массовому расходу воздуха, возмущений на корректирующий регулятор теплового потока выхлопных газов.A device for controlling the power of combined-cycle plants (Fig. 2, Fig. 3), contains a
Устройство регулирования мощности парогазовых установок работает следующим образом (фиг. 2, фиг. 3).The power control device for combined cycle plants operates as follows (Fig. 2, Fig. 3).
Регулятор 18 угла открытия входного направляющего аппарата компрессора по сигналу от датчика 20 положения исполнительного механизма 19 стабилизирует заданное положение входного направляющего аппарата компрессора 1 в соответствие с сигналом от задатчика 21 (контур стабилизации положения ВНА).The
Регулятор 25 подачи топлива поддерживает расход топлива в соответствие с заданным блоком 33 соотношением «воздух-топливо», получая сигнал обратной связи от датчика 15 расхода топлива и воздействуя на исполнительный механизм 26 управления клапаном расхода топлива в камеру сгорания 2.The
Корректирующий регулятор 23 с задатчиком 24 и сигналом по массовому расходу воздуха от соответствующего датчика 14 с фильтром 22 оптимизирует заданное положение ВНА при изменениях внешних факторов (контур беспоисковой оптимизации открытия ВНА путем стабилизации массового расхода воздуха).The
Заданное значение массового расхода воздуха изменяется при этом по командному сигналу от регулятора 30 мощности ГТУ 35 с сигналом обратной связи от датчика 11 электрической мощности газовой турбины (контур стабилизации мощности ГТУ, заданной регулятором мощности блока как системой более высокого уровня).The set value of the mass air flow rate changes in this case by a command signal from the
При этом корректирующий регулятор 32 с сигналом по тепловому потоку за газовой турбиной от соответствующего датчика 16 с фильтром 31 формирует командный сигнал на регулятор топлива 25, поддерживая расход топлива в камеру сгорания по фактическому тепловому потоку за ГТ на заданном предпочтительно максимальном значении (контур стабилизации теплового потока за ГТ).At the same time, the
Значение заданного уровня теплового потока при изменениях нагрузки ГТ и внешних факторов формируется блоком 34 по фактическому значению массового расхода воздуха.The value of the set heat flux level with changes in the load of the gas turbine and external factors is generated by
Таким образом, для изменения режима работы блока (например, переход с одной мощности на другую нагрузку) с помощью задатчика 28 оператором блока вручную или системой более высокого уровня автоматически формируется новое задание блочному регулятору мощности 27. Далее в соответствии с заданной блоком 29 скоростью нагружения ГТ командный сигнал от блочного регулятора мощности 27 поступает на регулятор 30 мощности ГТУ 35, а командный сигнал регулятора 30 задает новое значение массового расхода воздуха, поступающего в компрессор 1 ГТУ 35, на корректоре 23. При этом корректор 23 формирует командный сигнал регулятору 18 угла открытия входного направляющего аппарата компрессора, и регулятор 18 посредством исполнительного механизма 19 изменяется угол открытия ВНА компрессора, что приводит к изменению необходимого расхода воздуха в камеру сгорания. Вслед за изменяющимся массовым расходом воздуха изменяется расход топлива. Для этого сигнал с датчика 14 массового расхода воздуха посредством блока 22 поступает на регулятор 25 расхода топлива посредством блока 33, обеспечивая компенсацию внешних возмущений и формирующего заданное соотношение «воздух-топливо». По сигналу с блока 34 формируется сигнал коррекции оптимального для заданной мощности значения теплоты дымовых газов на выходе ГТ 32, который, в свою очередь, воздействует на регулятор расхода топлива 25 и исполнительный механизм 26, изменяя положение клапана 15 расхода топлива, поступающего в камеру сгорания 2 ГТУ 35.Thus, to change the operating mode of the unit (for example, switching from one power to another load) using the
Блоки 22 и 31 необходимы для фильтрации приведенных случайных помех технологического процесса, связанных как с режимными, так и внешними климатическими факторами.
В результате имеет место повышение эффективности парогазовых установок при изменяющихся режимных и внешних климатических факторах путем повышения точности регулирования подачи воздуха и топлива в камеру сгорания ГТУ.As a result, there is an increase in the efficiency of combined cycle plants with changing operating and external climatic factors by increasing the accuracy of regulating the supply of air and fuel to the gas turbine combustion chamber.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015132788/06A RU2601320C1 (en) | 2015-08-05 | 2015-08-05 | Power control method of combined-cycle plants and apparatus for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015132788/06A RU2601320C1 (en) | 2015-08-05 | 2015-08-05 | Power control method of combined-cycle plants and apparatus for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2601320C1 true RU2601320C1 (en) | 2016-11-10 |
Family
ID=57277916
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015132788/06A RU2601320C1 (en) | 2015-08-05 | 2015-08-05 | Power control method of combined-cycle plants and apparatus for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2601320C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2671659C1 (en) * | 2017-10-27 | 2018-11-06 | Фонд поддержки научной, научно-технической и инновационной деятельности "Энергия без границ" (Фонд "Энергия без границ") | Method and system of automatic regulation of the ccgt unit with forcing impact on the control valves of high and medium pressure of the steam turbine |
| RU2757317C1 (en) * | 2020-12-14 | 2021-10-13 | Рашид Зарифович Аминов | Method for operation of a combined-cycle gas plant with participation in primary frequency control |
| RU2757468C1 (en) * | 2021-03-31 | 2021-10-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") | Method for operation of combined cycle plant during period when power consumption schedule dips |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4031404A (en) * | 1974-08-08 | 1977-06-21 | Westinghouse Electric Corporation | Combined cycle electric power plant and a heat recovery steam generator having improved temperature control of the steam generated |
| RU2361092C1 (en) * | 2007-12-18 | 2009-07-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт" | System of automatic control of steam-gas plant capacity with action at control elements of gas turbine set and steam turbine |
| RU2432501C1 (en) * | 2010-04-16 | 2011-10-27 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-производственный центр газотурбостроения "Салют"(ФГУП "НПЦ газотурбостроения "Салют") | Control method of position of guide vanes of compressor of gas turbine engine |
-
2015
- 2015-08-05 RU RU2015132788/06A patent/RU2601320C1/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4031404A (en) * | 1974-08-08 | 1977-06-21 | Westinghouse Electric Corporation | Combined cycle electric power plant and a heat recovery steam generator having improved temperature control of the steam generated |
| RU2361092C1 (en) * | 2007-12-18 | 2009-07-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт" | System of automatic control of steam-gas plant capacity with action at control elements of gas turbine set and steam turbine |
| RU2432501C1 (en) * | 2010-04-16 | 2011-10-27 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-производственный центр газотурбостроения "Салют"(ФГУП "НПЦ газотурбостроения "Салют") | Control method of position of guide vanes of compressor of gas turbine engine |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2671659C1 (en) * | 2017-10-27 | 2018-11-06 | Фонд поддержки научной, научно-технической и инновационной деятельности "Энергия без границ" (Фонд "Энергия без границ") | Method and system of automatic regulation of the ccgt unit with forcing impact on the control valves of high and medium pressure of the steam turbine |
| RU2757317C1 (en) * | 2020-12-14 | 2021-10-13 | Рашид Зарифович Аминов | Method for operation of a combined-cycle gas plant with participation in primary frequency control |
| RU2757468C1 (en) * | 2021-03-31 | 2021-10-18 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") | Method for operation of combined cycle plant during period when power consumption schedule dips |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7549292B2 (en) | Method of controlling bypass air split to gas turbine combustor | |
| US7269953B2 (en) | Method of controlling a power generation system | |
| US9335042B2 (en) | Steam temperature control using dynamic matrix control | |
| CN108679592B (en) | A kind of the boiler load control system and control method of biomass boiler | |
| CN104238520A (en) | Supercritical boiler fire coal heat value self-balance control loop distributed control system implementation method | |
| RU2601320C1 (en) | Power control method of combined-cycle plants and apparatus for its implementation | |
| CS199691A3 (en) | Process and system for detecting and controlling of a combined turbine unit excessive speed | |
| CN105275509A (en) | Method and system for controlling opening degree of steam turbine governing valve of thermal power generating unit | |
| KR101913975B1 (en) | Control device, system, and control method, and power control device, gas turbine, and power control method | |
| EP0590829B1 (en) | Apparatus and method of automatic NOx control for a gas turbine | |
| CN103791482A (en) | Thermal power generating unit hearth pressure segmentation control method | |
| JP2017505403A (en) | Method for operating a gas turbine at partial load | |
| JP2010285955A (en) | Control device of gas turbine, and power generation system | |
| CN112915741A (en) | Denitration optimization method | |
| CN112596394A (en) | Coordinated control method and system for adjusting electricity and heat loads of cogeneration unit | |
| JP5501870B2 (en) | gas turbine | |
| CN113390099B (en) | Coordination control method under coal-fired cogeneration unit self-adaptive BTU | |
| JP2001193480A (en) | Method and device for controlling gas turbine | |
| JP6267087B2 (en) | Power control apparatus, gas turbine, and power control method | |
| JP2013160154A (en) | Gas turbine control apparatus, method and program and power plant employing the same | |
| CN115263565A (en) | Wide-load energy-saving control method for gas turbine | |
| RU2599079C1 (en) | Method of air flow rate control in a compressor of gas-turbine plants of a binary power unit and device for implementation thereof | |
| CN104011348A (en) | Gas turbine plant for electric energy production and method for operating said gas turbine plant | |
| US11236676B2 (en) | Humid air turbine | |
| RU156580U1 (en) | DEVICE FOR REGULATING AIR CONSUMPTION IN A COMPRESSOR OF GAS-TURBINE INSTALLATIONS OF A BINARY POWER UNIT |