Файл: Автоматическое управление газотурбинными установками..pdf

В качестве селектора может быть применен промышленный регу­ лятор типа КПИ. Уставки скорости у г и у 2 задают регуляторам PCI и PC2, а следовательно, и турбинам скорости сон1 и (ои2 в зависи­ мости от давления р. Регуляторы PCI и РС2 стабилизируют задан­ ные скорости при действии возмущений на каждый нагнетатель. При стабилизации давления р на выходе станции меняются скорости сразу двух машин. Однако скорости сон1 и соІІ2 не обязательно должны

снова суммируются и поступают в общий газопровод. Для ста­ билизации давления на выходе станции может быть применена схема (рис. Ѵ.2), по принципу действия похожая на схему, пока­ занную на рис. Ѵ.1. Здесь ошибка Ар = р 0 — р с помощью селек­ тора С также преобразуется в две равные уставки уг и у 2, которые подаются на регуляторы скорости PCI и РС2, стабилизирующие скорости вращения турбин сон1 и сон2 на заданном уровне. Последний зависит от потребления газа при постоянном давлении на выходе.

Уставки у г и у 2 получаются равными, когда гидравлические сопротивления в параллельных ветвях одинаковы. Если гидравли­ ческие сопротивления разные, то уставки у г и у 2 уже неодинаковы. Действительно, -с экономической точки зрения выгодно иметь боль­ шие расходы газа на участках с меньшим гидравлическим сопро­ тивлением. Поэтому при параллельном соединении нагнетателей

167

выгодно использовать их максимальные мощности в тех параллель­ ных ветках, в которых меньше гидравлические сопротивления. Однако схема стабилизации давления и для случая неравномерного распределения нагрузок остается принципиально такой же, как на рис. V.2.

Наконец, может быть случай, когда при изменении давления р и расхода Gr схемы последовательного и параллельного соединения машин не обеспечивают нужной мощности. Тогда применяются схемы последовательно-параллельного включения.

Помимо стабилизации давления за станцией'система управления должна выполнять еще несколько важных функций. К ним следует отиестп включение и выключение ГТУ в зависимости от расхода газа. Поясним это на примере схемы, показанной на рис. V.2. До­ пустим, потребление газа растет и давление за станцией падает. Две турбипы соответственно повышают скорость вращения. Может на­ чаться понижение к. п. д., и настанет такой момент, когда две тур­ бины, работая на предельных режимах, не обеспечивают нужного расхода газа. Значит, необходимо подключить третью турбину и все трп вывести на соответствующий режим.

При понижении расхода газа следует отключать одну турбину, но оставшиеся две должны обеспечивать нужный расход. Особенно усложняются эти операции при последовательно-параллельном включении турбин. Многообразие режимов газопроводов и компрес­ сорных станций требует создания единой автоматизированной си­ стемы управления газопроводами (АСУГ). Эта система должна иметь иерархическую структуру. Низшей ступенью, основой АСУГ, явится, по-видимому, необслуживаемая автоматизированная компрессорная станция. Если главной задачей АСУГ считать обеспечение беспере­ бойного транспорта необходимого количества газа при минималь­ ных затратах и распределение его между потребителями, станет очевидной необходимость использовапия для этой цели электронной вычислительной машины.

Независимо от «уровня» (общесоюзное диспетчерское управление или управление магистрального газопровода) ЭВМ должна на осно­ вании текущей информации о режиме газопровода в соответствии с заложенным алгоритмом определять необходимый режим каждой компрессорной станции. Для решения этой задачи ЭВМ необходимо по каналам связи получать от компрессорных станций разнообраз­ ную информацию. Следует отметить, что объем необходимой для ЭВМ информации окончательно не определен. Однако можно предполо­ жить, что во всех случаях нужны данные о состоянии агрегатов (в работе, готов к пуску, в ремонте), о режиме компрессорной стан­ ции (количество перекачиваемого газа, давление газа на входе и вы­ ходе станции), а также о резерве мощности на компрессорной стаиции.

К сожалению, получение указанной информации связано со зна­ чительными трудностями. В частности, отсутствует единое мнение, по каким параметрам следует определять режим агрегата и решать

168

задачу о распределении нагрузки между ними. Обсуждаются такие параметры, как мощность на валу нагнетателя, степень сжатия нагнетателя, расход топлива на агрегат и количество перекачи­ ваемого газа.

Отметим, что автоматическое измерение любого из названных пара­ метров в настоящее время аппаратурно не обеспечено, что объяс­ няется большой сложностью измерения. Действительно, - каждый из этих параметров не может быть измерен непосредственно. Для получения необходимого результата приходится измерять несколько величин и осуществлять над ними математические операции, что, естественно, усложняет аппаратуру и затрудняет достижение необ­ ходимой точности.

Выработанная на ЭВМ команда должна быть реализована стан­ ционной системой управления. В своем сегодняшнем состоянии си­ стема управления приспособлена лишь для исполнения простых телемеханических команд типа «включить» — «отключить», однако и для них алгоритмы разработаны недостаточно полно. Рассмотрим некоторые задачи, возникающие при создании автоматизированной компрессорной станции.

Общепринято, что режим компрессорной станции целесообразнее всего определять из условий поддержания заданного давления на выходе компрессорного цеха. При этом предполагается, что стан­ ционная система регулирования автоматически изменяет режим газотурбинных агрегатов в зависимости от команд регулятора давле­ ния, уставка которого может изменяться с помощью телемехани­ ческого управления. Нагрузка между агрегатами распределяется поддержанием либо одинаковой мощности на всех агрегатах, либо одинаковой температуры газа перед турбиной при ограничениях по температуре газа и по скорости вращения турбины.

Системы такого типа в настоящее время внедряются на компрес­ сорных стапциях для последовательно включенных газоперекачи­ вающих агрегатов. Можно предположить, что для параллельио включенных агрегатов (проектируемые агрегаты большой мощности предполагается использовать именно на такой схеме) надо будет импульсом от общестанционного регулятора давления воздейство­ вать на настройку индивидуального регулятора каждого агрегата. Это может оказаться необходимым, если сопротивление сети на ка­

к разным значениям давления на выходе нагнетателя. Окончатель­ ное решение этого вопроса станет возможным, очевидно, только после накопления эксплуатационного опыта.

Кроме изменения режима агрегатов в процессе эксплуатации могут возникнуть ситуации, требующие включения резервного агрегата или увеличения числа работающих агрегатов путем вклю­ чения еще одного агрегата в группу для последовательной и парал­ лельной работы. В последнем случае задача не представляет особой трудности — порядок пуска агрегата не отличается от описанного

16 9

ранее (см. гл. II) и может быть выполнен по простой команде «вклю­ чить», которая должна быть дополнена указанием о том, какой именно агрегат должен быть включен, что является не простой задачей. Для ее решения придется, по-видимому, учитывать большое число данных, характеризующих состояние агрегатов: выработку ресурса каждым из них с учетом числа пусков, график предупредительных ремонтов, анализ текущего состояния агрегатов по суточным ведо­ мостям и т. д. Создание алгоритма для выработки соответствующего решения — задача сложная, и ее еще предстоит решить.

При последовательном соединении агрегатов в случае использо­ вания простых обвязок (два агрегата в группе) вопрос о выборе агре­ гата для включения не возникает. Однако для так называемой уни­ версальной обвязки, предусматривающей широкие возможности для использования агрегатов в разных группах, эта сложность сохраняется, так же как и при выборе агрегата для выключения. Кроме того, при последовательном соединении агрегатов не всегда сохраняется одинаковым алгоритм включения агрегата в трассу. Как показано в гл. II, существующие алгоритмы управления для последовательно работающих агрегатов предполагают при некото­ рых режимах вмешательство оператора в процесс управления. При переходе к необслуживаемой компрессорной станции потре­ буется автоматизация всех процессов и соответствующее изменение алгоритмов. По всей видимости, основные трудности возникнут не при разработке алгоритма, а при подборе аппаратуры для его обеспечения.

Мы рассмотрели лишь часть вопросов, которые возникают при проектировании АСУ для необслуживаемой компрессорной станции. Однако и этого достаточно', чтобы сделать вывод о сложности про­ блемы и о необходимости больших исследовательских, проектных и экспериментальных работ. Управление скоростью вращения газо­ турбинных установок имеет важное значение, стабилизация скорости косвенно стабилизирует параметры газопровода. Пусковые режимы так или иначе связаны с изменением скорости вращения турбин низкого и высокого давления (отключение турбодетандера, вывод на скорость холостого хода, сброс нагрузки и т. д.). Поэтому рас­ смотрим подробно разные регуляторы скорости вращения и дина­ мику процессов регулирования.

Гидродинамический регулятор

Гидродинамический регулятор скорости вращения и другие под­ системы, использующие масло, подробно описаны во многих источ­ никах [6, 10, 17, 26]. Коснемся только принципов работы отдельных узлов, что поможет лучше понять действие электронного регулятора. В гидродинамическом регуляторе перестановка исполнительных механизмов (регулирующий, стопорный и сбросной клапаны) осуще­ ствляется за счет энергии масла, непрерывно прокачиваемого через него. Исполнительные механизмы имеют незначительные объемы,

170

а расход масла через них достаточно большой. Поэтому гидродина­ мический регулятор малоинерциоиеи.

Приведем уравнение материального баланса исполнительного поршневого механизма:

Уравнение (V.1) показывает, что приток масла Q1 (м3/сек) за время dt уравновешивается сливом Q2 (м3/сек) и приращением объема

Рис. Ѵ.З. Функциональная схема гидродинамической системы стаби­ лизации скорости вращения газовой турбины.

масла dM (м3) под поршнем. Поршни исполнительных механизмов цилиндрические, поэтому dM = Sdl, где S — площадь, dl — ход штока поршня. Разделив уравнение (Ѵ-1) на dt, получим

Отсюда видно, что при' значительном притоке Qx и малой пло­ щади S скорость перемещения исполнительного механизма dl/dt может быть весьма значительной.

Гидродинамический регулятор скорости вращения газовой тур­ бины (рис. Ѵ.З) выполняет следующие основные функции: стабили­ зацию скорости вращения на заданном уровне, защиту от превыше­ ния скорости при сбросах нагрузки и при аварийных режимах с по­ мощью сбросных клапанов, защиту от превышения температуры

171