Исследование макета адаптивной системы управления активной мощностью гидроагрегата ГЭС с поворотно-лопастной турбиной

Введение

Управление активной мощностью гидроагрегатов ГЭС с поворотно-лопастной турбиной осуществляют изменением величины открытия направляющего аппарата (НА) и угла разворота лопастей рабочего колеса (РК) турбины. Существующие электронные и микропроцессорные системы автоматического управления активной мощностью получены модернизацией механической системы управления, разработанной в 50-х годах 20-го столетия. При этом только технические средства автоматизации были заменены современными, а метод и алгоритмы управления остались неизменными.

Величину открытия НА изменяют по алгоритму ПИД-регулирования. Параметры регулятора настраивают в процессе пуско-наладочных работ с использованием линейной модели объекта управления в виде передаточной функции (которая не учитывает влияние угла установки лопастей РК на величину активной мощности). Эффективность системы управления повышают за счет разворота лопастей РК турбины по одинаковой для всех гидроагрегатов статической характеристике (комбинаторной зависимости). Комбинаторную зависимость определяют по результатам экспериментальных исследований макета рабочего колеса турбины на специальном гидродинамическом стенде и корректируют при натурных энергетических испытаниях головного образца гидроагрегата. Для этого в процессе этих экспериментов для разных (но фиксированных значений из рабочего диапазона) комбинаций угла разворота лопастей РК и статического напора воды подбирают величину открытия НА, которая обеспечивает максимальное значение относительного (индексного) к.п.д. гидроагрегата [1]:

,                              (1)

где:  – активная мощность гидроагрегата, измеренная штатным датчиком системы управления;

 – статический напор воды;

 – перепад давления в расходомерном створе спиральной камеры турбины (измеренный датчиком, установленным на время выполнения энергетических испытаний гидроагрегата).

Реализована комбинаторная зависимость в системе управления с помощью электронных и (или) микропроцессорных преобразователей.

Анализ результатов управления частотой активной мощностью и натурных энергетических испытаний гидроагрегатов показал, что в режимах работы вблизи границ рабочего диапазона нагрузок на генератор статическая погрешность увеличивается, а к.п.д. гидроагрегата существенно уменьшается (особенно при снижении нагрузки). При нагрузках меньших 70 МВт реальный к.п.д. уменьшается по сравнению с расчетным на 3,0% и более. В переходных режимах (при пуске, останове и смене режима работы гидроагрегата) динамическая погрешность достигает 15% и наблюдается пиковое увеличение вибраций [2].

Это объясняется существенной нелинейностью функциональных зависимостей активной мощности, гидравлических, механических и электромагнитных потерь от величины открытия НА, угла разворота лопастей РК и нагрузки на генератор. Кроме того, каждый гидроагрегат имеет индивидуальные особенности, влияющие на величину к.п.д. и выбор оптимальных управляющих воздействий (разные значения зазора между лопастями РК и корпусом турбины; различия по профилю и размерам лопастей РК и др.).

Улучшить качество управления активной мощностью гидроагрегата и уменьшить динамические нагрузки на основные детали турбины можно за счет применения адаптивного управления [3].

В статье представлены результаты экспериментального исследования макета адаптивной системы управления активной мощностью гидроагрегата.

1.  Алгоритм адаптивного управления

активной мощностью гидроагрегата

В макете адаптивной системы реализован алгоритм управления активной мощностью гидроагрегата, полученный решением задачи условной минимизации функционала обобщенной работы (ФОР)

                 (2)

с ограничениями, которые задают с помощью уравнений математической модели системы управления:

где:  – требуемый закон изменения активной мощности гидроагрегата (задание системе управления);

  – допустимая погрешность управления;

 – текущее значение математического ожидания перепада давления в расходомерном створе спиральной камеры турбины;

 – нормирующий множитель:

;

 – значение индексного к.п.д., найденное по заводской характеристике при действующем напоре  и нагрузке на генератор ;

,  и  - весовые коэффициенты, определяющие вклад частных показателей в обобщенный показатель эффективности системы управления (параметры регуляризации функционала МНК  - первого слагаемого ФОР).