автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Исследование схем электрического торможения гидрогенераторов

ВВЕДЕНИЕ . Н

1. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ СУйрСТВШрХ

СИСТЕМ ТОРМОЖЕНИЯ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ.<

1.1. Цель затормаживания генераторов.

1.2. Способы торможения гидрогенераторов в процессе останова.

1.3. Недостатки фрикционного торможения . .и

1.4. Современное состояние вопроса исследования схем и способов ЗГ, гидрогенераторов.^

ВЫВОДЫ.Vt.

2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОШ ПРОЦЕССА ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО

ТОРМОЖЕНИИ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ.

2.1. Расчёт длительности торможения агрегата

2.2. Зависимость потерь в генераторе от частоты вращения в процессе ЗГ. 3¿t

2.3. Зависимость тормозного момента от частоты вращения агрегата

2.4. Оптимизация процесса ЗГ генераторов ГЭС и

Г АЭС . W

2.5. Расчёт процесса ЗГ на ЦЕМ.

2.6. Пути устранения недостатков ЗГ током статора . ^

ВЫВОДЫ.

3. ЗГ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ С ПРОТЕЧКАМИ ЭД

ТУРБИНЕ. 6Н

3.1. Особенности ЗГ гидрогенераторов с остаточным моментом на валу.

3.2. Комбинированный способ ¿Я1 генераторов током статора с синхронным захватом

3.3. Влияние добавочного сопротивления на эффективность ЗГ генераторов с протечками воды в турбине . & О

3.4. ЗГ генераторов, работающих в блоке с силовым трансформатором.

3.4.1. Общие требования, предъявляете к коммутационному аппарату устройства ЭТ. №

3.4.2. Преимущества установки коммутационного аппарата устройства ЗГ на стороне Ш силового трансформатора . ^

ВЫВОДЫ. {0°

4. ЗГ ГДДРОГЕНЕРАТОРОВ О МАССИВНЫМИ ПОЛЮСАМИ И ДВИГАТЕЛЕЙ-ГЕНЕРАТОРОВ ГАЗ: . /

4.1. Особенности конструкции синхронных машин с массивными полюсами. /^

4.2. ЗГ пониженным напряжением обратного чередования фаз . /М

4.3. Расчёт потерь в массивных полюсах при ЗГ . №

4.4. Рекуперативное торможение двигателей-генераторов Г АЗС

4.5:. Организация экспериментальных исследований

4.6. Экономическая эффективность внедрения ЗГ . /

ШВОДЫ. /

Намеченная ХХУ1 съездом КПСС программа дальнейшего повышения эффективности общественного производства на основе научно-технического прогресса и использования воех его резервов включает в себя и задачу повышения эффективности и оперативности работы гидроэлектростанций.

Развитие энергетики СССР в перспективе до 2000 г. связано о увеличением единичных мощностей блоков тепловых и атомных электростанций с низкой степенью маневреннооти. Это предопределяет необходимость ооздания в энергосистемах вы-оокоманевренных источников мощности с высокими коэффициентами готовности. Особенно остро необходимость в маневренных источниках ощущается в европейской чаоти страны в связи с увеличением удельного веса АЭС в отруктуре генерирующих мощностей.

Одним из основных источников маневренных мощностей в ближайшие годы должны стать гидроаккумулирующие электростанции ^ГАЭС). Постановлением ЦК КППС и Совета Министров СССР от 9 октября 1980 г. № 878 намечено строительство и ввод в действие до 1990 г. ГАЭС на общую мощность 12 ООО МВт.

Растет число гидроэлектростанций (1*80), работающих в пиковой части графика нагрузки. Анализ режимов работы ГЭС в 12-ой пятилетке, проведенный ОДУ ЮС СССР, показал, что количество циклов"пуск - останов" в год на агрегат сотавит до 700 в энергосистемах Сибири и до 1800 в энергосистемах Юга СССР.

Количество циклов для агрегатов ГАЭС, вводимых в работу в 12-ой пятилетке, предполагается не менее 2000 в год.

Эти положения предопределяют необходимость повышения мобильности и надежности работы агрегатов в режимах пуска и останова.

Одним из путей решения поставленной задачи является уменьшение времени выбега в процессе останова [22, 30, 65].

В настоящее время наиболее распространенным спооооом торможения является фрикционное, существенным недостатком которого является образование тормозной пыли, засоряющей генератор ¡22, 30, 48).

Повышение мобильнооти и надежности работы агрегатов может быть достигнуто путем использования электрического торможения (ЭТ), при котором отсутствует загрязнение активных частей генератора, не требуется регулярного осмотра механической системы торможения для выявления и устранения "зависания" тормозных колодок и износа фрикционных накладок [зо].

Возможность торможения электрических машин с помощью короткого замыкания за счет потерь в меди обмотки статора известна давно, однако долгое время эта возможность ограниченно использовалась на электростанциях [65, бэ] • Одним из первых этот вопрос был рассмотрен Фаанесом (Норвегия) в В52 году (65]. Позднее электрическое торможение (ЭТ) было введено на нескольких норвежских ГЭС и вполне оправдало надежды.

В последнее время ЭТ нашло распространение и в ряде других стран, в частности в Чехословакии [22]. Значительный опыт эксплуатации гидрогенераторов с устройствами ЭТ накоплен персоналом немецких (ФРГ) ГЭС Гбб1.

В Советском Союзе ЭТ пока не нашло широкого применения, хотя опыты по осуществлению ЭТ гидрогенераторов Каунасской, Нурекской и Чиркейокой ГЭС дали хорошие результаты. Основными причинами этого являются отсутствие необходимого собственного опыта эксплуатации устройств ЭТ и недостаток публикаций, обобщающих достижения зарубежных авторов.

В последние годы в связи со строительством Загорской, Ленинградской, Кайшадорской и других ГАЭС интерес к осуществлению торможения электрическим путем резко возрос.

В марте 1984 г. в Москве в институте 'Тидропроект" состоялось всесоюзное совещание по вопросу внедрения ЭТ на агрегатах ГЭС и ГАЭС, на котором автор данной работы выступил в качеотве одного из докладчиков.

На совещании была подчеркнута необходимость скорейшего внедрения ЭТ. Торможение агрегатов электрическим путем внесено в технические требования всех проектируемых и сооружаемых ГЭС и ГАЭС.

В проектах Богучанской ГЭС, Шульбинокой ГЭС и Загорской ГАЭС уже предусмотрено ЭТ генераторов.

Определен список 12-ти действующих ГЭС, на которых необходимо внедрить ЭТ в первую очередь (см. приложение 2).

Первая промышленная установка ЭТ должна быть смонтирована на Чиркейокой ГЭС к концу 1985 г.

Применение ЭТ позволяет уменьшить общее время выбега агрегата. Наиболее актуально сокращение времени торможения для двигателей - генераторов (Д-Г) ГАЭС, т.к. оно в значительной мере определяет время перевода агрегата из турбинного режима (ТР) в насосный режим (НР). При резком изменении графика нагрузки сокращение времени перевода агрегатовГАЭС из одного режима в другой благоприятно оказывается на работе энергосистемы в целом [15, 57].

Д-Г ГАЭС имеют роторы о массивными полюсами. Как показали исследования генераторы подобной конструкции способны выдерживать значительно большие тепловые и механические перегрузки, чем генераторы, имеющие роторы о шихтованными по-люоами и развитой демпферной клеткой [27 50 64]Применение гидрогенераторов с массивными полюсами дает толчок к разработке новых способов торможения.

При выполнении данной работы были поставлены следующие задачи:1. Обобщить опыт эксплуатации устройств ЭТ и результаты исследований известных способов ЭТ. Выявить их достоинства и недостатки.

2. Рассмотреть возможности устранения недостатков известных способов ЭТ, разработать новые более эффективные способы ЭТ гидрогенераторов ГЭС и ГАЭС.

3. Определить оптимальный режим ЭТ, обеспечивающий минимальное время торможения при сохранении допустимых условий работы подпятника, системы охлаждения и генератора в целом.

Разработать научные основы и довести до инженерных формул расчет процесса ЭТ и методику выбора основного оборудования для устройств ЭТ генераторов разной мощности. Разработать требования к коммутационной аппаратуре уотройств ЭТ.

5. Провести экспериментальные исследования для сравнения эффективности различных опособов ЭТ. Сравнить экспериментальные данные с расчетными.

6. Рассмотреть особенности ЭТ генераторов разных типов.

Определить оптимальный способ и схему ЗТ генераторов, имеющих протечки воды через направляющий аппарат гидротурбины.

В первой главе дана оценка эксплуатационных качеств существующих систем торможения. Приведены результаты анкетирования, подтвердившего целесообразность замены механического торможения электрическим. На основании литературного обзора дан анализ современного состояния вопроса исследования. Отмечается, что известный способ ЗГ током статора реализует далеко не все возможности ЭТ. Более эффективные способы ЗГ, предложенные автором, рассмотрены в следующих главах.

Глава 2 посвящена теоретическим основам ЭТ. В ней изложена методика расчёта длительности ЗГ, исследованы зависимости отдельных видов потерь и тормозного момента от частоты вращения, определён оптимальный режим ЗГ, приведена блок-схема расчёта процесса ЗГ на ЦВМ.

Для гидрогенераторов с протечками воды в турбине, создающими остаточный момент на валу, разработан комбинированный способ ЗГ током статора с синхронным захватом. В третьей главе дано его теоретическое обоснование, получено удобное для практических расчётов выражение электромагнитного тормозного момента, приводятся опытные данные. Всесторонне исследованы условия работы коммутационных аппаратов устройств ЗТ. Для торможения блока генератор-трансформатор предложен вариант установки коммутационных,.аппаратов устройства ЗТ на стороне высокого напряжения силового трансформатора. Дано описание эксперимента по ЗТ гидрогенератора Чир-кейской ГЭ.у мощностью 250 дВт, работающего в блоке с силовым трансформатором.

В главе 4 для генераторов с массивными полюсами предложен способ ЗГ пониженным напряжением обратного чередования фаз.

Расчёт потерь в массивных полюсах ротора произведён итерационным методом по схеме замещения гидрогенератора. Сделан вывод о том, что при подаче в обмотку статора напряжения обратного чередования фаз порядка 4-8% номинального величина токов обратной последовательности в статоре и потери в роторе будут не больше допустимых. С уменьшением частоты вращения потери в роторе, а, следовательно, и тормозной момент уменьшаются незначительно, что определяет высокую эффективность предложенного способа и позволяет рекомендовать его для торможения генераторов с протечками вода в турбине. В четвёртой главе рассмотрены также особенности осуществления 5Т двигателей-генераторов ГАЗ). Доказана принципиальная возможность использования для ЗГ статического преобразователя частоты СПЧ предназначенного для частотного пуска. Приведена блок-схема СПЧ с промежуточным звеном постоянного тока, разработаны теоретические основы рекуперативного торможения. Дано экономическое обоснование целесообразности внедрения ЗГ.

Основные вывода по работе изложены в заключении.

выводы

1. Гидрогенераторы с массивными полюсами способны выдерживать значительно большие тепловые и механические нагрузки, чем генераторы обычной конструкции, что дает возможность тормозить агрегаты более простым и эффективным способом путем подачи в обмотку статора пониженного напряжения обратного чередования фаз. При подаче в обмотку статора напряжения обратного чередования фаз (3- б% номинального) величина токов об* • ратной последовательности в статоре и потери в роторе будут не больше допустимых.

2. При расчете процесса ЭТ необходимо учитывать, что параметры схемы замещения генератора с массивными полюсами зависят от глубины токопроводящего слоя, которая, в свою очередь, зависит от скольжения. В процессе торможения скольжение изменяется. При этом изменяется глубина проникновения магнитного потока в тело ротора, а следовательно, и все параметры схемы замещения.

3. За время ЭТ потери в массивных полюсах остаются практически неизменными, что обеспечивает постоянство тормозного момента и позволяет использовать указанный способ для торможения гидрогенераторов с протечками воды в турбине.

Рассмотренный способ ЭТ приводит к дополнительному нагреву ротора и поэтому не может быть использован в тех случаях, когда сразу после торможения возможен прямой асинхронный пуск агрегата в режиме двигателя, приводящий к дополнительному нагреву, например, для двигателей-генераторов ГАЭС.

5» При частотном торможении двигателей-генераторов ГАЭС отпадает необходимость в установке специального оборудования для ЭТ, т.к. статический преобразователь частоты мсжет быть использован не только для пуска, но и для частотного рекуперативного торможения.

6. В процессе частотного торможения кинетическая энергия, накопленная вращающимся ротором, рекуперируется в сеть собственных нуждГАЭС, а не расходуется на нагрев различных частей машины как в других способах. Общее количество энергии, рекуперированное. в сеть СН при торможении агрегата 250 МВт, составило 322,5 кВт.ч. Время торможения от номинальной частоты вращения до полной остановки 73 с.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Механическое торможение устарело морально и не отвечает современным требованиям по обеспечению оперативности и надежности работы гидрогенераторов. С установкой фторопластовых покрытий длительное вращение ротора становится неопасным для подпятника. Однако, это не позволяет полностью отказаться от механических тормозов и ведет к увеличению времени останова. Использование схем и способов ЭТ, разработанных в настоящей диссертационной работе, позволяет исключить недостатки механического торможения, повысить надежность и оперативность работы агрегатов.

2. При выборе способов ЭТ необходимо учитывать возрастание протечек воды через направляющий аппарат гидротурбины в процессе эксплуатации. Остаточный момент на валу генератора отпротечек может превышать 1% Мном. Способ ЭТ током статора в этом случае малоэффективен, т.к., начиная с А ^ (когда СС^Г ), тормозной ток и тормозной момент изменяется пропорционально частоте вращения. Для этих целей разработан комбинированный способ ЭТ с подачей при П^ постоянного тока из обмотки возбуждения в обмотку статора. Возникающий при этом схватывающий синхронный момент обеспечивает быстрое торможение агрегата. Во время эксперимента на гидрогенераторе Чиркейской ГЭС (250 МВт) при подаче в обмотку статора I = 1250 А величина схватывающего синхронного момента составила 93,1 т/м, что соответствует 7,64% М0.

3. Исследовать зависимость тормозного момента и подынП те тральной функции о^ частоты вращения, а также определить экстремальные точки позволяет программа расчета процесса ЭТ током статора, разработанная автором для ЦВМ ЕС--Ю22. При скольжении подынтегральная функция

--5-- достигает минимума, а затем быстро возрастает, стремясь к бесконечности. Тормозной момент, наоборот, при достигает максимума, а потом стремится к нулю. Крутизна, с которой эти функции стремятся к экстремальным значениям, зависит от потерь в меди и определяет время торможения током статора. Введение добавочного сопротивления в короткозамкну-тую цепь статора не приводит к увеличению максимума тормозного момента, но смещает его в область более высоких частот вращения. При этом крутизна кривой зависимости тормозного момента от частоты вращения возрастает, эффективность торможения повышается.

Установка закоротки на стороне высокого напряжения силового трансформатора эквивалентна включению в короткозамкнутую цепь статора добавочного сопротивления = ^ст • Коммутационный аппарат устройства ЭТ долже быть рассчитан на длительное (порядка 5- Ю мин) протекание номинального тока ч и остаточное напряжение в момент коммутации 500- 800 В. Для полного исключения приваривания контактов необходимо предусмотреть установку на одном из ножей дополнительных контактов раннего включения, рассчитанных на возникающую дугу. Во время натурных испытаний при установке закоротки на стороне Вй блока, генератор мощностью 250 МВт остановился на 51 с. быстрее, чем при установке на выводах генератора. Общее время останова генератора при ЭТ составило 193 е., что примерно в полтора раза меньше выбега генератора с последующим механическим торможением.

5. Гидрогенераторы о массивными полюсами целесообразно тормозить путем подачи в обмотку статора пониженного напряжения обратного чередования фаз (3- 6% номинального). При этом величина токов обратной последовательности в статоре и потери в роторе не превысят допустимые значения. Постоянство тормозного момента во всем диапазоне частот позволяет использовать этот способ для гидрогенераторов с протечками воды в турбине.

6. В процессе торможения кинетическая энергия, накопленная вращающимися частями машины, выделяется в виде тепла, не выполняя никакой полезной работы. Экономически целесообразно передавать эту энергию через статический преобразователь частоты в систему собственных нужд станции посредством рекуперации. Учитывая выоокую стоимость СПЧ, наиболее целесообразно использовать рекуперативное тормошение наГАЭС, применяющих

СПЧ для частотного пуска. ^

1. Абрамов А.И., Иванов-Смоленский А.В. йючет и конструкция гидрогенераторов. - Мв: Высшая школа, 1964^ ¿59с.

2. Балазас ПЛ. Преимущества электрического торможения гидрогенераторов. В кн.: Научные труды высших учебных заведений Литовской ССР. Электротехника, 2, Каунас, 1976; с.157-162.

3. Балазас П.И. Результаты испытания электрического торможения гидрогенераторов. В кн.: Материалы Ш конференции по развитию технических наук в республике и использованию их результатов. Электротехника. Кауна, 1977, с.22-25.

4. Балтисбергер К, Способы торможения синхронных машин; Обозрение фирмы "Броун Бовери", 1967, т.54, $ 3, С. 24-2<5\

5. Бальян Р.Х. К расчету массивного ротора. Электричество, 1955, X 6, С. 25-32.

6. Важнов А.И. Основы теории переходных процессов синхронной машины. М.-Д., Госэнергоиздат, 1960, 312 с. с ил.15; Веников В.А,, Жуков Л.А. Переходные процессы в электрических системах; М;~Л.: Энергия, 1953, 232 с;

7. Вершинин Ю.Н. Бетэловые токоограничивающие сопротивления большой мощности. Электрические станции1, 1966', J§ 9f с. ss-591.i Вешеневский СМ. Характеристики двигателей в электроприводе М.: Энергия^ 1977; с.324-331.

8. Волков В .И. Аналитический способ расчета динамического торможения синхронного двигателя. Электротехника-, 1973; $ 9

9. Вольдек А.И. Электрические машины. Л.: Энергия^ 1974, 840с с ил;

10. Гидрогенераторы./ И.А.Глебов, В .В Ломбровский, А.А.Дукштау и др. -Л.* Эвэргоиздат. Ленинградское отделение, 1982.368 с.1, ил. стр.294.21; Гольденберг С.И., Моэ Л.С. Синхронные компенсаторы. М.: Энергия, 1969, 2S6C.

11. Исследование электрических способов торможения гидрогенератора.: Отчет/ Кировск.политехи.институт (КПИ); Доводите ль работы Е.А.Хагемейстер. Киров, 1978, - 46 с.

12. Казаковский Е.А., Кашарский Э,Г. К расчету нагрева массивных полюсов. Электротехника*» 19б JI I, с.20-24.

13. Лютер P.A.1, Оамойлович H.H., Колдобский МЛ» 0 термической стойкости электрических машин переменного тока с коротко-замкнутыми системами на роторе. Электросила, 1963; $ 15*, . с.15-19.

14. Меженный Ю.Я, Измерение времени выбега ротора синхронного генератора при опытах самоторможения. Научн.тр./йн-т электродинамики АН УССР, 1972, вып.36, с. 23-26.

15. Нейман З.Б, Вопросы проектирования крупных явнополюсных синхронных машин с массивными полюсами. Вестник электропромышленности', 1963, №2,36; Нейман З.Б. Применение массивных полюсов в синхронных компенсаторах. Электротехника, 1967; I, с, 49-22.

16. Нейман З.Б. Синхронные компенсаторы с массивными полюсами на роторе. Вестник электропромышленности; i960, &

17. Неккепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций. М,: Энергия, 1976!, 552 с. с ил.39; Непорожний П.С., Обрезков В.И. Пщроэнергетика. М.: Энерго-издат, 1982, 304 с. с ил.

18. Николаиде А.0.нагреве массивных роторов синхронных двигателей при пуске. Электричество, 1965, # 6, с. 24-26,

19. Энергетика, 1982, $ 3, с.105-107.

20. Хагемейстер Е.А., Новиков А.В., Зеленэвский З.Л. Электрическое торможение синхронных машин с остаточным моментом на валу. -Изв.вузов. Энергетика, 1982, Я 9П с. 2Y-24.

21. Хагемейстер E.A., Новиков А.В. Устройство электроторможения синхронной машины с остаточным моментом на валу» ЦНТй, 1983, 1В 19-80 НТД; 0,14 п.л,

22. Хагемейстер Е.А., Петру хин А.Н., Алигашев З.А. и др. Электроповорот ротора гидрогенератора постоянным током. Тр. Гидропроекта, М.: Энергия^, 1980, с.92-99.

23. Чемоданова HJB; йсчет параметров и пусковых характеристик явнополюсных синхронных машин л массивными полюсами. Вестник электропромышленности, I96E, J6 5, с?. 22-2 5.

24. Черников Г.Б., Охрименко В.В. Контроль температуры подпятника гидрогенератора. Электрические станции, 1976, $ 7, с.12-14.

25. Чернобровов Н.В, Релейная защита: Учебное пособие для техникумов. М.: Энергия, 1971, 624 с. с ил.

26. Электрическая часть электростанций. Под ред. С.В.Усова: Учебник для вузов. Л., Энергия, 1977, 556 с. с ил;

27. Электротехнический справочник./ Под ред. М.Г.Чиликина. Т.2. -М.: Энергияv I975j

28. Basta I., Soreys V., Vorisek R. Project of a 400 MW hydroelectric pumped storage station with asynchronous starting of machines. CIGRE, 1968, N 11-04.

29. Chatelain I., Perillard A., Laible Th. Two-speed salient-pole synchrone motor-generators for pumped storage schemes. CIGRE, 1968, H 11-06,65« Faanes H. Elektrische Bremsung von Dreiphasengeneratoren-Elektrotechnische Zeitschrift, 1952, N 15, 4&3 ~ .

30. Laurent P., Ruelle G. Progress report of study commitee N 17(Generators). CIGRE, 1968, ÏÏ 11-01.

31. Mertens H. Elektrische Bremsung von Wasserkraftgeneratoren.-Siemens.-Zeitschrift, H.6,Juni 1957, S. 322-324.

32. Nemetz W. Die elektrische Bremsung von Synchrongeneratoren.-OZE. Ing.18, Heft2, 1966, S. 48-57.

33. Trnka R. Die elektrische Bremsung großer Maschinensatze-Elin-Zeitschrift, 1979, Heft 1, S. 2-10.1. ПРОШЕНИЯ1. ЯОФСР