Инженерный Центр «ЭНЭЛ»  
На главную Карта сайта Координаты
ЭНЭЛ — современные тенденции энергосбережения   Звоните: +7 (499) 613-97-81
 

О компании

Лицензии, награды, отзывы
Виды работ
Выполненные работы
Оборудование
Партнеры
Публикации
Вакансии
Координаты

Главная > Публикации > Система частотного пуска мощного турбогенератора высокотемпературной гелиевой энергоустановки

Система частотного пуска мощного турбогенератора высокотемпературной гелиевой энергоустановки

Анишев Е.Ю., Каржев А.В., Лазарев Г.Б., Новаковский А.Н., Султанов А.Т.

В разрабатываемых энергоблоках АЭС с высокотемпературным гелиевым реактором преобразование тепловой энергии в электрическую обеспечивается вертикальной газовой турбиной и синхронным турбогенератором также вертикального исполнения. Вал турбины, расположенной снизу от генератора, и вал генератора соединены посредством специальной муфты. Охлаждение генератора - с помощью гелия, заполняющего герметичный корпус, в котором расположен бесщеточный возбудитель. Расчетное значение номинальной активной мощности генератора при давлении гелия 2,6 МПа и синхронной частоте вращения 3000 мин-1 составляет 300 МВт. Номинальное линейное напряжение статора - 20000 В.

По условиям работы гелиевой энергоустановки должна быть обеспечена работа генератора не только в генераторном, но и двигательном режимах.

В генераторном режиме при параллельной работе с энергосистемой должна быть обеспечена выдача активной мощности в диапазоне рабочих нагрузок энергоблока от 15 до 100% номинальной мощности.

При работе генератора с отделением от энергосистемы (в автономном режиме энергоблока с покрытием мощности собственных нужд) мощность генератора должна составлять 7-10 МВт, а продолжительность такого режима до 30 часов.

Работа генератора в двигательном режиме необходима при вводе реакторной установки в работу. В этом режиме должен быть осуществлен плавный пуск турбогенератора с изменением его частоты вращения из неподвижного состояния до 3000 мин-1. Потребляемая генератором в этом режиме мощность от устройства пуска (расчетное значение) составляет 6 МВт. При возможном снижении давления гелия, охлаждающего генератор (до ~ 0,1 МПа), устройство пуска и регулирования частоты вращения должно обеспечивать двигательный режим работы генератора с напряжением 20 кВ и мощностью 3 - 6 МВт в этом режиме. И, наконец, должен быть обеспечен останов турбоустановки путем плавного торможения с рекуперацией энергии маховых масс генератора и турбины в энергосистему. Специфика работы гелиевой энергоустановки определяется необходимостью реализации двигательного режима энергоблока для пуска и разгона турбомашины до номинальной частоты вращения, автоматической синхронизации турбогенератора с энергосистемой. Кроме того необходимо обеспечить - длительную работу турбогенератора в двигательном режиме с нагрузкой не более 30 МВт при диапазоне изменения частоты вращения 3000-300 мин-1. В аварийных режимах (отделение от энергосистемы при частоте вращения 3000 мин-1, обесточивание генератора на пониженной частоте 750 мин-1) должно обеспечиваться переключение генератора в двигательный режим, подхват его устройством пуска и регулирование частоты вращения с последующим снижением ее до 300 мин-1.

Из сказанного очевидно, что наличие в составе гелиевой энергоустановки турбогенератора мощностью 300 МВт требует рассмотрения и анализа методов пуска сверхмощных синхронных машин и выбора наиболее рациональной системы пуска.

В статье приведены основные результаты исследований, связанные с разработкой системы пуска мощного турбогенератора гелиевой энергоустановки.

Анализ методов пуска синхронных машин большой мощности.

Для мощных синхронных машин (двигателей, компенсаторов реактивной мощности, обратимых двигателей - генераторов ГАЭС и др.) принципиально возможно применение следующих способов пуска: прямой асинхронный - непосредственно от сети электроснабжения или при пониженном напряжении (автотрансформаторный, реакторный), асинхронно-частотный с помощью вспомогательного разгонного генератора (в том числе в электромеханическом каскаде), синхронный частотный с помощью электромеханического преобразователя частоты или тиристорного преобразователя частоты.

Рассмотрению перечисленных методов пуска синхронных машин, реализованных на практике, посвящена достаточно обширная библиография, систематизированная, в частности, в [1].

Асинхронный пуск. Прямой (асинхронный пуск) синхронных машин, привлекая своей простотой и экономичностью осуществления, обладает весьма существенными недостатками. Его можно реализовать при полном напряжении сети, к которой непосредственно подключается синхронный двигатель (или двигатель-генератор), а также на пониженном напряжении. Применение прямого пуска требует разработки специальной конструкции пусковой клетки, т.к. в процессе пуска в роторе выделяется значительная энергия, которая может приводить к его перегреву. Понятно, что усложнение конструкции ротора приводит к увеличению стоимости синхронной машины. Так, для обратимых вертикальных двигателей-генераторов ГАЭС мощностью 200 МВт увеличение стоимости машины, как показывают расчеты, может достигать 10-15%. Поэтому при частых пусках важно обеспечить равномерность нагрева ротора, что для мощных двухполюсных синхронных генераторов-двигателей приводит к неоправданному усложнению конструкции, а в целом ряде случаев и невыполнимо, т.к. из-за высокой температуры стержней пусковой клетки (400-500 град С) возможны их обрывы и возникновение тяжелых аварий. Как показано в [1], существует верхний предел мощности обратимых генераторов-двигателей, при которых конструкция ротора обладает достаточной теплоемкостью: 100 мВА при ωγ < 300 мин-1 и 150 мВА при ωγ < 200 мин-1.

Очевидно, что существенным недостатком прямого пуска является, с одной стороны, значительные электродинамические и механические воздействия из-за недопустимо больших ударных токов и ударных моментов, приводящих к ускоренному износу изоляции при частых пусках, с другой - недопустимые «провалы» напряжения в энергосистеме. Все это, с учетом требований надежности, как отмечается в работаx отечественных и зарубежных специалистов и подтверждается практическим опытом, исключает возможность применения прямого пуска для синхронных машин мощностью выше 100 МВт.

Некоторое снижение тепловых нагрузок, а также воздействий на синхронную машину и энергосистему при асинхронном пуске можно обеспечить при пониженном напряжении (автотрансформаторный, реакторный пуск). В тоже время хотя асинхронный пуск при пониженном напряжении уменьшает воздействия пусковых токов на синхронную машину и питающую сеть, количество энергии, выделяющейся в роторе, как показывают расчеты для генератора-двигателя 230 МВт, уменьшаются незначительно - на 10-11% [1,2].

Как отмечается в [3], с экономической точки зрения асинхронный пуск при пониженном напряжении обратимых генераторов-двигателей мощностью от 200 МВт и выше представляет собой самое дорогое техническое решение. Еще более неприемлем асинхронный пуск для турбогенераторов, имеющих на валу турбомеханизм (например, газовую турбину) со значительными маховыми массами. Для таких машин при мощности 20 МВт и выше прямой пуск практически исключен [1].

Частотный пуск мощных синхронных генераторов-двигателей от синхронного генератора с приводом от собственной турбины. Отличительной особенностью такого пуска, применяемого чаще всего на ГАЭС [1] для плавного пуска обратимых гидроагрегатов в насосном режиме и на ряде ТЭС для пуска турбогенераторов в режиме синхронного компенсатора [4], является то, что соединенные друг с другом синхронные машины при синхронном частотном пуске возбуждаются в неподвижном состоянии. При росте частоты вращения генератора, вращаемого собственной турбиной, и, следовательно, его э.д.с., под действием которой по обмоткам статора протекает ток, создается вращающий электромагнитный момент, приводящий во вращение пускаемый генератор-двигатель. После достижения номинальной частоты вращения двигатель отключается от генератора и включается в сеть. Для успешного пуска двигателей-генератора при асинхронном частотном пуске необходимо подавать возбуждение на генератор только при достижении частоты вращения 20% ≤ ωγ ≤ 40% от номинальной частоты вращения. В этом случае под действием формируемого генератором вращающего момента двигатель начинает асинхронно вращаться, увеличивая частоту вращения. Частота вращения генератора вследствие увеличения нагрузки возрастает медленнее. По истечении некоторого времени частоты вращения обеих машин уравниваются и они вращаются почти синхронно. В двигатель подается ток возбуждения от его возбудителя, и он разгоняется до номинальной частоты вращения, при которой отключается от генератора и включается в сеть. Таким образом асинхронно-частотный пуск представляет собой комбинацию асинхронного и синхронного пуска и является весьма сложным электромагнитным и электромеханическим процессом, успешность осуществления которого зависит от определенных пределов разности частот генератора и двигателя. И хотя такой способ пуска не создает тепловых перегрузок ротора и недопустимых воздействий по току на пускаемый двигатель и энергосистему, его осуществление требует сложного управления процессом. Очевидно, что такой способ пуска турбогенератора 300 МВт рассматриваемой гелиевой энергоустановки неприемлем.

Частотный пуск с помощью вспомогательного разгонного двигателя. Как правило, в качестве вспомогательного разгонного двигателя используют асинхронный двигатель с фазным ротором, с числом полюсов равным (для турбодвигателей) или меньшим (для генератором-двигателей), чем число полюсов главного двигателя. Если главный (разгоняемый) синхронный двигатель и вспомогательный (разгонный) имеют одинаковое число пар полюсов, то на заключительной стадии разгона возможно включение в сеть разгоняемой машины методом точной автоматической синхронизации. В противном случае подключение к сети возможно либо методом самосинхронизации, либо на выбеге от сверхсинхронной частоты вращения методом точной синхронизации.

Разгонный двигатель располагается на одном валу с разгоняемым синхронным двигателем. Исследования [1] показали, что безударная синхронизация синхронной машины возможна методом точной синхронизации только при синхронной частоте вращения и наличии возбуждения. При этом устройство синхронизации должно выполнять известные условия «идеального» включения синхронной машины в сеть:

Реализовать данный способ пуска для вертикального турбогенератора 300 МВт гелиевой энергоустановки также технически невозможно, т.к. для его осуществления необходим вертикальный асинхронный двигатель мощностью 30 МВт с фазным ротором.

Очевидно, что вследствие наличия жесткой механической связи между роторами гонного и разгоняемого электродвигателей условие равенства нулю угла сдвига фаз векторов напряжения сети и э.д.с. синхронной машины выполнимо только в том случае, если угол между векторами м.д.с. главного и вспомогательного двигателей будет равен углу нагрузки вспомогательного двигателя, что зависит от момента сопротивления на валу. На практике всегда будет иметь место отклонение от идеальных условий синхронизации.

Частотный пуск от статических преобразователей частоты. Начиная с середины 70х годов прошлого столетия частотный пуск мощных синхронных машин от тиристорных преобразователей частоты (ТПЧ) начал применяться как наиболее рациональный способ плавного пуска, регулирования частоты вращения и рекуперативного торможения. Он нашел широкое применение для пуска обратимых гидроагрегатов ГАЭС, газотурбинных установок, синхронных компенсаторов и т.п. [3-11].

По мере совершенствования технологии производства и появления новой гаммы силовых полупроводниковых приборов и, в первую очередь, SCR-тиристоров (включаемых по управлению) на токи до 3500 А и напряжение 6000 В, IGCT и SGCT-тиристоров (включаемых и выключаемых по управлению) на токи до 2500 А и напряжение 4500 В совершенствовались технические решения и показатели преобразователей частоты.

Так, например, фирма Siemens разработала и ввела в эксплуатацию ТПЧ мощностью 20 МВт напряжением 23 кВ для пуска четырех обратимых агрегатов ГАЭС. Этой же фирмой в Парагвае был введен в эксплуатацию преобразователь частоты 50 МВт, 20 кВ. Серию преобразователей частоты для пуска мощных газотурбинных установок производит и поставляет фирма ABB.

Из отечественного опыта можно отметить разработанную ВНИИЭ и выпускаемую фирмой ЭСТЭЛ серию преобразователей частоты СПЧРС на мощности от 1600 до 25000 кВт и напряжения 6,3 10,5 и 15,75 кВ. В частности ТПЧ этой серии мощностью 15 МВт и 22,5 МВт напряжением 15,75 кВ успешно эксплуатируются на Круонинскайской ГАЭС в Литве и на Загорской ГАЭС под Москвой. На Загорской ГАЭС эксплуатируется также преобразователь частоты 15 МВт, 15,75 кВ, разработанный ЭНИН им. Г.М.Кржижановского и изготовленный АО «Электровыпрямитель».

Сравнение методов пуска и оценка их применимости для синхронного турбогенератора 300 МВт гелиевой энергоустановки.
Сопоставляя рассмотренные выше методы пуска применительно к условиям работы турбогенератора 300 МВт в составе гелиевой энергоустановки, можно заключить следующее:

  • Асинхронный пуск турбогенератора 300 МBт, имеющем на валу газовую турбину, при вертикальной конструкции энергоустановки и значительных массах технически нереализуем, т.к. требует разработки генератора со специальной конструкцией ротора, что при частоте вращения 3000 мин-1 практически невыполнимо, Применение ограничительного реактора или понижающего напряжение автотрансформатора существенно усложняет и удорожает схему пуска, не ослабляя в то же время существенно требований к конструкции турбогенератора. Поэтому применение асинхронного пуска для турбогенератора 300 МВт исключено. Тем, более, что при такой схеме пуска невозможно выполнение других требований к обеспечению режимов работы энергетической установки, например, режима торможения с рекуперацией энергии в сеть при останове энергоблока и др.
  • Реализация асинхронно-частотного и синхронно-частотного пуска требует наличия другого генератора с регулируемой частотой (с приводом от собственной энергетической установки, например, турбины и т.п.). Очевидно, что для конкретно рассматриваемой энергоустановки с турбогенератором 300 МВт этот метод пуска неприменим.
  • Частотный пуск с помощью вспомогательного разгонного двигателя требует разработки вертикального асинхронного двигателя с фазным ротором мощностью 30 МВт и частотой вращения 3000 мин-1, что само по себе является сложной технической задачей. Кроме того, вертикальная установка на одном валу газовой турбины, турбогенератора и разгонного двигателя увеличивает существенно высоту конструкции, ее массу, момент инерции. Очевидно, что при всех достоинствах метода пуска от разгонного двигателя в данном случае он технически нереализуем.
  • Применение тиристорного преобразователя с регулируемой выходной частотой позволяет осуществить реализацию требований к обеспечению режимов работы создаваемой энергоустановки: от плавного пуска турбогенератора 300 МВт до номинальной частоты вращения 3000 мин-1, регулирования в диапазоне 300-3000 мин-1, точной автоматической синхронизации с сетью до останова в режиме рекуперативного торможения. Очевидно, что применение ТПЧ в составе энергоустановки является наиболее рациональным практически реализуемым техническим решением.
  • Расчет времени пуска и торможения турбогенератора 300 МВт от тиристорного преобразователя с регулируемой частотой.
    Время пуска и торможения турбогенератора 300 МВт от ТПЧ оценивалось на основе интегрирования уравнения его движения [12]. При этом учитывалось, что для двигательного режима (частотный пуск турбогенератора) направление момента сопротивления (Мс) противоположно направлению вращающего момента (Мдв), развиваемого синхронной машиной.

    (1)


    где j - момент инерции «турбогенератор-механизм»,
    ωγ - угловая скорость ротора.

    Полагая, что

    (2)


    преобразуем (1) к виду

    (3)


    Преобразуем (3) перед интегрированием к виду

    (4)





    При интегрировании (4) учтем, что при частотном управлении синхронной машины её электромагнитный момент можно поддерживать постоянным (т.е. Мдв = const) во всем диапазоне изменения частоты вращения. Это обстоятельство кстати является преимуществом частотного способа регулирования, позволяющего осуществить плавный пуск агрегата, минимальное время, при заданных мощности синхронной машины и моменте сопротивления.

    С учетом сказанного после интегрирования (4) и преобразований получим соотношение для прогнозирования времени пуска турбогенератора

    (5)

    Номограммы для прогнозирования времени пуска и торможения турбогенератора 300 МВт



    где: - инерционная постоянная.

    При торможении знаки момента сопротивления и электромагнитного момента синхронной машины совпадают, и выражение (5) принимает вид:

    (6)





    После интегрирования и преобразований получим

    (7)





    На рис.1 приведены номограммы для прогнозирования времени пуска и торможения турбогенератора 300 МВт.


    Частотный пуск при несогласованных напряжениях преобразователя частоты и турбогенератора.

    Представляет интерес рассмотрение и оценка возможности реализации упрощенной схемы частотного пуска турбогенератора 300 МВт, 20 кВ от ТПЧ с напряжением 6, 10 и 15 кВ, т.е. при несогласованных напряжениях статора синхронной машины и преобразователя.

    На рис.2 показан один из возможных вариантов схемы частотного пуска турбогенератора от ТПЧ с номинальными напряжениями 10,5 или 15,75 кВ :

    Вариант схемы частотного пуска турбогенератора от ТПЧ с номинальными напряжениями 10,5 или 15,75 кВ

    Последовательность операций при рассматриваемом способе частотного пуска турбогенератора может быть следующей: устанавливается начальное возбуждение генератора по величине несколько меньшей возбуждения холостого хода (пуск с ослаблением поля). При включенных выключателях Q1 и Q2 производится разгон генератора до некоторого значения сверхсинхронной частоты вращения (~ 3100-3150 мин-1), после чего пусковой ТПЧ отключается выключателем Q2. Под действием момента сопротивления ротор турбогенератора начинает тормозиться. В определенный момент времени включают Q4 и осуществляют форсировку возбуждения, вследствие чего напряжение статора генератора начинает возрастать. При достижении на статоре напряжения, равного 20 кВ, возбуждение снижают до возбуждения холостого хода и при допустимом скольжении турбогенератор синхронизируется и подключается к сети выключателем Q3 через блочный трансформатор Т2. Таким образом, в турбогенераторе одновременно будут протекать два процесса - электромагнитный процесс, обусловленный форсировкой возбуждения, и электромеханический, обусловленный выбегом агрегата под влиянием момента сопротивления (потерь). Для успешной синхронизации в этом режиме необходимо, чтобы время нарастания напряжения на статоре генератора от исходного, равного номинальному выходному напряжению ТПЧ, до номинального напряжения турбогенератора, равного 20 кВ, было меньше, чем та часть времени выбега, в течение которой можно обеспечить выполнение условий точной синхронизации, т.е. допустимую разность амплитуд и частот напряжений статора генератора и сети. Очевидно, что чем выше начальное напряжение, соответствующее номинальному напряжению ТПЧ, и кратность форсировки напряжения возбуждения, тем за меньшее время происходит нарастание напряжения статора до номинального значения и больше остается времени для обеспечения точной синхронизации на выбеге.

    Характер процесса нарастания напряжения на статоре турбогенератора при различных значениях кратности форсировки напряжения возбужденияРис.3 иллюстрирует качественный характер процесса нарастания напряжения на статоре турбогенератора при различных значениях кратности форсировки напряжения возбуждения для начальных напряжений статора, соответствующих номинальным напряжениям ТПЧ - 0.5 о.е. (10 кВ) и 0,8 о.е.(15кВ).

    Для обеспечения условий синхронизации на выбеге необходимо, чтобы за время выбега в пределах допустимой по условиям точной синхронизации разности частот напряжений сети и турбогенератора векторы этих напряжений совпали бы по крайней мере один раз независимо от их начальных фаз.

    Время синхронизации с учетом возможности ее осуществления до момента достижения генератором номинальной частоты вращения и после се прохождения можно оценить по соотношению

    (8)


    где - частота напряжения генератора;
    ƒc - частота сети;
    Δƒ- допустимая для включения турбогенератора при точной синхронизации разность частот;
    α - ускорение при выбеге генератора, определяемое на начальном участке характеристики выбега.

    Для совпадения векторов ¯Uc и ¯Uтг необходимо, чтобы относительное их перемещение в процессе синхронизации составило угол не менее 2π, т.е. Δφ ≥ 2π. Относительный фазовый сдвиг вектора ¯Uc и ¯Uтг можно определить, как

    (9)


    где Δωs(t) - частота скольжения выбегающего турбогенератора. Если принять начальный участок характеристики выбега турбогенератора линейным (погрешность такого допущения несущественна для рассматриваемого процесса), можно записать

    (10)


    Сдвиг векторов ¯Uc и ¯Uтг при этом определяется как интеграл на каждом из участков времени – до достижения выбегающим турбогенератором номинальной частоты вращения и после ее прохождения

    (11)


    Поскольку , то окончательно получаем

    (12)


    Условия синхронизации за время выбега

    (13)


    Из (13) находится разность частот, при которой возможна синхронизация

    (14)

    В режиме частотного торможения турбогенератора с рекуперацией энергии в сеть необходимо уравнять его напряжение с номинальным напряжением ТПЧ.

    Поэтому прежде, чем «подхватить» вращающийся генератор, отключенный выключателем Q3 (рис.2) от сети и Q4 от трансформатора, необходимо снизить возбуждение до значения, при котором напряжения статора и ТПЧ будут согласованы. За это время агрегат будет выбегать по естественной характеристике выбега. После снижения напряжения генератора до требуемого значения включением Q2 ТПЧ вводится в работу.

    Очевидно, что при всей привлекательности применения ТПЧ, номинальное напряжение которого ниже номинального напряжения статора турбогенератора, упрощение и снижение стоимости схемы пуска в этом случае сопровождается усложнением алгоритмов режимов пуска, торможения, синхронизации, определенным снижением надежности при формировании указанных режимов. Кроме того, при прочих равных условиях обеспечение заданной мощности ТПЧ сопровождается при понижении напряжения соответственным увеличением тока через тиристоры, что неизбежно приводит к увеличению параллельно включаемых тиристорных модулей в ТПЧ при воздушном охлаждении, либо к необходимости перехода на жидкостное охлаждение. Последнее приводит к увеличению габаритов и массы ТПЧ, а также его стоимости.

    Поэтому более рациональное и гибкое решение - применение ТПЧ на напряжение, соответствующее напряжению статора турбогенератора.


    Структурная схема системы частотного пуска турбогенератора 300 МВт.

    В соответствии с режимными требованиями ТПЧ должен быть рассчитан на номинальную мощность 30 МВт при напряжении 20 кВ, соответствовать требованиям электромагнитной совместимости с сетью, обеспечивать плавный пуск, регулирование частоты вращения, точную автоматическую синхронизацию с сетью и рекуперативное торможение вертикального турбогенератора 300 МВт с газовой турбиной на валу.

    Структурные схемы ТПЧ 30 МВт, 20 кВБыли рассмотрены две базовые схемы ТПЧ 30 МВт, 20 кВ, приведенные на рис.4. Схема рис.4.а содержит входной трехобмоточный трансформатор с напряжениями вторичных обмоток 10,5 кВ, сдвинутыми на 30 эл.град. Это позволяет выполнить управляемый выпрямитель из двух шестипульсных мостовых модулей соединенных последовательно. Очевидно, что уменьшение напряжения позволяет снизить число последовательно включаемых в модуле тиристоров. Сдвиг на 30 эл.град напряжений питания выпрямителей В1 и В2 позволяет исключить в спектре высших гармоник, генерируемых в сеть, 5-ю и 7-ю гармоники. ТПЧ по схеме рис.4а выполнен с общим зависимым инвертором тока по шестипульсной мостовой схеме. При мощности ТПЧ 30 Мвт и напряжении 20 кВ номинальный выходной ток инвертора ~ 960 Адейств. Выпрямленный ток в звене постоянного тока при этом ~ 1230А, т.е. через тиристоры выпрямителя и инвертора должен протекать ток порядка ~ 410А. Это требует применения жидкостного охлаждения тиристоров. Недостатком схемы является также её «негибкость», в частности, отсутствие «внутреннего» резервирования: любой сбой-отказ в выпрямительных модулях или в инверторе приводит к необходимости вывода ТПЧ из работы и останова агрегата.

    Схема рис.4.б построена по модульному принципу: ТПЧ набирается из двух одинаковых выпрямительно-инверторных модулей, соединенных по входу и выходу параллельно и обеспечивающих 12-ти пульсную схему.

    При переходе к 18-ти пульсной схеме таких модулей может быть три. Таким образом установленная мощность ТПЧ дробится , где k – число выпрямительно-инверторных модулей). Это позволяет:

  • при сниженной мощности модуля, (например ), применять менее дорогостоящие тиристоры и обеспечить нормальный отвод тепла при их воздушном охлаждении. Так, при Pном.модуля= 15 МВт и Uном.модуля= 20 кВ токи через тиристоры выпрямителя и инвертора не превысят ~ < 210А. При этом с запасом можно применить стандартные тиристоры на токи 630-800 А.
  • при отказах-сбоях в любом из модулей ТПЧ остается в работе при сниженной мощности, что повышает надежность схемы, обеспечивая пуск, синхронизацию, торможение и подхват обесточенного турбогенератора. Времена пуска-торможения при этом соответственно увеличиваются.
  • Высоковольтное тиристорное плечо моста (ВТВ)С учетом изложенного за базовую схему ТПЧ была принята схема рис. 4.б.

    В этой схеме выпрямитель и инвертор каждого из двух модулей построены на основе высоковольтных тиристорных вентилей (ВТВ) с последовательным соединением тиристоров (рис.5). Число последовательно соединенных тиристоров в ВТВ равно N = n+1, где n – число последовательно соединенных тиристоров, выдерживающих расчетные воздействующие напряжения без повреждения. При такой концепции построения ВТВ принято, что резервным является один тиристор, а устройство диагностики вентильного оборудования выполняется одноступенчатым – производит аварийное отключение ТПЧ при пробое одного из последовательно соединенных тиристоров ВТВ.

    По результатам расчетов принято, что ВТВ в выпрямительном и инверторном модулях содержит 12 последовательно соединенных тиристоров Т553-630 – 42 класса (4200 В), что обеспечивает коэффициент запаса по напряжению не менее 1.3. В качестве охладителей для тиристоров применены «тепловые трубы» (термосифоны), что при принудительном воздушном охлаждении позволяет иметь расчетный коэффициент запаса по току не менее 1.45.

    Значение суммарной индуктивности сглаживающих реакторов определяется рядом известных условий:

  • обеспечение гранично-непрерывного тока ТПЧ при минимальных рабочих токах;
  • ограничение максимального неуправляемого выброса тока при аварийном отключении с одновременным включением в качестве тиристорных короткозамыкателей – ВТВ в выпрямителе и ВТВ в инверторе;
  • ограничение неканонических гармонических составляющих в спектре выходного напряжения ТПЧ, обусловленных пульсациями тока в звене постоянного тока.
  • Учитывая, что мощность турбогенератора на порядок больше мощности ТПЧ, последнее условие не является определяющим, хотя при его выполнении можно получить максимально близкое к теоретически возможному (при Ld → ∞) значение первых гармоник тока и напряжения в действующем токе, а следовательно максимально возможную активную мощность на выходе ТПЧ. В тоже время при расчете индуктивности реактора по этому условию его параметры и, соответственно, массо-габаритные показатели и стоимость существенно увеличивается.

    Чтобы обеспечить непрерывный ток в звене постоянного тока, величина индуктивности реактора должна удовлетворять условию

    (15)



    Значение Idmin в (14) для требуемого диапазона изменения частоты вращения турбогенератора составляет (0,25 - 0.3) Idмодуля. С учетом подстановки значений величина Ldмодуля ≥ 80 мГ, т.е. в каждом полюсе звена постоянного тока выпрямительно-инверторного модуля должны быть установлены симметрично два сглаживающих реактора 40 мГ, 500А.

    В тоже время при выбранном значении индуктивности реактора необходимо оценить максимальный ток через тиристоры в режиме аварийного отключения ТПЧ со снятием импульсов управления и шунтированием реактора короткозамыкателями - ВТВ выпрямителя и инвертора [12]. Соотношения для расчета максимального тока при различных углах управления выпрямителя и инвертора, необходимые при конструировании сглаживающих реакторов приведены в таблице 1.

    Входной согласующий трансформатор преобразовательной схемы - трехобмоточный. Вторичные обмотки на напряжение 20 кВ (+5%) должны иметь отпайки. Схема их соединения «звезда-треугольник» обеспечивает 30-ти градусный сдвиг, позволяющий исключить из спектра высших гармоники 5-ю и 7-ю гармоники. Напряжение первичной обмотки определяется уровнем напряжения сети (220 кВ, 330 кВ и т.п.), к которой будет подключен энергоблок 300 МВт. Мощность трансформатора с учетом обеспечения перегрузки в пусковых режимах ТПЧ должна быть не менее 40 МВА. При этом индуктивное сопротивление обмоток (ВН – HH1 и ВН – НН2) должно обеспечивать ограничение тока к.з. при теоретически возможной потере управляемости или пробое тиристоров выпрямителя, при котором ток через неповрежденные тиристоры не превосходит паспортного значения их ударного тока, т.е.

    (16)


    где X1 - индуктивное сопротивление рассеяния трансформатора (ВН – HH1 и ВН – НН2).

    Поскольку для тиристоров Т 553-630 iуд = 13∗103 для каждого выпрямительно-инверторного модуля индуктивное сопротивление рассеяния трансформатора, приведенное к стороне 20 кВ, должно быть не менее 2 Ом.


    Управление, регулирование, защита ТПЧ.

    Функциональная схема ТПЧ, поясняющая построение управления, регулирования и защиты, показана на рис.6.

    ТПЧ для плавного пуска, регулирования, синхронизации с сетью и частотного торможения энергоблока 300 МВт гелиевой  энергоустановки

    Приняты следующие обозначения:

  • силовые модули управляемых выпрямителей UZL1 и UZL2,
  • силовые модули инверторов UZM1 и UZM2,
  • сглаживающие реакторы в звеньях постоянного тока преобразователей L1... L4,
  • шкаф микропроцессорного устройства автоматического управления ШУРЗА, включая подсистему импульсно-фазового управления тиристорами, работа которой осуществляется по заданиям пульта дистанционного управления ПДУ и АСУ ТП и по сигналам обратной связи от преобразователя частоты,
  • датчики сигналов обратной связи:
  • по напряжению - резистивные делители RVL1 и RVL2 - в модулях выпрямителей, RVM1 RVM2 - в модулях инверторов,
  • по току - стандартные трансформаторы тока TTLI и TTL2 - в модулях выпрямителей, и трансформаторы тока LEM-типа UAM1 и UAM2 - в модулях инверторов,
  • драйверы тиристоров ADIL и ADIM, согласующие уровни и временные параметры импульсов управления тиристорами от микропроцессорного устройства управления, имеющие в своем составе также и элементы диагностики состояния тиристоров.
  • вентиляторы системы охлаждения,
  • коммутационные аппараты, обеспечивающие защиту преобразователей генератора, а также возможность работы преобразователя при частичных отказах оборудования со снижением мощности: выключатель QI-0 на входе трансформатора, входные выключатели QI-1-Q1-2 ВИ модулей, выходные выключатели Q-2, Q2-2 ВИ модулей, рабочий выключатель турбогенератора Q3,
  • блок бесперебойного питания системы управления,
  • информационные и управляющие цепи связи ШУРЗА с подсистемами турбогенератора и другим оборудованием, цепи включения автомата гашения поля АГП и возбудитель генератора VUEZ.
  • Управление последовательно соединенными тиристорами каждого ВТВ силового модуля осуществляется от стандартного драйвера-формирователя импульсов, применяемого в ТПЧ серии СПРЧС. Усилитель-формирователь генерирует импульсы с частотным заполнением 100 кГц. На рис.7 показана структура комбинированной опто-электромагнитной схемы формирования и передачи импульсов управления ВТВ. Связь драйверов с системой управления осуществляется через оптоволоконные кабели, а передача и распределение импульсов по тиристорам ВТВ - с помощью электромагнитной кабельно-трансформаторной системы, состоящей из высоковольтного кабеля и трансформаторов управления по числу последовательно-соединенных тиристоров. Такие групповые схемы управления ВТВ хорошо отработаны и широко применяются в ТПЧ серии ЭТВА и СПРЧС.

    Комбинированная опто-электромагнитная схема формирования и передачи импульсов управления высоковольтным тиристорным вентилем

    Для контроля состояния вентильного оборудования ТПЧ применена специальная схема диагностики, контролирующая сопротивление утечки каждой ячейки ВТВ с помощью импульсного тестового сигнала частотой 10-15 кГц и напряжением (амплитудное значение) порядка 20-30 В. Структурная схема диагностики ВТВ показана на рис.8. Высокочастотное напряжение генератора тестового сигнала подается к последовательно соединенным обмоткам трансформаторных датчиков. Если все ячейки ВТВ исправны и выключены, то все трансформаторы работают в режиме холостого хода. Потребляемый ток при этом минимальный и система управления воспринимает сигнал, соответствующий исправному состоянию ячеек ВТВ. При пробое одного из тиристоров система управления воспринимает сигнал неисправности и формирует команду на отключение ТПЧ.

    Диагностика тиристоров высоковольтного вентиля с электромагнитной подачей тестового сигнала и оптическим приемом информации

    Устройство автоматического управления (УАУ) системой частотного пуска турбогенератора 300 МВт выполнено на основе средств микропроцессорной техники и обеспечивает цифровыми методами формирование как относительно «медленных» алгоритмов управления (управление выключателями, регулирование тока возбуждения путем управления возбудителем и т.п.), так и «быстрых» алгоритмов (импульсно-фазовое управление тиристорам, защита выпрямителя и инвертора, регулирование ТПЧ и т.п.) [14]. При этом УАУ должно также обеспечивать связь с АСУ энергоблока (прием и выполнение команд АСУ, выдачу сообщений в АСУ).

    Входы УАУ рассчитаны на прием аналоговых и дискретных сигналов от внешних систем и от датчиков. Применительно к аналоговым сигналам - это делители напряжения и трансформаторы тока в высоковольтных шкафах преобразователя частоты, сигналы аналогового задания частоты от АСУ и т.п. Уровень сигналов 5-10 В. В качестве входных дискретных сигналов используются, как правило, сухие контакты, обтекаемые постоянным или переменным током 2-10 мА напряжения 24 - 220В от источника питания системы управления.

    УАУ сопрягается со штатной системой возбуждения турбогенератора. При отсутствии штатного возбудителя или невозможности использовать его для пуска генератора УАУ может взять функцию управления и регулирования управляемого выпрямителя возбудителя на себя, используя в качестве сигнала задания тока возбуждения -унифицированный гальванически развязанный токовый сигнал 4-20 мА.

    Структура микропроцессорной системы управления ТПЧСистема управления ТПЧ реализует весьма сложные и требующие больших вычислительных затрат алгоритмы управления. Поэтому выполнение этой системы на ЭВМ с одним - даже таким высокопроизводительным как «Pentium» - процессором представляется нецелесообразным. На рис.9 приведена принципиальная структурная схема системы управления разрабатываемого ТПЧ. Она включает в себя:

  • Основной (Host) процессор, который выполняет функции загрузки DSP процессора, контроля, диагностики и других системных задач, а также функций технологической автоматики.
  • Дополнительный DSP процессор, который берет на себя решение задач, требующих быстродействия и большого объема вычислений, характерных для векторных систем управления электропривода переменного тока.
  • Устройства сопряжения с объектом.
  • Терминал системы управления в виде 4-х строчного дисплея и функциональной 24-х клавишной клавиатуры.
  • Сторожевой таймер (Watch Dog), обеспечивающий защиту оборудования ТПЧ при отказе аппаратуры и/или программного обеспечения.
  • Для проведения наладочных работ и модернизации при необходимости программного обеспечения предусмотрена связь с внешней переносной ЭВМ по сериальному интерфейсу.

    При создании микропроцессорной системы ТПЧ 30 МВт, 20 кВ решено применить в основном готовые отработанные микропроцессорные устройства, позволяющие главным образом только за счет программирования разработать, отладить и испытать ТПЧ с самыми современными техническими характеристиками [14,15].

    Одним из наиболее известных семейств ЭВМ промышленного исполнения являются встроенные контроллеры и ЭВМ фирмы «Octagon», предназначенные для работы в широком температурном диапазоне от -40 до +85°С, при повышенной вибрации в т.ч. вся продукция которой соответствует стандарту на встроенные ЭВМ “Micro-PС”. Для условий работы в стандартном диапазоне температур (от 5 до 45°С) в России широко применяются ЭВМ промышленного назначения фирмы Advantech. Оба эти направления, поддержанные также целым рядом зарубежных и отечественных фирм, характеризуются высокой надежностью, обеспечиваемой конструктивными особенностями аппаратуры, тщательной проверкой, как элементов, так и готовых устройств и т.д.

    С учетом этого было решено опираться на конструкции промышленных ЭВМ фирмы Advantech, имеющих более широкий спектр процессорных плат, различных устройств ввода и вывода на базе шины ISA16 и PCI шины при более низких ценах. При этом микропроцессорное устройство управления выполняется на базе готовых заводских модулей, стыкуемых между собой.


    Исследования системы «ТПЧ-синхронная машина» на математической модели.

    На математической модели были проведены исследования пусковых и квазиустановившихся электромагнитных и электромеханических процессов турбогенератора 300 МВт при работе в двигательном режиме в диапазоне частот вращения 300-3000 мин-1.

    Фрагмент схемы модели системы «ТПЧ – синхронный турбогенератор»Модель создана на базе программного пакета SPECS (Simulator for Power Electronic Circuits and Systems) [16]. Эта система предназначена для проектирования и исследования систем, включающих электрические цепи любого типа, в том числе вентильных устройств, системы автоматики, регулирования, управления и т.п. Модель позволяет также исследовать электромеханические переходные процессы и квазистационарные электромагнитные процессы, например, форму и гармонический состав в токах и напряжениях цепей, содержащих вентильные устройства (преобразователи частоты). SPECS имеет графический редактор, позволяющий осуществлять моделирование вентильных устройств и других простейших электрических элементов схемы простым набором их схем. В качестве примера на рис.10 приведен фрагмент схемы модели.

    В задачу исследований входило рассмотрение электромагнитных процессов в статоре турбогенератора. Поэтому инвертор, подключенный к статорной цепи, моделировался по полной схеме. Управление вентилями инвертора осуществляется системой импульсно-фазового управления (СИФУ). В модели СИФУ с вертикальным принципом управления используется микроконтроллер, модель которого также входит в состав программы SPECS.

    Для убыстрения счета модель выпрямителя была выполнена упрощенно и представляла собой регулируемый источник напряжения, реализующий преобразование сигналов в соответствии с соотношениями:

    (16)


    Такое представление управляемого выпрямителя ТПЧ в рамках поставленной задачи является вполне корректным и общепринятым.

    При создании модели турбогенератора приняты обычные для такого рода исследований допущения – синхронная машина замещается статорной обмоткой со сверхпереходными э.д.с. и сверхпереходными индуктивными сопротивлениями и активными сопротивлениями статора в каждой фазе.

    Система регулирования возбуждения турбогенератора обеспечивает линейное изменение напряжения холостого хода в функции частоты вращения генератора ωγ. При этом максимальное значение напряжения ограничивается номинальным значением.

    Электромагнитный момент турбогенератора

    (17)


    где - проекции изображающих векторов тока и сверхпереходной э.д.с. статора на оси d, q. Эти проекции рассчитываются по фазным значениям соответствующих переменных по известным соотношениям

    (18)



    При моделировании принималось, что момент сопротивления имеет вентиляторный характер.

    Начальный этап пуска (частота вращения менее 5-7,5% номинального значения) не моделировался. Исследовался режим частотного пуска при естественной коммутации вентилей инвертора.

    Регулирование частоты вращения турбогенератора на активном участке тахограммы пуска (3,5 – 50 Гц) осуществляется воздействием на углы управления тиристорами выпрямителя. При этом углы управления вентилей инвертора установлены максимально возможными с учетом сохранения во всем диапазоне регулирования частоты вращения турбогенератора коммутационной устойчивости.

    Расчеты и моделирование проводились при вариации выходной мощности ТПЧ от 6 до 50 МВт и частоты вращения 5-60 Гц. При этом рассчитывались параметры режима ТПЧ и турбогенератора, проводился анализ гармонического состава фазного тока и линейного напряжения статора. В таблице 2 представлены некоторые результаты расчетов.

    Ток и напряжение статора турбогенератора (иллюстрация к расчету №10 таблицы 2)В таблице 2 принято:
    cosφ = Pд / S1 (Pд - активная мощность на выходе ТПЧ, S1 - полная мощность по первым гармоникам тока и напряжения в статоре);
    Kнi, Kнu - коэффициенты нелинейных искажений тока/напряжения.

    Коэффициент нелинейных искажений

    (19)


    При этом для тока коэффициент

    (20)


    для напряжения

    (21)


    I1, I2, I3... (U1, U2, U3...) - амплитуды гармонических составляющих тока (напряжения) статора турбогенератора, полученные из Фурье-анализа тока и напряжения статора.

  • γi - угол коммутации вентилей инвертора
  • iд - действующее значение тока статора
  • Ui - среднее значение напряжения на входе инвертора Частотный пуск турбогенератора 300 МВт пуск в двигательном режиме от ТПЧ
  • Uд - действующее значение напряжения статора
  • Id - ток в звене постоянного тока
  • Mэ - электромагнитный момент
  • f - частота напряжения статора.
  • На рис.11 в качестве иллюстрации показаны формы тока и напряжения статора турбогенератора при расчетных частоте выходного напряжения ТПЧ 50 Гц и мощности ~ 52 МВт.

    На модели были также исследованы электромеханические процессы при пуске турбогенератора 300 МВт. Поскольку время расчетов этих процессов достаточно велико, модель была упрощена. В упрощеной модели для расчета электромеханических процессов вращающий электромагнитный момент турбогенератора вычислялся по соотношениям

    (22)





    На рис.12 приведены полученные при моделировании расчетные характеристики процесса частотного пуска турбогенератора 300 МВт по полной (а) и упрощенной (б) модели при уменьшенном в 2 раза моменте инерции (параметры расчета №10 таблицы 2).

    Как следует из сравнения характеристик рис.12 а и б, изменения параметров режима пуска для обеих моделей практически идентичны.

    На рис.13 приведены результаты моделирования переходных процессов при частотном пуске турбогенератора 300 МВт по упрощенной модели (а - вариант 11 таблицы 2, б - вариант 9 таблицы 2).


    ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

    Частотный пуск вертикального турбогенератора 300 МВт, 20 кВ энергоблока с высокотемпературным гелиевым реактором от тиристорного преобразователя частоты является наиболее рациональным способом пуска, позволяющим сформировать требуемые характеристики и режимы работы гелиевой энергоустановки при вводе ее в работу.

    Пуск турбогенератора в двигательном режиме от ТПЧДля этой цели разработан высоковольтный преобразователь частоты, рассчитанный на непосредственное (без промежуточного трансформатора) подключение к турбогенератору с напряжением статора 20 кВ. ТПЧ содержит два модуля, каждый из которых состоит из управляемого выпрямителя и зависимого инвертора, выполненных с последовательны соединением SCR-тиристоров. Номинальная (длительная) мощность ТПЧ 30 МВт. Пусковая мощность (300с) – 40 МВт. ТПЧ базируется на технических решениях, разработанных ВНИИЭ для серии СПЧРС, а также на конструкторско-технологических решениях, применяемых фирмой ЭСТЭЛ для высоковольтных преобразователей частоты серии ЭТВА и СПЧРС с принудительным воздушным охлаждением.

    Система управления, регулирования, автоматики и защиты ТПЧ 30 МВт, 20 кВ микропроцессорная. В ее основу положен опыт ВНИИЭ, полученный при разработках и внедрении микропроцессорных систем управления ТПЧ для пуска синхронных двигателей 20 МВт мощных компрессоров на Ново-Липецком металлургическом комбинате, тиристорных устройств для пуска газотурбинной установки 25 МВт ТЭЦ-ГТУ (г. Электросталь), а также для синхронного частотно-регулируемого электропривода 1600 кВт насосных агрегатов на Полтавском ГОК.


    Литература

    1. Глебов И.А., Шулаков Н.В., Крутяков Е.А. Проблемы пуска сверхмощных синхронных машин. – Л.: Наука, 1988
    2. Canay М. Direkte Asynchronanlanf – einer gzossen 230 MVA Synchronmaschine Pumpspeicher werke "Vianden -10 - Brown Boveri Mitt., 1975, №9.
    3. Способы пуска обратимых гидрогенераторов на ГАЭС. -Электротехническая промышленность. Сер. Электрические машины. Вып.4(26). 1971
    4. Лазарев Г.Б., Султанов A.T., Пичугин В.М. Частотный пуск синхронного генератора в режиме синхронного компенсатора от высоковольтного тиристорного преобразователя частоты. - Вестник ВНИИЭ –2000, М.: ЭНАС
    5. Peneder F., Suchanek V. Statische Frequeuzremnchter fur Antrieb Hochlauf vom Synchronmaschinen grosser Leistungen. - Brown Boveri Mitt.. 1980, №9
    6. Hioki Т., Jamamoto H., Mizuno S., Jnogushi H. Thyristor Starting System for Okayoshino Power Plant -Toshiba Review, 1979, № 122, jul-aug
    7. Bandhal N., Romascan A, Weigel W.-D. Statischer Umrichter zum Anfahren eines Hochofen Geblaseantriebs fur 30 MW mit zweipoligen Synchron-motor. - Siemens-Z., 1978. Bd.52. №9
    8. Каспаров Э.А., Лазарев Г.Б., Шакарян Ю.Г, Хачатуров А.А. Частотный пуск мощного синхронного компенсатора СКП-320-2 продольно-поперечного возбуждения. - Электрические станции, 1985г., №3
    9. Тиристорные преобразователи частоты напряжением 10 и 15 кВ для пуска мощных синхронных машин. - Барабан В.П., Звягин А.Ф., Лазарев Г.Б. и др. - В кн. Сб.тезисов докладов «Преобразовательная техника в энергетике». М: Информэнерго, 1984
    10. Барковский В.М. Статический преобразователь частоты (50 МВт, 20 кВ) в Парагвае. – Энергохозяйство за рубежом, -1982, №2
    11. Преобразователи частоты AO «Электровыпрямителъ» на напряжение 6, 10 и 15,75 кВ для плавного пуска и регулирования частоты вращения синхронных двигателей. - В сборнике информационных материалов "Проблемы регулируемого электропривода для электроэнергетики». М.: ЭНАС, 1992
    12. Применение тиристорных преобразователей для формирования режимов работы электромашинных накопителей энергии термоядерных установок. – Барабан В.П., Васильев Р.П., Забровский С.Г. и др. – В сб. докладов 1-й Всесоюзной конференции «Импульсные источники энергии для физических и термоядерных исслдеований. М.: ИАЭ им И.В.Курчатова, 1983
    13. Лазарев Г.Б. Особенности отключения мощного преобразователя частоты с автономным инвертором тока. - В сборнике "Преобразовательные устройства в тиристорном электроприводе". Кишинев, Штиинца, 1977
    14. Вейнгер А.М., Новаковский А.Н., Тикоцкий П.А. Опыт разработки и практического применения микропроцессорной системы управления высоковольтным частотно-регулируемым синхронным электроприводом. – Вестник ВНИИЭ-2000. М.: ЭНАС
    15. Система управления мощным высоковольтным электроприводом на базе процессоров ЦОС ТМS320C3X. Блинов А.Н., Вейнгер А.М., Максимов В.В. и др. – CHIP NEWS 2003 №5 (78)
    16. Simulator for Power Electronic Circuits and Systems. - John Scott Technologies. 1990-1993 (Австралия).




    Инженерный центр ЭНЭЛ
    ЭНЭЛ — современные тенденции энергосбережения
    Россия, Москва, 115201, Каширское шоссе, 22, корп. 3, офис 825
    Тел./факс: +7 (499) 613-97-81
    E-mail: info@center-enel.ru

    *