Проектирование резервного возбуждения генераторов третьей очереди ТЭЦ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ КУРГАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра энергетики и технологии металлов ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ Расчетно — пояснительная записка

Проектирование резервного возбуждения генераторов третьей очереди ТЭЦ

Курган 2011

АННОТАЦИЯ

Пояснительная записка 100 с., 19 рис., 17 табл., 8 листов чертежей формата А1, 33 источника.

ГЕНЕРАТОР, СИСТЕМА РЕЗЕРВНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ, ТИРИСТОРНЫЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, КОНДИЦИОНИРОВАНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ.

Темой данного дипломного проекта является модернизация системы резервного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ. Целью проектирования является подбор системы резервного возбуждения, выбор оборудования системы возбуждения. Для обеспечения безопасности работ, связанных с ремонтом и обслуживанием системы осуществляется установка системы кондиционирования.

Выводы, сделанные при разработке темы, могут быть использованы в проектной и эксплуатационной практике.

1. Обоснование проекта модернизации резервного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ

2. Характеристика Курганской ТЭЦ ОАО «Курганская генерирующая компания»

2.1 Общие данные об «Курганская генерирующая компания»

2.2 Общие данные по Курганской ТЭЦ

2.3 Анализ существующего состояния энергоснабжения потребителей Курганской энергосистемы

3 Системы возбуждения, их достоинства и недостатки

3.1 Электромашинные системы возбуждения с возбудителем постоянного тока

3.2 Системы возбуждения с возбудителем переменного тока и полупроводниковыми выпрямителями

3.3 Системы самовозбуждения со статическими выпрямителями

4 Выбор системы резервного возбуждения генераторов

4.1 Влияние регулирования возбуждения на устойчивость генераторов

4.2 Общие положения

4.3 Выбор выключателя для резервной системы возбуждения

4.4 Выбор токоведущих частей

5. Расчет параметров настройки аппаратуры системы резервного возбуждения

5.1 Расчет уставок защит преобразовательного трансформатора

5.1.1 Описание защит преобразовательного трансформатора

5.1.2 Расчет максимальной токовой защиты

5.1.3 Расчет токовой отсечки

5.2 Определение установок реле защит, автоматики и сигнализации тиристорного возбудителя

5.2.1 Общие положения

5.2.2 Расчет защиты от потери возбуждения

5.2.3 Расчет защиты ротора от перегрузки неограниченным током форсировки

5.2.4 Расчет защиты ротора от длительной двукратной форсировки

5.2.5 Расчет релейной сигнализации о перегрузке ротора током возбуждения

5.2.6 Расчет защиты статора от повышения напряжения

5.2.7 Расчет защиты тиристорного возбудителя от пониженной частоты напряжения питания

5.2.8 Расчет параметров схемы контроля завершения начального возбуждения

5.3 Определение характеристик тиристорных преобразователей

5.3.1 Общие положения

5.3.2.Соотношения для расчета характеристик тиристорных преобразователей

5.4 Выбор защиты от дуговых перекрытий в силовом преобразователе

6 Экология и безопасность жизнедеятельности

6.1 Условия эксплуатации оборудования и характеристика санитарно-гигиенических условий труда обслуживающего персонала

6.2 Правила охраны труда при обслуживании проектируемого оборудования

6.3 Расчет вентиляции

6.4 Вывод

7 Организационно-экономическая часть

7.1 Общие положения

7.2 Построение функциональной и структурной модели объекта проектирования

7.3 Функционально-стоимостной анализ базового варианта

7.4 Функционально-стоимостной анализ проектируемого варианта

7.5 Технико-экономическое обоснование надежности

7.6 Экономический эффект при модернизации системы

7.7 Вывод Заключение Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

Энергетика во всем мире непрерывно развивается. Важной составляющей частью в энергосистеме является генератор и системы, обеспечивающие его работу. Одной из важнейших систем генератора является система возбуждения. Система возбуждения синхронного генератора обеспечивает ток его обмотки возбуждения во всех нормальных (длительных и кратковременных) и аварийных режимах.

Надежность системы возбуждения на порядок ниже, чем другого оборудования обеспечивающего работу генератора. Важной задачей является повышение надежности системы возбуждения. Повышение надежности во многом зависит от резервирования системы. Таким образом, необходимо повышать надежность системы резервного возбуждения.

Для генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ установлена электромашинная система резервного возбуждения. Она представляет из себя двигатель с возбудителем постоянного тока, присоединенный к системе собственных нужд. Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока характеризуется большими постоянными времени Т_е (0,3 — 0,6 с), небольшими потолками по напряжению (не более 2U_fном) и соответственно небольшими скоростями подъема возбуждения. В настоящее время такие системы возбуждения заменяют более совершенными системами, которые приводятся ниже.

Наиболее совершенная система резервного возбуждения на сегодня — это система электромагнитного возбуждения, выполненная на микропроцессорах. Эта система обеспечивает целый ряд преимуществ. Прежде всего, новая система позволяет значительно уменьшить габариты всех устройств. Так, если обычный регулятор возбуждения занимает отдельный шкаф или даже два, то теперь его роль может выполнять одна небольшая панелька. Все показатели работы агрегата выводятся на пульт оператора, где фиксируются на мониторе (а заодно и в памяти компьютера) все возникающие отклонения от заданного режима. При этом в случае серьезной неисправности оборудование отключается автоматически.

В дальнейшем это направление получит новое развитие. На электростанциях предусмотрено внедрять единую автоматическую систему управления технологическими процессами (АСУТП), которая позволит не только выдавать на центральный пульт управления электростанции полную информацию о работе каждого агрегата, но и соответственно управлять его работой.

Необходимость замены устаревшей системы резервного возбуждения диктуют возрастающие требования к качеству, надежности электроснабжения. Повышение устойчивости работы генератора в системе может значительно увеличить срок эксплуатации всего оборудования, обеспечивающего работу генератора. Электромашинная система является системой пропорционального действия и поэтому не может обеспечить необходимые условия для статической и динамической устойчивости генератора.

В данном дипломном проекте было решено использовать для замены электромашинной системы резервного возбуждения тиристорную систему возбуждения с автоматическим регулятором возбуждения АРВ — СДП1. Этот регулятор не является передовым, но из — за недостатка материалов по микропроцессорным системам управления возбуждением и доступности документации на указанный регулятор, был сделан выбор в пользу тиристорной системы возбуждения основанной на базе СТС-370−2500, работающей с автоматическим регулятором АРВ — СДП1.

Тиристорная система возбуждения имеет гораздо большее быстродействие, достаточное для такого управления электромагнитными процессами, которое создает условия для устойчивой параллельной работы генераторов в аварийных режимах энергетической системы.

При написании дипломного проекта были применены следующие исходные материалы:

— Схема системы резервного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ;

— Методические указания по наладке систем тиристорного самовозбуждения.

1. ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА МОДЕРНИЗАЦИИ РЕЗЕРВНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ ТРЕТЬЕЙ ОЧЕРЕДИ КУРГАНСКОЙ ТЭЦ

В настоящее время на Курганской ТЭЦ установлена электромашинная система резервного возбуждения генераторов третьей очереди. Такая система возбуждения является устаревшей, т.к. срок ее эксплуатации исчисляется десятилетиями.

Рисунок 1.1 Схема резервного электромашинного возбуждения;

М — двигатель; GA — вспомогательный генератор; Y — соединительная муфта.

Естественно, за это время было разработано много других разновидностей систем возбуждения, превышающих по своим качествам электромашинную систему.

Долгий период времени эксплуатации не мог не сказаться на износ оборудования системы резервного возбуждения генераторов. А ремонт и замена отдельных частей данной системы является дорогостоящим. Так как в системе присутствуют вращающиеся части, то появляется необходимость постоянного контроля за ними, а так же периодическая замена масла в них.

Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока характеризуется большими постоянными времени Т_е (0,3 — 0,6 с), небольшими потолками по напряжению (не более 2U_fном) и соответственно небольшими скоростями подъема возбуждения.

Все это диктует нам необходимость замены системы резервного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ на более совершенную систему возбуждения.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА КУРГАНСКОЙ ТЭЦ ОАО «КУРГАНСКАЯ ГЕНЕРИРУЮЩАЯ КОМПАНИЯ»

Место нахождения:

Промплощадка расположена в пределах административной границы г. Кургана, в западной его части на окраине жилого массива на расстоянии 1 км от озера Орлово и реки Тобол.

2.1 Общие данные об ОАО «Курганская генерирующая компания»

Открытое акционерное общество «Курганская генерирующая компания» было образовано 1 июля 2006 г. путем выделения генерирующих активов в результате реорганизации ОАО «Курганэнерго». В состав ОАО «Курганская генерирующая компания» входят Курганская ТЭЦ, магистральные тепловые сети, Шадринская котельная. Общая численность работающих на предприятии — одна тысяча человек.

Основные виды деятельности — производство электрической и тепловой энергии, теплоснабжение потребителей городов Кургана и Шадринска.

Задача энергокомпании — поставка электроэнергии на оптовый рынок электроэнергии и мощности, надежное и бесперебойное обеспечение территории обслуживания тепловой энергией. Установленная электрическая мощность компании — 480 МВт, установленная тепловая мощность — 2016 Гкал/час. Протяженность курганских магистральных тепловых сетей составляет 52,5 километра.

Приоритетным направлением деятельности компании является создание современного востребованного производства на базе передовых технологий, формирование условий для привлечения инвестиций в развитие производства.

2.2 Общие данные по Курганской ТЭЦ

Курганская ТЭЦ основана в 1956 году и находилась в составе «Челябэнерго». С 1987 г., с момента образования «Курганэнерго», и по 30.06.06 КТЭЦ являлось структурным подразделением ОАО «Курганэнерго».

С 01.07.06 Курганская ТЭЦ является структурным подразделением ОАО «Курганская генерирующая компания».

Строительство Курганской ТЭЦ началось в 1952 году.

Проект I очереди ТЭЦ мощностью 75 МВт разработан институтом «КиевТЭП» с установкой энергоагрегатов высокого давления (90 атм., 500°С) в составе 4-х котлов ТП-170−1 и 3-х турбин ВТ-25−4. Проектирование велось с учетом централизованного теплоснабжения потребителей.

Первый турбоагрегат ВТ-25−4 с котлом ТП-170−1 введен в работу 4 ноября 1956 г., а в 1959 г. строительство I очереди ТЭЦ было завершено.

Установленная электрическая мощность ТЭЦ по окончанию строительства I очереди составила 75 МВт, тепловая 162 Гкал/час.

Основным видом топлива был Кузнецкий уголь.

С 1959 по 1964 г. велось строительство II очереди TЭЦ. Введены 3 котла БКЗ-210−140ф и 2 турбины ПТ-60/130/13 на параметры 130 атм. и 570⁰С.

Установленная электрическая мощность ТЭЦ по окончанию строительства II очереди составила 185 МВт и тепловая — 418 Гкал/час.

С 1964 г. по 1970 г. была выполнена реконструкция котлов и увеличение топливоподачи для сжигания челябинского угля.

Одновременно с разработкой проекта III очереди ТЭЦ в 1970 году. началось опережающее строительство пиковой водогрейной котельной, которое закончено в 1979 году. с установкой 4-х котлов ПТВМ-100 с номинальной нагрузкой по 100 Гкал/ч каждый и тепловая мощность станции увеличилась на 400 Гкал и составила 817 Гкал/ч

III очередь ТЭЦ строилась с 1974 года по 1979 год с установкой 4-х котлов БКЗ-420−140−4 и 4-х турбин Т-100/120−130 по проекту «УралТЭП».

С пуском III очереди электрическая мощность достигла 592,5 МВт, а тепловая мощность 1518 Гкал/час.

В 1985 г. введен в строй пиковый котел № 5 КВГМ-100, с 1987 по 1989 г. г. — два котла БКЗ-420−140−5 ст.№ 12, 13 IV очереди. С вводом в работу пикового котла КВГМ -100 ст. № 5 с номинальной мощностью 100 Гкал/ч тепловая мощность станции возросла до 1618 Гкал/ч.

В 1987 г. к Курганской ТЭЦ подведен природный газ, в этом же году пиковые котлы, работавшие на мазуте, были переведены на сжигание газа.

С 1988 г. по 1993 г. на газ переведены все энергетические и водогрейные котлы. Реконструкция и строительство ГРП были проведены по проекту «УралВЭП».

Состав основного оборудования I очереди ТЭЦ был изменен: в 1992 году демонтирована последняя турбина, как физически и морально устаревшая, а в 1993 году паровые котлы I очереди ст. № 1−4 реконструированы в режим водогрейных.

В 1992 году модернизированы турбина II очереди: ТГ ст. № 4 переведена в режим противодавления и перемаркирована с ПТ-60−130/130 в Р-30−130/13. В 1994 году закончена реконструкция ТГ ст. № 5. Выполнена замена цилиндра высокого давления.

С января 1993 по апрель 1995 выполнена замена Т-100−120−3 на Т-110−120−5.

С 1992 года установленная электрическая мощность — 480 МВт, тепловая — 1756 Гкал/час.

В течение последних пяти лет на станции проведена большая работа по капитальным ремонтам основного оборудования, водно-химический режим приведен практически по всем показателям в норму. Смонтирован смешивающий коллектор на тепловыводах станции, что позволило полностью использовать тепловую мощность отборов турбин и эксплуатировать оборудование в максимально экономичном режиме.

В перспективе, и это отражено в Региональной Энергетической Программе, утвержденной Губернатором Курганской области, и в соглашении между РАО ЕЭС «России» и администрацией, планируется реконструкция Курганской ТЭЦ с установкой паросилового теплофикационного блока 230 МВт на твердом топливе.

Тепловая схема станции, характеристика основного оборудования

Установленная электрическая мощность Курганской ТЭЦ — 480 МВт, тепловая — 1756 Гкал/ч.

ТЭЦ является основным источником теплоснабжения населения и промышленных предприятий г. Кургана. В качестве теплоносителя в системах отопления и горячего водоснабжения используется горячая вода, при этом система теплоснабжения города и самой ТЭЦ работает с закрытой схемой горячего водоснабжения. Также КТЭЦ отпускает тепло с производственным паром на предприятия АКО «Синтез» и ООО «Стройтехнология».

В настоящее время на Курганской ТЭЦ установлено шесть паровых турбин, шесть энергетических паровых котлов (главный корпус) и восемь водогрейных котлов. Компоновка тепловой схемы станции — с поперечными связями по свежему пару и питательной воде.

В последние годы все котлы на Курганской ТЭЦ большей частью работают на природном газе, но в перспективе планируется работа котлов на угле в значительно более длительные календарные сроки.

Энергетические котлы III очереди — 4 котла БКЗ-420−140−4 ст. № 8,9,10,11, пылеугольные. Паропроизводительность — 420 т/ч, с давлением пара 140 кгс/см², температурой пара 560 єС. Введены в эксплуатацию с 1976 по 1979 г. С 1988 по 1993 г. переведены на сжигание природного газа.

Энергетические котлы IV очереди — 2 котла БКЗ-420−140−5 ст. № 12,13, пылеугольные. Паропроизводительность 420 т/ч, с давлением пара 140 кгс/см², температурой пара 560 єС. Введены в эксплуатацию с 1987 по 1989 г. г. С 1988 по 1993 г. г. переведены на сжигание природного газа.

Водогрейные котлы I очереди — 4 котла ВК-75 ст. № 1,2,3,4, теплопроизводительностью 75 Гкал/ч каждый, совместное и раздельное сжигание природного газа и угля, переведены в водогрейный режим в 1993 году (реконструкция паровых котлов ТП-170).

Пиковые водогрейные котлы ПТВМ-100 ст.№ 1,2,3,4 и КВГМ-100 ст. № 5. Введены в эксплуатацию в период с 1972 по 1985 годы. Основное топливо — мазут, резервное — природный газ. Пиковая котельная расположена в отдельно стоящем здании. Номинальный расход сетевой воды на котел — 1235 т/ч. Котлы предназначены для подогрева сетевой воды с температурным графиком — 70/150 ⁰С.

Турбины II очереди — Р-30−130/13 ст.№ 4 и ПТ-50−130/13 ст.№ 5. Введены в эксплуатацию в 1962 и 1964 г., соответственно. Турбина ПТ-60−130/13 ст. № 4 в 1988 году была переведена в режим противодавления и перемаркирована в Р-30−130/13.

Турбины III очереди — Т-100/120−130 ст. № 6,7,8,9. Введены в эксплуатацию с 1975 по 1979 год.

Генераторы ст. № 4 и № 5 — ТВ-60−2 с водородным охлаждением, электромашинной системой возбуждения, ст. № 6,7,9 — ТВФ-120 с водородным охлаждением, высокочастотной системой возбуждения, ст. № 8 — ТВФ-110 с водородным охлаждением, тиристорной системой самовозбуждения.

Таблица 2.1 — Установленная и располагаемая мощность Курганской ТЭЦ

Причины, вызвавшие ограничения электрической мощности в 2006 г.:

— Повышенные присосы в топку и конвективную часть котлоагрегатов;

— Ограничение пропускной способности паропровода II очереди;

— Неудовлетворительное состояние трубок конденсаторов и повышенные присосы в вакуумную систему турбин;

— Отсутствие ПВД на ТГ ст. № 5.

Причины ограничений тепловой мощности:

— Непроектное топливо пиковых котлов ПТВМ-100- 4×20=80 Гкал/ч;

— Недостаточная пропускная способность паропровода II очереди — 139

Гкал/ч.

2.3 Анализ существующего состояния энергоснабжения потребителей Курганской энергосистемы

Курганская энергосистема территориально расположена в юго-восточной части ОЭС Урала и по электрическим сетям 110, 220, 500 кВ связана с Тюменской, Свердловской, Челябинской энергосистемами и ЕЭС Казахстана.

В настоящее время электроснабжение потребителей Курганской энергосистемы осуществляется от Курганской ТЭЦ, ПС 500/220 кВ Курган (2×501 МВ. А) и четырех подстанций 220/110 кВ Высокая (2×125 МВ. А), Шумиха (125+200 МВ. А), Промышленная (2×200 МВ. А) и Макушино (1×200 МВ. А).

Основными питающими линиями электропередачи являются ВЛ 500 кВ Иртыш — Курган (418 км), ВЛ 500 кВ Аврора (ЕЭС Казахстана) — Курган (276 км), ВЛ 220 кВ Курган — Промышленная — Шумиха (185 км), Козырево — Шумиха (108 км), Курган — Высокая — Каменская (286 км), Аврора — Макушино (185 км).

Подстанции 220 кВ Курганской энергосистемы объединены сетью 110 кВ, которая наибольшее развитие получила вдоль электрифицированных железнодорожных магистралей, в г. Кургане, а также в сельской местности.

В зимний максимум 2003 г электрическая нагрузка Курганской энергосистемы составила 814 МВт (100%). При этом Курганская ТЭЦ (единственный генерирующий источник в Курганской энергосистеме) участвовала в покрытии мощностью 189 МВт (23%).

Дефицит мощности энергосистемы в объеме 625 МВт (77%) в основном покрывался приемами мощности из ОАО «Тюменьэнерго» величиной 335 МВт (41%) и из ЕЭС Казахстана 170 МВт (21%).

Прием мощности из Свердловской и Челябинской энергосистем (соответственно 45 и 75 МВт) не превышал 6−9% от нагрузки Курганской энергосистемы.

Анализ режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше Курганской энергосистемы в зимний максимум 2003 г выявил следующие «узкие места» существующей схемы:

увеличение приема мощности из ЕЭС Казахстана с 75 до 255 МВт (в 3 раза) в послеаварийном режиме при отключении ВЛ 500 кВ Иртыш-Курган;

предельная загрузка в нормальном режиме 2003 г ВЛ 220 кВ Курган — Промышленная до 349 МВ. А (101% от допустимой мощности по нагреву проводов) приводит к вынужденному секционированию транзитной сети 220 кВ Курган — Промышленная — Шумиха — Козырево с отключением участка Промышленная — Шумиха;

высокая загрузка двух автотрансформаторов 220/110 кВ (2×200 МВ. А) подстанции Промышленная в нормальном режиме 2003 г (286 МВ. А или 72% от номинальной мощности), что приводит в послеаварийных режимах отключения одного автотрансформатора к перегрузке оставшегося в работе (251 МВ. А или 126% от номинальной мощности);

высокая загрузка (118% от допустимой длительной мощности ВЛ 110 кВ ТЭЦ — Промышленная (3, 4 цепь) в послеаварийном режиме при отключении одной цепи;

несоответствие отключающей способности выключателей 110 кВ Курганской ТЭЦ уровням токов короткого замыкания, приводящее к необходимости секционирования сети 110 кВ ТЭЦ — Промышленная.

Таким образом, основными недостатками существующей схемы электроснабжения потребителей Курганской энергосистемы являются:

полная зависимость спроса на электроэнергию от поставок из смежных энергосистем ОЭС Урала (Тюменской, Свердловской, Челябинской) и из ЕЭС Казахстана;

недостаточное развитие собственной генерации;

недостаточное развитие питающих сетей 220, 500 кВ;

низкая ремонтопригодность электрических сетей 220, 500 кВ.

3. СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ, ИХ ДОСТОИНСТВА И НЕДОСТАТКИ

Система возбуждения предназначена для питания обмотки возбуждения синхронной машины постоянным током и соответствующего регулирования тока возбуждения.

Систему возбуждения принято характеризовать номинальным напряжением возбуждения U_{f ном} на выводах обмотки возбуждения и номинальным током I_{f ном} в обмотке возбуждения, которые соответствуют номинальному режиму работы электрической машины; номинальной мощностью возбуждения P_{f ном}= U_{f ном}· I_{f ном} которая обычно составляет 0,2−0,6% номинальной мощности машины; форсировочной способностью (кратностью форсировки); быстродействием системы возбуждения во время аварий в энергосистеме и быстротой развозбуждения генератора в случаях его повреждений.

Выбор номинального напряжения возбуждения определяется: мощностью возбуждения; предельными токами, которые могут быть пропущены через контактные кольца и щетки; предельными напряжениями, при которых возбудители работают надежно, и т. д. Номинальное напряжение возбуждения современных генераторов составляет 80−600 В.

Нижний предел относится к генераторам мощностью несколько мегаватт, верхний — к генераторам большой мощности.

Номинальный ток возбуждения так же зависит от мощности генератора.

Для генераторов небольшой мощности он составляет несколько десятков или сотен ампер, а для генераторов мощностью более 200 МВт достигает 2000;8000А.

Под форсировочной способностью по напряжению понимают отношение наибольшего установившегося напряжения (потолка) U_{f п.у} возбудителя (присоединенного к обмотке возбуждения генератора) к номинальному значению напряжения возбудителя U_{f ном}, а под форсировочной способностью по току понимают отношение предельного (наибольшего допускаемого по нагреву обмотки ротора) тока возбуждения I_{f п}, обеспечиваемого возбудителем в режиме форсировки, к номинальному току возбуждения I_{f ном} .

Быстродействие системы возбуждения в процессе форсировки напряжения при авариях в энергосистемах характеризуют номинальной скоростью нарастания напряжения возбудителя, 1/с, которая определяется по формуле:

где U_fп — предельное напряжение возбудителя (для электромашинных возбудителей U_fп= U_{f п.у}, для выпрямительных систем U_fп> U_{f п.у}); t₁ — время, в течении которого напряжение возбудителя возрастает до значения:

U_f = =U_fном + 0,632(U_fп — U_fном).

Для систем возбуждения, у которых кривая u_f = f (t) может быть представлена экспонентой u_f = U_fп-(U_fп — U_fном)exp (-1/Т_е), время t₁= Т_е (рис. 1.1). Постоянная времени подъема напряжения возбудителя Т_е определяется параметрами возбудителя, кратностью форсировки и быстродействием автоматического регулятора возбуждения, а при электромашинной системе возбуждения так же и частотой вращения возбудителя. Скорость нарастания напряжения тем выше, чем больше потолок возбуждения и чем меньше постоянная времени Т_е.

К системе возбуждения синхронных машин предъявляются высокие требования. Она должна обеспечивать:

— надежное питание обмотки возбуждения в нормальных и аварийных режимах;

— устойчивое регулирование тока возбуждения при изменении нагрузки генератора от нуля до номинальной;

— потолочное возбуждение в течение определенного времени, необходимого для восстановления режима после ликвидации аварии.

Кроме того, она должна быть достаточно быстродействующей и иметь кратность форсировки по напряжению не менее 2,0 (часто ее увеличивают до 3 — 4 и более).

Кратность форсировки по напряжению и соответственно предельное напряжение возбудителя ограничиваютсся испытательным напряжением изоляции обмотки ротора, а при наличии коллекторного возбудителя — и опасностью появления кругового огня на коллекторных пластинах. Предельный ток возбуждения и длительность работы с таким током ограничиваются допустимым нагревом ротора и зависят от типа системы охлаждения.

Номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения должна быть не менее 2 (1/с), а для генераторов, к которым предъявляются повышенные требования в отношении устойчивости, она может быть значительно выше (более 7−9 1/с).

В зависимости от источника энергии, используемого для возбуждения синхронной машины, все системы возбуждения можно подразделить на три основные группы:

1) системы возбуждения, в которых источником энергии является генератор постоянного тока (возбудитель);

2) системы возбуждения, в которых источником энергии является генератор переменного тока (возбудитель). Переменный ток этого генератора преобразуется в постоянный с помощью полупроводниковых управляемых или неуправляемых выпрямителей;

3) системы возбуждения, в которых используется энергия самой возбуждаемой машины (самовозбуждение). Эта энергия преобразуется с помощью специальных трансформаторов и полупроводниковых выпрямителей.

Системы возбуждения первой группы являются независимыми от напряжения возбуждаемой машины, если возбудитель приводится во вращение от ее вала или от электродвигателя, который подключен к воспомогательному генератору, расположенному на одном валу с возбуждаемой машиной. Вторая система также является независимой, а третья — зависимой от напряжения возбуждаемой машины.

3.1 Электромашинные системы возбуждения с возбудителем постоянного тока

Рисунок 3.1 Электромашинная система возбуждения с генератором постоянного тока, работающего по схеме самовозбуждения: GE-возбудитель; LG-обмотка возбуждения генератора; LE-обмотка возбуждения возбудителя; PR-шунтовой реостат; АРВ-автоматический регулятор возбужденный; R-разрядный резистор

Здесь возбудителем служит генератор постоянного тока, который в зависимости от схемы питания его обмотки возбуждения работает или по схеме самовозбуждения (рис. 3.1), или по схеме независимого возбуждения. В последнем случае устанавливают вторую машину постоянного тока — подвозбудитель. Для возбуждения синхронных генераторов большее распространение получила схема с самовозбуждением возбудителя как более простая и обеспечивающая большую надежность в эксплуатации. Регулирование тока возбуждения генератора осуществляет автоматический регулятор возбуждения путем изменения тока возбуждения возбудителя.

Электромашинную систему возбуждения, в которой возбудитель непосредственно сочленен валом возбуждаемой машины, принято называть прямой, а электромашинную систему возбуждения, в который привод возбудителя осуществляется от электродвигателя (независимо от источника его питания), — косвенной.

При прямом возбуждении (рис. 3.2, а) возбудитель приводится во вращение непосредственно от вала генератора. Такая система возбуждения имеет ряд достоинств: ввиду большой инерции агрегата турбина — генератор частота вращения возбудителя при КЗ практически остается неизменной; система содержит небольшое количество оборудования и поэтому обладает достаточной надежностью и небольшой стоимостью. Однако ремонт и ревизия возбудителя возможны только при остановленном генераторе. Кроме того, эта система возбуждения не может быть использована для возбуждения мощных генераторов. По условиям надежной коммутации и механической прочности коллектора предельная мощность электромашинных возбудителей постоянного тока при частоте вращения 750 об/мин составляет 2500−3600 кВт, а при частоте 3000 об/мин снижается до 300−500 кВт, что соответствует мощности возбуждения турбогенератора 110−160 МВт. Предельная мощность тихоходных возбудителей ограничена размерами возбудителя и скоростью нарастания напряжения.

По указанным причинам нельзя создать мощные возбудители, предназначенные для непосредственного соединения с валом крупных быстроходных турбогенераторов и тихоходных гидрогенераторов. Поэтому прямая электромашинная система возбуждения нашла применение только для турбои гидрогенераторов небольшой мощности.

Рисунок 3.2. Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока:

а — независимое прямое возбуждение; б — независимое косвенное возбуждение; в — зависимое косвенное возбуждение; М — двигатель; GA — вспомогательный генератор; Y — соединительная муфта.

При косвенном возбуждении возбудитель приводится во вращение двигателем, который может быть подключен или к вспомогательному синхронному генератору, установленному вместе со своим возбудителем на общем валу с генератором (рис. 3.2, б), или к шинам системы СН (рис. 3.2, в). В первом случае систему часто называют независимой, во втором — зависимой. Установка отдельного двигателя позволяет выбрать рациональную частоту вращения возбудителя, при которой может быть изготовлен возбудитель требуемой мощности и размеров. Однако такая система возбуждения сложнее прямой системы, поэтому обладает меньшей надежностью, а при присоединении электродвигателя к шинам СН она оказывается чувствительной к изменениям напряжения во внешней сети. При кратковременных снижениях напряжения (продолжительность определяется временем отключения места повреждения) возможно поддержать частоту вращения и соответственно напряжение возбудителя в нужных пределах путем установки маховика, повышающего механическую постоянную времени агрегата двигатель — возбудитель. Косвенная независимая система возбуждения применена в основном только для тихоходных гидрогенераторов небольшой мощности, а косвенная зависимая система возбуждения с маховиком — для возбуждения синхронных компенсаторов, капсульных генераторов, а также для резервного возбуждения генераторов.

Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока характеризуется большими постоянными времени Т_е (0,3 — 0,6 с), небольшими потолками по напряжению (не более 2U_fном) и соответственно небольшими скоростями подъема возбуждения. Учитывая также указанные ранее недостатки, в настоящее время ее заменяют более совершенными системами, которые приводятся ниже.

3.2 Системы возбуждения с возбудителем переменного тока и полупроводниковыми выпрямителями

Система возбуждения с возбудителем повышенной частоты и неподвижными полупроводниковыми выпрямителями.

Эту систему обычно называют «высокочастотной», так как для уменьшения размеров возбудителя и магнитных усилителей системы регулирования возбудитель переменного тока выполняют высокочастотным (обычно 500 Гц). Высокочастотная система (рис. 3.3) была установлена на некоторых турбогенераторах мощностью 160 — 320 МВт. По своему быстродействию она эквивалентна электромашинной системе возбуждения. Поэтому в дальнейшем предполагается замена этой системы более быстродействующими системами (см. ниже).

резервный возбуждение генератор проектирование Рисунок 3.3 Высокочастотная система возбуждения:

FV — разрядник; R — разрядный резистор; АГП — автомат гашения поля; КМ — контакты контактора; LG — обмотка возбуждения генератора; LE — обмотка возбуждения возбудителя; GEA — подвозбудитель; А — магнитный усилитель.

Система возбуждения с возбудителем 50Гц и статическими выпрямителями (статическая тиристорная система независимого возбуждения).

В этой системе возбуждения (рис. 3.4) группа статических выпрямителей преобразует переменный ток возбудителя GE с частотой 50Гц в постоянный. Возбудителем является синхронный генератор, расположенный на одном валу с возбуждаемым генератором (независимое возбуждение). Статическая выпрямительная установка состоит из управляемых полупроводниковых кремниевых выпрямителей — тиристоров.

Если необходимы небольшие потолки возбуждения (порядка 2U_fном), возможно применение одной группы тиристоров. В системах возбуждения с высокими потолками возбуждения (более 2U_fном) и одной группой тиристоров после коммутации тока с одного вентиля на другой возникает большой скачок напряжения на погасшем тиристоре. Это увеличивает вероятность пробоя

Рисунок 3.4 Статическая тиристорная система независимого возбуждения: ТА1 — трансформатор, питающий системы управления вентилями рабочей группы AVD1 и форсировочной группы AVD2; ТА2 — трансформатор самовозбуждения возбудителя; VD — вентили системы возбуждения возбудителя

тиристоров, искривляет форму кривой выпрямленного напряжения и создает перенапряжения в обмотке ротора. Поэтому при высоких потолках возбуждения обычно применяют две группы тиристоров — рабочую VD1 и форсировочную VD2. Обе группы соединяют паралельно по трехфазной мостовой схеме. За счет коммутации тиристора одной группы на тиристор другой группы обратное напряжение тиристоров рабочей группы уменьшается. Рабочая группа тиристоров обеспечивает основное возбуждение генератора в нормальном режиме, форсировочная группа — форсировку и гашение поля генератора в аварийных режимах, поэтому в нормальном режиме она работает с небольшими токами (20 — 30% номинального тока ротора); при при форсировке форсировочная группа (полностью либо частично) открывается и обеспечивает весь ток форсировки, а рабочая группа тиристоров запирается более высоким напряжением форсировочной группы.

Для питания двух групп тиристоров обмотку каждой фазы возбудителя выполняют из двух частей: части низкого напряжения, сечение проводников которой рассчитано на длительное прохождение рабочего тока, и части высокого напряжения, сечение проводников которой рассчитано на кратковременное прохождения тока форсировки. К первой подключены тиристоры рабочей группы, а ко второй — форсировочной группы.

Независимая система возбуждения с возбудителем переменного тока и статическими преобразователями обладает высоким быстродействием (х? 50 1/с), так как она имеет высокие потолки возбуждения (до 4U_fном) и, вследствие безинерционности тиристоров, малые постоянные времени (Т_е <0,02 с). Кроме того, система позволяет производить замену вышедших из строя тиристоров без останова генератора и осуществлять гашение поля генератора путем перевода тиристоров в инверторный режим. К недостаткам этой системы возбуждения следует отнести наличие возбудителя переменного тока, который усложняет эксплутацию и увеличивает стоимость всей системы возбуждения (по сравнению с системой самовозбуждения, рассмотренной ниже), а также наличие скользящих контактов (в ней сохраняются контактные кольца и щетки ротора). Эта система целесообразна для возбуждения гидрои турбогенераторов мощностью 250 — 300 МВт и более, если генераторы работают на длинные линии электропередач или расположены вблизи потребителей, у которых вследствие работы дуговых печей, прокатных станов резко колеблется напряжение.

Система возбуждения с возбудителем 50 Гц и вращающимися выпрямителями (бесщеточная система).

В этой системе (рис. 3.5,а) в качестве возбудителя GE используется синхронный генератор частотой 50 Гц особой конструкции: его обмотка возбуждения LE расположена на неподвижном статоре, а трехфазная обмотка переменного тока — на вращающемся роторе. Обмотка LE получает питание через выпрямители VDE от подвозбудителя GEA индукторного типа с постоянными магнитами. Переменный ток трехфазной обмотки якоря возбудителя выпрямляется с помощью вращающихся с той же частотой вращения выпрямителей, в качестве которых используют неуправляемые полупроводниковые (кремниевые) выпрямители — диоды и управляемые — тиристоры.

Рисунок 3.5 Бесщеточная система возбуждения: а — принципиальная схема; б — схема взаимного расположения основного оборудования На рис. 3.5, б показана бесщеточная система с тиристорами VD, которые смонтированы на дисках Д1, расположенных на валу между возбудителем и соединительной муфтой Y. В том же месте на других дисках Д2 расположены делители напряжения, выравнивающие распределение напряжения на тиристорах, и плавкие предохранители, отключающие пробитые тиристоры. Количество тиристоров выбрано с таким расчетом, чтобы при выходе из работы части их (около 20%) оставшиеся в работе могли обеспечить возбуждение в режиме форсировки. Поскольку обмотка переменного тока возбудителя, тиристоры и обмотка возбуждения генератора вращаются с одной частотой вращения, то их можно соединить между собой жестким токопроводом без применения контактных колец и щеток. Регулирование тока возбуждения возбуждаемой машины осуществляется от АРВ путем воздействия на тиристоры через импульсное устройство, А и вращающийся трансформатор ТА.

Достоинством бесщеточной системы возбуждения является отсутствие коллекторов, контактных колец и щеток, благодаря чему значительно повышается надежность ее работы и облегчается эксплутация. Недостатком этой системы возбуждения является необходимость останова машины для подключения резервного возбуждения и замены вышедших из строя выпрямителей и перегоревших предохранителей.

Бесщеточная система используется для возбуждения синхронных компенсаторов мощностью 50 МВ· А и более и турбогенераторов мощностью 800 МВт и более.

3.3 Системы самовозбуждения со статическими выпрямителями

Эти системы являются быстродействующими. На рис. 3.6 показана одна из таких систем — статическая тиристорная система самовозбуждения.

Рисунок 3.6 Статическая тиристорная система самовозбуждения

В последней использованы тиристоры, на которые подается напряжение от статора генератора через специальный трансформатор ТА1, подключенный к выводам обмотки статора, и последовательный трансформатор ТА2, первичная обмотка которого включена последовательно в цепь статора со стороны нулевых выводов генератора. Применяются также схемы только с одним выпрямительным трансформатором. Выпрямительная установка состоит из двух групп тиристоров: рабочей группы VD1, которая обеспечивает основное возбуждение в нормальном режиме, и форсировочной группы VD2, которая обеспечивает возбуждение синхронной машины при форсировке. Рабочие тиристоры подключены к низковольтной части обмотки выпрямительного трансформатора, а форсировочные — через последовательный трансформатор — к высоковольтной части обмотки выпрямительного трансформатора. Управление тиристорами осуществляется от систем управления AVD1 и AVD2 через трансформаторы собственных нужд TAVD1 и TAVD2. Начальное возбуждение генератор получает от резервного возбудителя.

Достоинством схемы только с выпрямительным трансформатором является ее простота. Однако при КЗ вблизи генератора напряжение на его выводах снижается, что приводит к снижению напряжения на тиристорах. Последовательный трансформатор обеспечивает более надежное возбуждение при близких КЗ. Наличие только статических элементов обуславливает высокую надежность систем самовозбуждения. Система без последовательного трансформатора применяется для возбуждения турбогенераторов мощностью до 220 МВт и гидрогенераторов до 300 МВт включительно; система с выпрямительным и последовательным трансформаторами — для турбогенераторов мощностью 320 — 800 МВт и гидрогенераторов мощностью до 400 МВт.

4. ВЫБОР СИСТЕМЫ РЕЗЕРВНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ

4.1 Влияние регулирования возбуждения на устойчивость генераторов

Регулирование возбуждения современных турбогенераторов оказывает значительное влияние на устойчивость работы генераторов и на энергосистему в целом, поэтому актуальным является вопрос о замене устаревших систем автоматического регулирования возбуждения пропоционального действия (АРВ ПД) на быстродействующие системы сильного действия (АРВ СД). В качестве обоснования данного положения ниже приведено исследование устойчивости генератора с точки зрения электромеханических процессов в генераторе.

В реальной электрической системе считается достаточным с точки зрения поддержания требуемой точности напряжения генератора иметь коэффициент усиления KU=50. Однако ее неустойчивость наступает при KU<10 и при таких значениях коэффициента усиления АРВ ПД можно говорить лишь о поддержании переходной ЭДС генератора Е', приложенной за его переходным сопротивлением x’d. Добиться же требуемой точности поддержания напряжения генератора Uг при одновременном обеспечении его устойчивости можно применив АРВ сильного действия (АРВ СД).

В отличие от АРВ ПД, АРВ СД осуществляет регулирование не только по отклонению напряжения генератора, но и по его скорости, путем формирования управляющего воздействия пропорционального не только отклонению? Uг, но и скорости U’г. На рисунке 4.1 приведена функциональная схема системы с АРВ СД.

Из сказанного вытекает закон регулирования, реализующий АРВ СД, аналитическая форма записи которого имеет вид

Eг = - KU? Uг — KU' U’г ,

где KU' -коэффициент усиления регулятора по скорости изменения напряжения генератора U’г, определяющий степень принудительного производимого изменения ЭДС генератора при появлении скорости изменения напряжения генератора U’г.

Работа генератора с АРВ СД в переходном режиме, обусловленная наличием канала регулирования по отклонению напряжения генератора? Uг происходит описанной выше работе генератора с АРВ ПД. Наличие же канала регулирования по скорости изменения напряжения генератора U’г приводит к появлению дополнительного электромагнитного момента генератора? M'p, стремящегося как и ранее рассмотренные моменты? M и? Mp вернуть генератор в состояние равномерного вращательного движения. Но так как сигнал пропорциональный скорости изменения напряжения генератора опережает по фазе на 900 сигнал пропорциональный самому этому напряжению, то и момент? M'p опережает по фазе на 900 действие момента? Mp. Поэтом, если момент? Mp запаздывает в действии по отношению к избыточному моменту? M, то момент? M'p опережает в действии последний. Это, в свою очередь, означает, что в отличие от момента? Mp момент? M'p за период колебаний совершает работу, уменьшающую энергию колебательной системы. Тем самым появляется возможность, влияя на величину момента? Mp путем изменения коэффициента усиления KU', принудительно влиять на интенсивность вывода энергии из колебательной системы.

Так, если система неустойчива по причине увеличения ее энергии от периода к периоду колебаний, то можно, выбрав определенный коэффициент усиления KU' больше некоторого минимально допустимого значения KU’min, обеспечить наряду с потерями дополнительный вывод энергии из системы, причем такой, что полная энергия системы от периода к периоду будет убывать, колебания будут затухающими, а система устойчивой.

Установив В АРВ СД еще больший коэффициент усиления KU', можно получить апериодический закон восстановления напряжения генератора. При увеличении коэффициента усиления KU', по аналогии с увеличением коэффициента KU, происходит увеличение запаздывания в действии момента? M'p. Это ведет к уменьшению принудительно выводимой энергии из колебательной системы и при коэффициенте усиления более значения KU’max ее может выводиться больше чем закачиваться при совершении работы моментом? Mp. В результате энергия системы от периода к периоду будет увеличиваться, амплитуда колебаний возрастать, а система будет неустойчивой.

Поэтому во избежание неустойчивости системы при применении АРВ СД коэффициент усиления KU' в нем следует устанавливать не менее KU’min и не более KU’max.

Применение АРВ СД дает возможность одновременно обеспечивать требуемую точность поддержания напряжения Uг генератора путем установки соответствующего значения коэффициента усиления KU (обычно KU=50) и его статическую устойчивость путем установки коэффициента усиления KU’min < KU' < KU’max. Причем нижняя граница этого интервала KU’min будет больше, а верхняя граница KU’max меньше при большем установленном коэффициенте усиления KU. Это обусловлено необходимостью большего вывода энергии из системы при совершении работы моментом? M'p, вызванного увеличение закачиваемой энергии в систему при совершении работы моментом? Mp. Графически область допустимых с точки зрения статической устойчивости генератора коэффициентов усиления KU и KU' может быть представлена в виде заштрихованной части площади первого квадрата системы координат, по осям которой отложены значения коэффициентов усиления KU и KU' (рисунок 4.2).

Координаты KUт и KU’т точки А, лежащей внутри допустимой области, означают, что если в АРВ ПД генератора установить коэффициент усиления KU=KUт и KU'=KU'т, то генератор будет статически устойчив. При этом, если коэффициент усиления KUт выбирается из условия обеспечения требуемой точности поддержания напряжения Uг генератора, то коэффициент усиления KU’т — из условия обеспечения требуемого качества (времени, степени затухания и т. п.) переходного процесса.

На современных генераторах с целью более оптимального обеспечения условий устойчивости и качества протекания переходных процессов устанавливают АРВ СД, осуществляющие регулирование не только по отклонению? Uг напряжения генератора и его скорости U’г, но и по отклонению от синхронной его частоты вращения? f и скорости ее изменения f', а также по скорости изменения тока возбуждения I’f.

Так как с помощью АРВ СД обеспечивается требуемая точность поддержания напряжения генератора, то при расчетах статической устойчивости такой генератор в схеме замещения можно учитывать его напряжением Uг и нулевым сопротивлением.

4.2 Общие положения

Проанализировав ранее рассмотренные варианты систем возбуждения турбогенераторов, приходим к выводу, что оптимальной системой резервного возбуждения по критериям быстродействия и надежности является система, основанная на базе тиристорной система самовозбуждения. Она отвечает всем современным требованиям, легка в монтаже и настройке; при работе такой системы резервного возбуждения совместно с автоматическим регулятором сильного действия возможно более полное использовать возможностей турбогенераторов для поддержания напряжения на заданном уровне.

Для замены системы резервного возбуждения выберем систему тиристорную систему производства ПО «Уралэлектротяжмаш» с естественным воздушным охлаждением тиристоров. Системы выполнены по одногрупповой схеме параллельного самовозбуждения без вольтодобавочных трансформаторов. В систему входят два тиристорных преобразователя, включенных параллельно. Вентильное плечо трехфазного мостового преобразователя содержит в зависимости от номинального тока системы от двух до пяти параллельных блоков тиристора с 630 — амперным тиристором в каждом. Ток возбуждения регулируется полупроводниковым автоматическим регулятором АРВ — СДП. Аппаратура системы возбуждения поставляется заводом — изготовителем смонтированной в шкафах с двусторонним обслуживанием.

Минимальный вариант комплекта поставки включает в себя:

преобразовательную установку, которая состоит из двух тиристорных преобразователей (каждый — в отдельном шкафу), шкафа силового ввода ШСВ-1, смонтированного между преобразователями на одной с ним несущей раме, и шкафа силового ввода ШСВ-2 .

В шкафу ШСВ-1 установлены разъединители ввода преобразователей по переменному и постоянному току, два трансформатора собственных нужд системы возбуждения, устройство начального возбуждения и элементы групповых демпфирующих и защитных цепей преобразователей.

В шкафу ШСВ-2 установлены автомат гашения поля, тиристорный разрядник и контактор самосинхронизации. Шкафы силового ввода имеют 4 модификации (ШСВ — 11 — ШСВ — 14 и ШСВ — 21 — ШСВ — 24). Номер модификации зависит от номинальных параметров силовой коммутационной аппаратуры, установленной в шкафу;

шкаф управления, защит и сигнализации ШУЗС, в котором смонтирован автоматический регулятор возбуждения АРВ — СДП, блок дистанционного управления БДУ, выполняющий функции резервного регулятора возбуждения, электронный блок контроля БК, диагностирующий тиристорные преобразователи, вспомогательная аппаратура для электронных блоков и релейная аппаратура управления, защит и сигнализации системы возбуждения.

Резервная система возбуждения обеспечивает следующие режимы работы генератора:

1) режим холостого хода и работу генератора в энергосистеме с нагрузками от холостого хода до номинальной, работу в пределах диаграммы мощности генератора, а также с перегрузками, соответствующими ГОСТ 183– — 74, ГОСТ 533– — 85 и ГОСТ 5616– — 89;

2) перевод возбуждения генератора с резервной системы возбуждения на рабочий возбудитель и обратно без перерыва питания обмотки возбуждения;

3) автоматическое и ручное управление системой возбуждения в режимах пуска и останова генератора;

4) выдерживает без повреждений аварийные режимы генератора (короткие замыкания, набросы и сбросы нагрузки).

Система резервного возбуждения в режиме автоматического регулирования возбуждения обеспечивает:

1) форсировку возбуждения с заданной кратностью и развозбуждение при нарушениях в энергосистеме;

2) развозбуждение и гашение поля при нормальном останове генератора при переводом тиристорных преобразователей в инверторный режим;