автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Статические системы пуска - останова газотурбинных и паротурбинных агрегатов тепловых электростанций

АО "НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ" (ВНИИЭ)

РГ-0 ОД

1 1 " На правах рукописи

V П ПОП 1959

ВИНИЦКИЙ ЮРИЙ ДАНИЛОВИЧ

СТАТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ ПУСКА - ОСТАНОВА ГАЗОТУРБИННЫХ И ПАРОТУРБИННЫХ АГРЕГАТОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Специальность 05.14.02- Электрические станции (электрическая

часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими Специальность 05.09.03- Электротехнические комплексы и системы,

включая их управление и регулирование

ДИССЕРТАЦИЯ в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

/

Москва 1999

Работа выполнена в Научно-исследовательском институте электроэнергетики

(АО ВНИИЭ)

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, член-корреспондент РАН, профессор

доктор технических наук, профессор

доктор технических наук, старший научный сотрудник

Дьяков Анатолий Федорович

Онищенко Георгий Борисович

Гринштейн Борис Ильич

Ведущая организация: Акционерное общество «Фирма ОРГРЭС».

Защита состоится "0^" ^и-арта^ 1г. в " часов на Заседании

Диссертационного Совета Д.144.07.01 при АО "Научно-исследовательский институт электроэнергетики" (ВНИИЭ) по адресу: 115201 Москва, Каширское шоссе д. 22, корп.З

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке АС ВНИИЭ.

Диссертация в виде научного доклада разослана

.. 03 » 02

1999 г

Ученый секретарь Диссертационного Совета Д.144.07.01, д.т.н., с.н.с.

Воротницкий В.Э

'(iCCHÎ! СКЛЯ

'ЛМ'СГ"Н!1!ЛЯ 3

" ' * * ( i ! l\.

/ ïTi-0'7> ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Одним из важнейших направлений повышения эффективности энергетических установок по производству электрической и тепловой энергии является использование' на тепловых электрических станциях (ТЭС) газотурбинных (ГТУ) и парогазовых установок (ПГУ). Другим важнейшим направлением является техническое перевооружение и модернизация устаревшего оборудования ТЭС

Структура энергетики СССР, а впоследствии энергетики России, начиная с 70-х г.г. предполагает возрастающий перевод отдельных тепловых электростанций в режимы регулирования переменной части графиков нагрузки, что обусловливает частые пуски-остановы энергоблоков.

С увеличением единичной мощности энергоагрегатов и усложнением режимов работы энергооборудования проблема создания эффективных систем пуска-останова энергоагрегатов ТЭС становится актуальной научно-технической задачей, определяющей надежность работы энергоблоков в маневренных режимах.

Промышленная эксплуатация мощных энергетических ГТУ началась в 60-х г.г. за рубежом и в начале 70-х г.г. в СССР. Опыт эксплуатации ГТУ показал, что пуск, являющийся для ГТУ одним из важнейших эксплуатационных режимов, существенно влияет на ее технико-экономические показатели. Изучение и оптимизация пусковых характеристик ГТУ необходимы для сокращения затрат топлива и внешней энергии на запуск, повышения эксплуатационной надежности и готовности к работе ГТУ.

Специфическим отличием пусковых режимов ГТУ от пусковых режимов обратимых гидроагрегатов ГАЭС или мощных синхронных машин (СМ) приводов общепромышленных механизмов является тесная взаимосвязь технологических операций, реализуемых при пуске тепловой автоматикой газовой турбины, с мощностными и регулировочными характеристиками пускового устройства ГТУ, что определяет необходимость объектной ориентированности пускового устройства.

В качестве пусковых устройств для первых ГТУ использовались в основном разгонные двигатели (РД) и пусковые паровые турбины (ППТ). Начиная с 1971 г., для этих целей наряду с применением РД стали использоваться статические пусковые устройства (СПУ), основным элементом которых является тиристорный преобразователь частоты (ТПЧ), включаемый в цепь статора турбогенератора (ТГ) с целью создания на его валу электромагнитного момента. РД и ППТ являются индивидуальными пусковыми устройствами, тогда как одно СПУ может использоваться для поочередного пуска нескольких ГТУ.

Применение СПУ позволяет, наряду ' с возможностью оптимизации пусковых характеристик ГТУ, обеспечить выполнение ряда технологических режимов, связанных с вращением валопроводов агрегата в собственных подшипниках с переменной частотой, тогда как реализация таких режимов невозможна при использовании РД или ППТ и требует применения специальных технических решений.

В 1971-1974 г.г. фирмами SIEMENS и BROWN BOVERI были выпущены газовые турбины, пуск которых впервые обеспечивался с помощью СПУ [A.Haböck., H.Hofmann Anfhrumrichter fur Gasturbinen- und Pumpspeichersatze, Siemens Z., 1974, №2, 96-102; Statische Hochlaufeinrichtungen iur Pumpspeichwerke, Phasenschieber und Gasturbogruppen. Brown Boveri Mitt. 9/10, 1974, b. 61, 440-447].

За период 1974-1978 г.г. фирмой ВВС было поставлено свыше 60 комплектов ГТУ с СПУ для ТЭС. За это же время фирмой ВВС был сформулирован перечень технологических режимов, реализуемых с помощью

СПУ. и разработан мощностной ряд СПУ, требуемых для обеспечения пуска и patio гм с промежуточной частотой вращения газовых турбин производства фирмы BIÎC. Были также решены вопросы проектирования ГТУ с СПУ на электростанциях, а в 1979 г. - и вопросы взаимодействия СПУ с АСУ ТП энергоблока, поставляемого фирмой- ВВС комплектно со всем оборудованием [I'eiiodor F., Suchanek V. Normierte Anfahreinrichturgen, Brown Boveri Mit. 9 (197.S). band 65, 607-613; Kolb O., Peneder F., Suchanek V. Static starting equipment for Gas Turbosets, Brown Boveri Rev. 1979, 66, №2.]

В отечественной и зарубежкой литературе к моменту начала внедрения ГТУ па отечественных ТЭС [1970 г. внедрение установки ГТ-25, 1972 г. -внедрение установки ГТ-35] и еще ряд лет спустя отсутствовал систематический анализ пусковых характеристик мощных энергетических ГТУ, не было научно обоснованных технических требований и рекомендаций по выбору типа, мощности, режимов работы пусковых устройств и систем, сравнительной оценки пускопых свойств ГТУ разного типа и средств их улучшения. В зарубежной литературе были опубликованы только номограммы для выбора величины мощности СПУ под конкретную турбину конкретной фирмы-производителя.

Как показали исследования Г.Г.Ольховского, А.И.Механикова и других ученых и специалистов в области газотурбостроения, известные теоретические методы расчета пусковых режимов ГТУ давали приемлемое совпадение с опытом только в случаях, для которых существовали ранее полученные экспериментальные характеристики элементов ГТУ или результаты испытаний прототипов [Ольховский Г.Г. и др. Исследование режимов пуска газотурбинной установки ГТ-35, Теплоэнергетика 1976, №8, стр. 57-60; Механиков А.И. Соиершенствование пусковых характеристик энергетических ГТУ на основе их экспериментального исследования и математического моделирования, Автореферат кандидатской диссертации, М., 1986 г.].

Для пуска первых отечественных газовых турбин с начала 70-х г.г. испол1,зовались только РД и ППТ, отсутствовали многофункциональные пусковые устройства с перестраиваемыми параметрами, с помощью которых можно было бы проводить эксперименты по оптимизации пусковых характеристик ГТУ.

В конце 70-х г.г., в связи с началом проектирования мощной отечественной газоиой турбины ГТЭ-150, выяснилось, что проблему пуска этой установки невозможно решить с помощью РД и ППТ и альтернативы использованию СПУ для пуска ГТЭ-150 не существовало.

Имеющаяся ограниченная информация о системах пуска ГТУ фирм ВВС, SII-MliNS и др. производителей не позволяла экстраполировать технические решения этих фирм на отечественные ГТУ и их пусковые устройства в связи с различием в подходах отечественных и зарубежных конструкторов и изготоиителей к конструкции компрессоров, проточной части газовых турбин и камер сгорания, различием температурных режимов работы элементов проточной части, а также различием в подходах к созданию АСУ ТП энергоблока с ГТУ.

Характеристики отечественных ТГ, их систем возбуждения и защиты также отличались от зарубежных и требовалось проведение специальных исследований и разработок по обеспечению их работы при переменной частоте вращения, измспиющейся в широких пределах.

D СССР использовались как одновальные, так и двухвальные ГТУ с разрезным валом и, компрессорами и камерами сгорания на каждом валу. Пуск диухпальных ГТУ производился только от ППТ со стороны вала высокогс дапленнп, что создавало проблемы обеспечения пара для работы ППТ нг газотурбинных ТЭС (Ивановская ГРЭС, ГРЭС-3 Мосэнерго). Технология пуск« таких ГТУ со стороны вала низкого давления, на котором располагался ТГ, с использованием СПУ не была разработана. Для обеспечения пуска и в этом

случае необходимо тесное взаимодействие системы регулирования турбины с системой регулирования СПУ.

Модернизация паровых энергоблоков в процессе техперевооружения предполагала как использование наиболее совершенных конструктивных решений, так и применение новых эффективных технологий и пусковых схем (например, двухбайпасной;'пусковой схемы для частых пусков блоков мощностью 200 и 300 МВт). Применение усложненных пусковых схем могло приводить к снижению надежности пусковых режимов, тогда как наличие СПУ на ТЭС могло бы существенно упростить их реализацию.

Технология пуска паровых турбоагрегатов с использованием СПУ не была разработана. Для случаев применения СПУ совместно с паровой турбиной СПУ должно выполнять функции пуска генератора в моторном режиме с переходом на режим нагружения генератора в генераторном режиме, а также, при необходимости, и функции останова энергоагрегата.

Необходимость обеспечения частых пусков-остановов энергоагрегатов ТЭС обусловила актуальность проведения в СССР серьезных исследований и испытаний всего комплекса оборудования, участвующего в процессе пуска, нагружения и останова турбоагрегатов ТЭС от СПУ, которые включают в себя анализ режимов совместной работы энергоагрегатов совместно с СПУ, разработку новых технологических алгоритмов работы энергоагрегатов совместно с СПУ, разработку научно обоснованных технических требований к оборудованию, участвующему в процессах пуска-останова с учетом значительного расширения функциональных возможностей работы энергоагрегатов при переменной частоте вращения.

При создании СПУ для частотного пуска мощных высоковольтных энергоагрегатов использовался опыт разработки мощных высоковольтных ТПЧ для передач и вставок постоянного тока, а также опыт создания частотно-регулируемых синхронных электроприводов. Однако при этом существуют серьезные отличия в требованиях к системам управления и регулирования ТПЧ.

В регулируемом синхронном электроприводе мощности ТПЧ и СМ близки. Задачей электропривода является полное использование мощности как СМ, так и ТПЧ, тогда как мощности СПУ и ТГ (мотор-генераторов ГАЭС) существенно ~ отличаются друг от друга. Электропривод работает при постоянном или мало меняющемся потокосцеплении в воздушном зазоре двигателя и не предназначен для работы в режимах с глубоким понижением поля возбуждения. Это же характерно и для пуска обратимых гидроагрегатов ГАЭС в моторный режим. В известных технических применениях регулируемого электропривода не предъявлялись специальные технические требования к начальному этапу пуска.

Первые высоковольтные ТПЧ для пуска и регулирования производительности механизмов с СМ появились в конце 60-х г.г. за рубежом и в начале 70-х г.г. в СССР (ТПЧ типа ПЧВ разработки НИИ ХЭМЗ, ТПЧ типа СПЧР разработки ЭНИН и Таллиннского электротехнического завода). Эти ТПЧ были предназначены для турбовоздуходувок доменных печей (ПЧВ), компрессоров стендов аэродинамических испытаний (СПЧР). Значительный вклад в теорию создания высоковольтных ТПЧ и в исследование совместной работы ТПЧ и СМ внесли Ю.Г.Толстов, А.В.Наталкин, Б.И.Гринштейн, А.М.Колоколкин, Г.Б.Лазарев, А.Н.Тарасов.

Использование этих ТПЧ для пуска обратимых гидроагрегатов ГАЭС потребовало определенной доработки их систем управления и регулирования. В 1980 г. ТПЧ типа ПЧВ после модернизации был применен для пуска обратимого гидроагрегата Киевской ГАЭС, а в 1987 г. ТПЧ типа СПЧРС (модернизация существовавшего ранее ТПЧ типа СПЧР) был использован для частотного пуска обратимого гидроагрегата Кайщадорской ГАЭС [Тарасов А.Н., Толстое Ю.Г., Красильников М.Ф., Носова Г.Р., Бесчастнов Г.А., Карпов A.M., Нэмени Т.М.:

Высоковольтный тиристорный преобразователь частоты для пуска обратимых гидроагрегатов ГАЭС. Сборник научных трудов "Высоковольтные тиристорные преобразоилтели" 1981, М. ЭНИН, стр. 91-105; Колоколкин A.M.: Система регулировании тиристорным преобразователем частоты для пуска мощных синхронных машин. Там же, с. 182-195.J.

Применение ТПЧ в составе СПУ для пуска-останова газотурбинных установок, для которых требуемый электромагнитный момент и мощность СПУ относительно малы по сравнению с требуемыми электромагнитным моментом и мощностью СПУ для пуска мотор-генераторов ГАЭС, обусловило возможность использования "HtJ, рассчитанного на напряжение, существенно меньшее номинального напряжения ТГ для обеспечения пуска при глубоком (в 2 - 5 раз) ослаблении поля возбуждения без использования согласующего выходного трансформатора.

Пуск энергоагрегатов ТЭС предъявляет жесткие требования к троганию валопровода из неподвижного состояния или из состояния вращения с помощью валоповоротпого устройства. Режим работы ТГ при глубоком ослаблении поля возбуждении требует принятия специальных мер по обеспечению синхронизации системы управления СПУ в процессе увеличения частоты вращения ротора ТГ при ограничении напряжения статора ТГ, предъявляет определенные требования к синхронизации ТГ с сетью на выбеге после отключения СПУ от ТГ. Состав энергоблоков на ТЭС предполагает возможность использования одного СПУ для поочередного пуска нескольких ТГ различного типа и мощности в составе разных энергоагрегатов (пуск ГТУ и паросиловых установок в одном блоке ПГУ). Технология пуска газовой и паровой турбин от СПУ предъявляет специальные требования к системе регулирования ТПЧ в составе СПУ.

Функции, выполняемые ТПЧ в составе СПУ для обеспечения работы энергоагрегатов в переменных режимах (пуск, нагружение, останов, вращение с переменной частотой и др.), позволили впредь называть его тиристорное пуско-остановочиос устройство (ТПОУ).

Использование ТПОУ для совместной работы с энергоагрегатами ТЭС являлось серьезной научно-технической проблемой, для решения которой требовалось проведение широкого комплекса исследований, разработка по их результатам конкретных научно-обоснованных технических решений, их материальная реализация, опробование в натурных условиях, создание и внедрение серийных устройств.

В результате исследования совместной работы энергоагрегатов ТЭС и ТПОУ вшшилась необходимость создания многофункциональных объектно-орнситнропапных статических систем пуска-останова (ССПО) одновальных и двухвалышх ГТУ, парогазовых установок и паротурбинных энергоагрегатов.

Объектно-ориентированные статические системы пуска-останова эиоргоагрегатов ТЭС в нашей стране начали создаваться в 1977 г. Работы по созданию и внедрению ССПО проводились под руководством и при непосредственном участии автора.

Выполнявшиеся исследования и разработки, результаты которых обобщены п настоящей диссертации в виде научного доклада, соответствовали задачам научно-технической Программы ГКНТ СССР 01Д.002 "Создание новых видов оборудовании для производства электрической и тепловой энергии", подпрограмма 0.01.03Ц, задание 01, пункт' И10Б - "Создание установок для частотно-тиристорного пуска газотурбинных установок", Координационному Плану работ Минэнерго СССР "Повышение маневренности турбин и облегчение условий их ремонта и эксплуатации с применением тиристорного пуско-остановочного устройства", Отраслевой Научно-технической Программе РАО "ЕЭС России" ОНТП 0.04 "Электрическое оборудование электрических станций и электрических

:етеа", подпрограммой "Электромашинное и преобразовательное оборудование клектрических станций и электрических сетей".

Цель и задачи работы.

1ель работы: -

Разработка и практическая реализация научно обоснованных технических 1ешений по созданию объектно-ориентированных статических систем пуска-1Станова отечественных энергоагрегатов ТЭС для повышения эффективности их >аботы в переменных режимах, а также для облегчения проведения ремонтных >абот, испытаний и совершенствования эксплуатации.

¡адачи работы:

Для научного обоснования разрабатываемых и реализуемых конкретных ехнических решений по созданию объектно-ориентированных ССПО течественных газотурбинных и паротурбинных агрегатов ТЭС необходимо было ровести комплекс научных исследований, имеющих целью выяснение собенностей пуско-остановочных характеристик агрегатов различных типов и ыбор на этой основе целесообразных алгоритмов пусков и остановов.

Отсутствие достоверных аналитических методов расчетов указанных арактеристик требовало проведения сложных натурных комплексных испытаний грегатов. Обобщение и анализ результатов таких испытаний были необходимы ля формулирования обоснованных требований и для разработки общих лгоритмов пуска и останова агрегатов различных типов. Для разработки более етальных алгоритмов пусков и конкретных схемных решений была еобходимость в проведении аналитических и модельных исследований некоторых собенностей поведения генераторов в начальной стадии пуска (при трогании с |еста и при малых частотах вращения).

Реализация комплексной проблемы создания объектно-ориентированных !СПО потребовала проведения исследований и разработок для решения ледующих технологических и электротехнических задач:

Комплексные исследования технологических режимов работы отечественных газотурбинных и паротурбинных энергоагрегатов ТЭС совместно с ТПОУ. Разработка и реализация способов и устройств для повышения эффективности и надежности пуска-останова и работы в переменных режимах энергоагрегатов ТЭС с помощью ТПОУ;

Определение состава оборудования, входящего в ССПО, формирование связей между этим оборудованием. Анализ специфических режимов работы электротехнического оборудования, входящего в ССПО.

Разработка научно-обоснованных технических требований к ССПО и входящему в нее оборудованию.

Анализ процессов частотного пуска мощных энергоагрегатов из неподвижного состояния и из состояния вращения с частотой, определяемой валоповоротным устройством, разработка необходимых алгоритмов автоматического управления ТПОУ.

Разработка объектно-ориентированного ТПОУ и других элементов ССПО. Анализ существующих проектных решений и разработка обобщенных технических требований к проектированию ССПО, включающих требования к системам первичных и вторичных присоединений, к системе регулирования турбины, к системам защит ТГ, к системам возбуждения и синхронизации ТГ. Разработка алгоритмов управления ССПО, реализующих согласованную работу входящего в нее оборудования.

В основу комплексных исследований технологических режимов работы энергоагрегатои ТЭС совместно с ТПОУ были положены натурные испытания энергоагрсгатон различных типов. В результате были выявлены ]оптимальные с точки зрении требований технологии и рационального использования ТПОУ скоростные н моментные характеристики пуска-останова, определена требуемая мощность ТПОУ для различных областей применения и типов энергоагрегатов ТЭС.

При таборе алгоритмов управления и регулирования ТПОУ использовались методы аналогового и численного моделирования, методы .дифференциального и интегрального исчисления, аппарат изображающих " векторов, аппарат переключающих функций, некоторые асимптотические методы нелинейной механики, аппарат разностных уравнений.

При расчете параметров элементов силовой схемы ТПОУ использовались метод пла|шрованиягэксперимента, методы теории цепей.

Достоперность основных теоретических положений подтверждена сопоставлением расчетных и экспериментально определенных значений параметров, а также результатами натурных испытаний ССПО на различных ТЭС.

Научная новизна.

В работах, выполненных автором, получены нижеследующие новые

научные результаты:

• Выполнен комплекс натурных испытаний и исследований пуско-остановочных режимов основных типов отечественных газотурбинных энергетических установок (ГТ-35, ГТ-45, ГТ-100, ГТЭ-150) и паротурбинного энергоагрегата мощностью 200 МВт при совместной работе с ТПОУ. На основании полученных результатов выявлены рациональные с точки зрения требований технологии и использования ТПОУ скоростные и моментные характеристики пусиа-остяпова, определена требуемая мощность ТПОУ для различных областей применения и типов энергоагрегатов ТЭС, разработаны научно обоснованные технические требования к статическим системам пуска-останова и входящему в них оборудованию.

• Разработана гибридная аналоговая модель системы "Питающая сеть -управляемый выпрямитель - звено постоянного тока - ведомый инвертор -синхронная машина", основанная на использовании аппарата изображающих векторов и аппарата переключающих функций.

С помощью этой модели: -* исследованы процессы начального пуска энергоагрегатов из неподвижного состонния и в зоне низких частот вращения как при использовании датчиков углового положения ротора, так и при косвенном определении углового положения ротора путем применения только электрических способов получения информации о взаимном положении магнитных осей статора и ротора;

исследованы структуры регуляторов угла управления инвертором, регуляторов выпрямленного тока и регуляторов частоты; -» обосиоиана целесообразность применения принципа управления ТПОУ, при котором обеспечивается жесткая связь угла управления инвертором с угловым положением ротора во всем диапазоне изменения частоты праще! 1и я ротора;

-* пыбраим структуры регуляторов угла управления инвертором, регуляторов выпрямленного тока и регуляторов частоты.

• Разработан ряд защищенных авторскими свидетельствами новых способов и устройств для обеспечения с помощью ТПОУ пуска, останова, работы на

промежуточных оборотах и синхронизации с сетью газотурбинных и паротурбинных энергоагрегатов, а также ТГ в режиме синхронного компенсатора;

• Разработаны принципы построения объектно ориентированных ТПОУ, реализация которых обеспечивает инвариантность ТПОУ к параметрам энергоагрегатов и возможность работы в режиме глубокого ослабления поля.

• Разработаны технические требования и рекомендации по проектированию статической системы пуска-останова энергоагрегатов на тепловых электростанциях, по модернизации существующих отечественных систем возбуждения и защит ТГ при частотном пуске энергоблоков.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

1. Под руководством и при непосредственном участии автора впервые в отечественной энергетике в '1982 г. был разработан унифицированный ряд пусковых устройств типа УР-800 на напряжения 3,0; 6,0; 10,0 кВ мощностью 3,0; 6,0 и 10,0 А^Вр; организовано серийное производство этих устройств для частотного пуска газотурбинных, парогазовых агрегатов и частотного пуска ТГ ' в режим синхронного компенсатора.

В период 1983-1989 г.г. было изготовлено 20 промышленных комплектов УР-800. 17 установок успешно работают на различных ТЭС. Среди них пусковое устройство на Несветай ГРЭС Ростовэнего (1982 г.), Молдавской ГРЭС (1983 г.), Севастопольской ТЭЦ (1984 г.), Кировской ТЭЦ-3 (1985 г.). ГРЭС-3 Мосэнерго (1989 г. - первое устройство и 1994 г.- второе устройство), Якутской ГРЭС (1992 г.), Ивановской ГРЭС (1992 г.), Магаданской ТЭЦ (1996 г.) и на ряде других ТЭС (Челябинск, Самара, Баку, Сумгаит и др.).

2. Совместно со специалистами ВЭИ и СВПО Трансформатор создано новое поколение водоохлаждаемых ТПОУ на основе ТПОУ на напряжение 3,3 - 4 кВ -мощностью 10 МВт с полностью микропроцессорным управлением. Головной образец ТПОУ внедрен в 1997 г. на Ново-Липецком металлургическом комбинате для частотного пуска четырех компрессоров мощностью 20 МВт каждый. Совместно со специалистами АО "ЭЛЕКТРОСИЛА" разработана серия ТПОУ с воздушным охлаждением и микропроцессорным управлением для работы в составе парогазовых установок ТЭС. Первые образцы таких устройств в настоящее время изготавливаются АО "ЭЛЕКТРОСИЛА" для частотного пуска газовых турбин ГТ-110 стенда горячих испытаний Ивановской ГРЭС, для ПГУ-325 Тюменской ТЭЦ-1, для ПГУ-450 Щекинской ГРЭС.

3. Разработанные технические решения по созданию статических систем пуска-останова турбоагрегатов энегоблоков ТЭС позволили осуществить комплексный подход к проектированию этих систем с учетом взаимодействия технологии . пускоостановочных режимов и возможностей оборудования, участвующего в процессе пуска. В результате были разработаны практические рекомендации для проектирования систем пуска-останова энергоблоков ТЭС, которые были переданы в головные проектные институты Теплоэлектропроект, ВНИПИЭнергопром, Атомэнергопроект и их отделения и использованы ими при выполнении проектов ряда новых и реконструируемых энергоблоков ТЭС: Щекинская ГРЭС, Конаковская ГРЭС, Ивановская ГРЭС (Теплоэлектропроект), Молдавская ГРЭС (Львовтеплоэлектропроект), ГРЭС-3 Мосэнерго (Ростовтеплоэлектропроект), Тюменская ТЭЦ-1, Якутская ГРЭС, (Уралтеплоэлектропроект), Симферопольская ТЭЦ (Днепропетровский ВНИПИЭнергопром), Новотульская ТЭЦ (Киевский ВНИПИэнергопром) и др.

4. Накопленный практический опыт наладки, технических консультаций и обучения персонала ТЭС использован в разработанных под руководством и при непосредственном участии автора методиках наладки и профилактического

контроля ТПОУ,. которые переданы в ОРГРЭС, ЭЛЕКТРОЦЕНТРНАЛАДКА и на ТЭС-мользова1-ели ТПОУ и успешно используются ими.

5. Технические требования и рекомендации по модернизации систем возбуждения ТГ при пуске энергоблоков от ТПОУ переданы для практического нспользоиания на ПО Уралэлектротяжмаш, ВНИИЭлектромаш и на АО "ЭЛЕКТРОСИЛА". На их основе выполнена модернизация систем возбуждения ТГ мощностью 200 МВт ГРЭС-3 Мосэнерго (ВНИИЭлектромаш), ТГ мощностью 63 МВт Якутской ГРЭС (ПО Уралэлектротяжмаш) и др.

6. Рекомендации по применению ТПОУ для проверки автомата безопасности паровой турбины, для режимов проточки гребневых уплотнений и для динамической балансировки роторов турбоагрегатов в процессе ремонтных работ переданы в ОРГРЭС и используются на ряде электрических станций (НесветайГРЭС Ростовэнерго, ГРЭС-3 Мосэнерго и др.)

Основные положения, выносимые на защиту:

• Комплексная проблема создания объектно-ориентированных ,ССПО турбогенераторов ТЭС, требующая проведения исследований особенностей пуско-остановочных характеристик различных типов энергоагрегатов ТЭС при их совместной работе с ТПОУ, исследований структуры собственно ССПО и разработки алгоритмов управления ими, разработки объектно-ориентированных ТПОУ, разработки необходимых изменений в системах возбуждения и релейных защит ТГ и др.;

• Области применения разработанных ССПО: газотурбинные, паротурбинные и парогазопые агрегаты ТЭС;

• Научно обоснованные технические требования к оборудованию, устройствам и подсистемам, входящим в состав ССПО; алгоритмы управления ССПО, реализующие согласованную работу систем автоматического регулирования турбины, возбуждения и защит ТГ и ТПОУ;

• Гибридная аналоговая модель системы "Питающая сеть - управляемый выпрямитель - звено постоянного тока - ведомый инвертор - синхронная машина", основанная на использовании аппарата изображающих векторов и аппарата переключающих функций для исследования процессов начального пуска эпергоагрегатов из неподвижного состояния и в зоне низких частот вращении при различных алгоритмах управления и для исследования структур регуляторов угла управления инвертором, регуляторов выпрямленного тока и регуляторов частоты;

• Способы и устройства пуска и останова газотурбинных установок с помощью ТПОУ, обеспечивающие плавный пуск одновальных и двухвальных газовых турбин (с двумя камерами сгорания - по одной на валах высокого и низкого давлении) в строго заданном направлении, а также управляемое торможение турбоагрегата;

• Способы и устройства пуска и останова паросиловых установок с помощью ТПОУ, обеспечивающие ускоренный пуск энергоблока и выработку дополнительной электроэнергии за счет подключения ТГ к сети на промежуточной частоте вращения;

• Принципы построения объектно-ориентированных ТПОУ; практические решении по созданию их систем управления и защиты, рекомендации по разработке мероприятий в системах возбуждения и защит ТГ в составе ССПО, требуемых в условиях частотного пуска;

• Основные положения по использованию ТПОУ для совершенствования ремонтных работ на турбоагрегатах при вращении валопроводов в собственных подшипниках.

Апробация работы.

Результаты работы были доложены и обсуждены на 18 научно-технических конференциях, симпозиумах, научно-технических семинарах и совещаниях (из них 11 - международных), в том числе:

• на Международной конференции "Силовая электроника и регулируемый электропривод" в ЧСФР (1990 г.).

• на 2-ой, 4-ой, 5-ой Всесоюзных научно-технических конференциях "Проблемы преобразовательной техники" в 1979, 1987, 1991 г.г.

• ча Всесоюзной конференции "Современные методы и средства быстродействующего преобразования режимных параметров энергетических систем" в 1990 г.

• на Всесоюзной конференции "Системы управления и контроля электрических аппаратов высокого напряжения" в 1981 г.

• на Всесоюзном совещании "Опыт эксплуатации энергетических газотурбинных установок" в 1985 г.

• на Всесоюзном научно-техническом совещании "Разработка и внедрение регулируемых электроприводов механизмов собственных нужд и тиристорных пускоостановочных устройств" в 1992 г.

• на Международном Коллоквиуме СИГРЭ "Электрические машины" в ЮАР, Иоганнесбург, 1993 г.

• на Международном Коллоквиуме СИГРЭ " Машино-вентильные системы; теория, практическое применение, перспективы" в России, июнь 1995 г.

• на Международной конференции по электрическим машинам 1СЕМ'94 во Франции, Париж, сентябрь, 1994 г.

• на сессиях СИГРЭ в 1994 и в 1996 г.г. в Париже.

• на Международном Коллоквиуме СИГРЭ "Турбогенераторы, гидрогенераторы, мощные двигатели" в Италии, Флоренция, апрель 1997 г.

• на 1 Международной Конференции по регулируемому электроприводу и электрическим машинам в США, Милуоки, май 1997 г.

• на Международном Коллоквиуме СИГРЭ "Электрические машины" в Японии, Иокогама, октябрь 1997 г.

• на Конференции Общества Электроники и Электротехники Франции "Воздействие регулируемой частоты вращения на производство электроэнергии" во Франции, Париж, март 1998 г.

• на Международной конференции по электрическим машинам 1СЕМ'98 в Турции, Стамбул, сентябрь, 1998 г.

Публикации: Материалы исследований и практических разработок освещены в книге "Тирнсторные пусковые устройства в электроэнергетике", Москва, Энергоатомиздат, 1992 г. 254 стр. и 70 других публикациях; в их числе 28 авторских свидетельств (см. список литературы).

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

1.Состав статических систем пуска - останова [ 1 ].

В процессе пуска-останова энергоагрегата от ТПОУ в работе участвует значительное количество станционного оборудования: турбогенераторы, их системы возбуждения, синхронизации и защиты, системы автоматизации и автоматического регулирования турбин, коммутационная аппаратура и др.

В общем случае в статической системе пуска-останова используются:

• Турбины (паровая и/или газовая) с автоматической системой регулирования (АСР) и комплектом защит.

• Турбогенераторы с системой возбуждения (В) - рабочей или резервной, и с системой зашит.

• Генераторные выключатели.

• ТПОУ со своими входными и выходными выключателями и, в ряде случаев, входным н иыходиым трансформаторами и токоограничивающими реакторами.

• Валоповоротное устройство (ВПУ) турбины со своей аппаратурой управления.

• Автоматический синхронизатор (СИНХР). }

• Блок формирования алгоритма управления ССПО.

В виде примера на ркс.1 показана структурная схема применения ССПО энергоагрегатон ИГУ, содержащей две газовые и одну паровую турбины.

Блок формирования алгоритма управления ССПО обеспечивает взаимодействие элементов ССПО, устанавливая необходимую последовательность операций, исходя из требований технологических режимов, путем обмена с ними управляющими н контрольными сигналами.

Алгоритм управления ССПО предполагает также непосредственный обмен управляющими и контрольными сигналами между некоторыми элементами, входящими в ССПО.

2.0бласти применения статических систем пуска-останова; определение основных технических требований к статическим системам пуска-останова [ 1-15, 21-26, 53-56, 60-64, 67, 68, 70 ]. 2.1.Анализ технологических режимов работы энергоблоков совместно с ТПОУ; новые технологические алгоритмы. 2.1.1.Пусковые режимы ГТУ [ 1, 3, 4, 5, 7, 8, 10, 14, 15 ].

На оспоиании обобщения и анализа экспериментальных исследований процесса пуска отечественных ГТУ с помощью ТПОУ на Молдавской ГРЭС, Якутской ГРЭС и ГРЭС-3 Мосэнерго, проведенных автором совместно со

специалистами ВТИ, ОРГРЭС, заводов-изготовителей газовых турбин и ТГ при участии персонала этих электростанций, было установлено нижеследующее:

• Технология успешного пуска газовой турбины требует обеспечения стабильного управляемого режима пуска без колебаний частоты вращения валопровода и со стабилизацией частоты вращения, либо вращающего момента

. при заданной частоте вращения.

• Наличие валоповоротного устройства на газовой турбине и конструкция подшипников генератора и турбины требуют обеспечения вращения валопровода только в строго заданном (одном) направлении.

• В аварийных ситуациях необходимо обеспечение пуска ГТУ при отключенном валоповоротном устройстве, из неподвижного состояния.

• Необходимо обеспечивать реализацию режимов расхолаживания, промывки и продувки газовой турбины при вращении валопроводов ГТУ на промежуточных частотах вращения.

• В соответствии с требованиями .графика нагрузки энергоблока необходимо обеспечение нормального и ускоренного пуска; при исчезновении напряжения собственных нужд и использовании дизель-генераторов для питания ТПОУ необходимо обеспечение аварийного пуска.

• На начальном этапе пуска, до достижения частоты вращения, при которой начинается подача топлива в камеру сгорания, статическая система пуска-останова должна формировать только задание по частоте вращения и обеспечивать стабилизацию этой частоты. После розжига камеры сгорания система пуска должна формировать задание по величине вращающего момента, необходимого для обеспечения требуемого режима пуска, либо продолжать отслеживать задание частоты вращения с помощью системы тепловой автоматики турбины; в отдельных случаях требуется формирование задания по мощности.

• Для мощных одновальных ГТУ, в частности типа ГТЭ-150, целесообразно не отключать пусковое устройство вплоть до достижения синхронной частоты из соображений повышения надежности за счет исключения скачкообразного увеличения температуры газа.

• Двухвальные ГТУ (в частности, типа ГТ-100) с разрезными валами, содержащие два компрессора (высокого и низкого давления) и две камеры сгорания на каждом из валов, целесообразно пускать со стороны вала низкого давления, на котором установлен ТГ.

В результате проведенных исследований был предложен и реализован практически ряд специальных алгоритмов пуска ГТУ, а именно:

• Пуск по заданию системой технологической автоматики ГТУ как величины частоты вращения, так и необходимой величины вращающего момента [1, 3, 7, 8];

• Пуск с подключенным ТПОУ к турбогенератору вплоть до вращения его ротора с синхронной частотой |1, 10);

• Пуск газотурбинных установок с разрезным валом при наличии компрессоров и камер сгорания на каждом валу [1, 14, 15].

При реализации первого алгоритма система технологической автоматики ГТУ формирует сигнал задания начального значения частоты вращения ротора, при которой начинается процесс розжига камеры сгорания, и поддерживает заданное значение частоты вращения'в течение времени вступления в работу всех ее горелок, после чего ТПОУ переводится в режим стабилизации вращающего момента. Величина вращающего момента устанавливается равной его текущему значению в момент получения команды и запоминается. В дальнейшем ТПОУ управляется аналоговым сигналом задания по вращающему моменту. При нарушении технологии на выходе ТПОУ автоматически формируется запомненный вращающий момент.

Реализация данного алгоритма исключила резкие увеличения как частоты вращения ротора, так и температуры металла турбины в процессе вступления газовой турбины в совместную работу с ТПОУ и тем самым повысила надежность пуска ГТУ.

При реализации второго алгоритма ТПОУ остается подключенным к турбогенератору ГТУ вплоть до момента синхронизации. Непосредственно пер^д синхронизацией блокируются импульсы управления ТПОУ, отключается выходной выключатель ТПОУ, система возбуждения переключается на нормальный режим работы и синхронизация ТГ с сетью осуществляется штатным образом.

На рис.2 приведен алгоритм пуска одновальных газовых турбин ГТ-35 и ГТ-45 на примере ГТУ типа ГТ-45 Якутской ГРЭС, а на рис.3. - алгоритм пуска газовой турбины ГТЭ-150 на примере ГРЭС-3 Мосэнерго.

П. об/мин МПО. Нм 1 ООО

3000 1300

'и ;

! . :

! М: '

; 1 п ^

о I 2 э 4 I а 7 а • ю к и 11 14 н 1а )т ^ (ими)

.....— ■ - ............«»-х

-........ -

_____;_____ . МЮЬг . уГ..... р. ..

____■И««*» Г . \ в А. гтх! м д 1 'рммк* N. \ |

/ РОМКиПЭЮЕЖЯГОЛЯ кхмспонормиполя \\

» 1 1 I 1 II 1 I 1 ч и и и и ч 1нн)

Рис.2. Алгоритм пуска газовой турбины Рис.3. Алгоритм пуска газовой турбины ГТ-45 на Якутской ГРЭС ГТЭ-150 на ГРЭС-3 Мосэнерго.

Для двухвальц'ых газовых турбин ГТ-100 совместно с заводом-изготовителем разработан и реализован алгоритм частотного пуска со стороны ТГ, расположенного на валу низкого давления, в соответствии с которым ротор низкого давления разворачивается до частоты вращения 1000 - 1300 об/мин. При этом параметры воздуха за компрессором низкого давления (КНД) достигают значений, необходимых для разворота турбокомпрессорного вала высокого давления, создания необходимого давления воздуха в компрессоре высокого давления (КВД) и зажигания камеры сгорания на валу высокого давления. На этой частоте вращении вал низкого давления удерживается до тех пор, пока ротор турбины высокого давления не развернется до частоты 2000 - 2400 об/мин, после чего ТПОУ отключается и дальнейший разгон осуществляется в режиме "самохода". Алгоритм реализован на Ивановской ГРЭС в 1992 г. для газотурбинных установок ГТ-100. При этом оказалось возможным существенно упростить конструкцию газовой турбины, а также исключить необходимость использования пара на газотурбинных электростанциях. В настоящее время аналогичная реконструкция осуществляется на двух газотурбинных установках ГТ-100 на ГРЭС-3 Мосэнерго .

2.1.2.Пускоостаповочные режимы паросиловых энергоблоков [ 1-6, 11-13, 26, 60, 70 ].

В маневренный режим работы наиболее часто вовлекаются паротурбинные энергоагрегаты мощностью 200 и 300 МВт. Поэтому для этих агрегатов в первую - очередь необходима модернизация пуско-остановочных режимов.

В результате проиеденных совместно со специалистами ВТИ и ОРГРЭС экспериментальных исследований на паровом блоке мощностью 200 МВт Молдавской ГРЭС 1 1, 2, 4, 5 1 были установлены и экспериментально

подтверждены нижеследующие преимущества работы паровой турбины совместно с ТПОУ: г

• Сокращение продолжительности пуска и пусковых потерь топлива за счет увеличения эффективности предварительного прогрева системы промперегрева путем нагружения паровой турбины с помощью ТПОУ;

• Увеличение.. циклического ресурса деталей турбины за счет уменьшения глубины начального охлаждения паровпуска ЦВД и ЦСД неостывшей турбины;

• Возможность эффективной работы турбины при работе на холостом ходу, при пусках и сбросах нагрузки, а также в режиме аварийного торможения с ускоренным выбегом ротора;

• Возможность использования однобайпасной пусковой схемы совместно со статической системой пуска-останова при сохранении тех же выходных характеристик, что и при использовании двухбайпасной пусковой схемы;

• Снижение затрат при работе турбины в режиме горячего резерва с пониженной частотой вращения.

Паротурбинный блок мощностью 200 МВт Молдавской ГРЭС, на котором проводились испытания, входит в состав ПГУ-250, газотурбинная часть которой 1 включает в себя газовую турбину ГТ-35 и ТПОУ типа УР-800, разработанное под руководством автора. Максимальная мощность этого ТПОУ составляет 6000 кВт.

При использовании имеющегося оборудования в процессе экспериментального исследования получены следующие численные результаты:

• Дополнительная выработка электроэнергии от подключения ТГ к сети через ТПОУ при проведении пусков блока мощностью 200 МВт в соответствии с установленными инструкцией графиками-заданиями составила 2820 кВтч при пуске из холодного состояния и 1026 кВтч при пуске после останова на ночь или на выходные дни,

• Время пуска блока из холодного состояния сократилось на 40 минут,

• Температура лопаток предпоследней ступени турбины (ступени Баумана)-снизилась на 69 град.С и стала равной 120 град.С,

• Время выбега ротора при аварийном торможении уменьшилось в 6 раз и стало равным 4.5 мин,

• При работе в моторном режиме с частотой вращения 1200 об/мин практически не зафиксирован существенный нагрев проточной части ЦНД и не требуется специальная система охлаждения; при этом мощность, потребляемая от сети, в 10 раз меньше требуемой при номинальной частоте вращения.

При этом было установлено:

• Технология успешного пуска паровой турбины требует обеспечения стабильного управляемого режима пуска - без колебаний частоты вращения валопровода и со стабилизацией либо частоты вращения, либо вращающего (тормозного) момента на заданных оборотах.

• Наличие валоповоротного устройства на турбине и конструкция подшипников генератора и турбины требуют обеспечения вращения валопровода только в строго заданном (одном) направлении.

• В аварийных ситуациях необходим пуск паровой турбины при отключенном валоповоротном устройстве, из неподвижного состояния.

• На начальном этапе пуска, до достижения необходимого температурного режима, ССПО должна формировать только задание по частоте вращения и обеспечивать стабилизацию этой частоты. После открытия регулирующих клапанов ЦВД должно быть обеспечено плавное изменение знака момента с вращающего на тормозной под воздействием системы регулирования турбины.

На основании экспериментальных исследований процессов частотного пуска-останова паросиловых установок, проведенных на блоке мощностью 200 МВт с паровой турбиной К200-130 ПО ЛМЗ, и дополнительного теоретического

анализа был предложен алгоритм пуска парового энергоблока с промежуточным перегревом пара [11-131, приведенный на рис.4.

Начальный пуск осуществляется только с помощью ТПОУ, при закрытых регулировочных клапанах ЦВД и ЦСД. При этом частота вращения задается равной 500 об/мин. По достижении заданной частоты вращения ТПОУ стабилизирует ее на время 2-3 мин. По команде из системы тепло'вой автоматики турбины "1500 - 1800 об/мин" ТПОУ с максимальным темпом обеспечивает разгон турбоагрегата до заданной в этих пределах частоты вращения, после чего

приоткрываются регулировочные клапаны ЦВД и пар подается в турбину. Поскольку ротор турбины ускоряется, электромагнитный вращающий момент, созданный ТПОУ, начинает снижаться для сохранения заданного значения частоты вращения. При прохождении значения этого момента через нуль, ТПОУ переходит в режим формирования максимального электромагнитного тормозного момента. Далее осуществляется прогрев турбины в течение 5 - 30 мин, причем система тепловой автоматики стабилизирует положение клапанов ЦВД с целью ограничения частоты вращения на уровне, соответствующем максимальному электромагнитному моменту ТПОУ в режиме торможения. Затем открываются клапаны ЦСД и осуществляется разгон турбины до частоты вращения 2900 - 2950 об/мин, после чего система тепловой автоматики формирует команду на ограничение положения регулировочных клапанов с тем, чтобы ограничить расход пара, и формирует сигналы управления "больше" - "меньше", воздействующие на вход задания по моменту ТПОУ. При снижении величины электромагнитного тормозного момента, создаваемого ТПОУ, и при том же расходе пара частота вращения ротора будет возрастать. Таким образом осуществляется точная синхронизация разгоняемого ТГ с сетью. Реализация предложенного алгоритма позволила отказаться от применения двухбайпасной пусковой схемы энергоблока мощностью 300 МВт Березовской ГРЭС.

Рабочий проект энергоблока мощностью 300 МВт Березовской ГРЭС с использованием ТПОУ выполнен ЛьвовТеплоэлектропроектом.

Экспериментальное исследование выявило также безусловные преимущества работы парового энергоблока в моторном режиме на промежуточной частоте вращения (800-1000 об/мин) совместно с ТПОУ по сравнению со схемой моторного режима на номинальной частоте.

При вращении валопровода энергоагрегата с помощью ТПОУ в таком режиме стопорные и регулировочные клапаны турбины, в соответствии с разработанным алгоритмом, закрыты; для поддержания вакуума на концевые уплотнения подается пар с температурой 200 - 220 град.С, а ТПОУ создает на валу турбоагрегата вращающий момент, достаточный для вращения ротора с

Рис.4. Алгоритм пуска парового энергоблока с турбиной К200-130 ПО ЛМЗ.

указанной частотой. Разработанные технические решения ранее в мировой практике не использовались.

2.1.3.Пускоостановочные режимы парогазовых установок [1, 3, 4, 26 ].

Процесс • пуска парогазовой установки создает предпосылки для использования ССПО как для газотурбинной, так и для паротурбинной частей энергоблока. Использование ТПОУ для совместной работы со всеми турбоагрегатами энергоблока ПГУ позволяет сократить время пуска ПГУ за счет начала процесса пуска паровой турбины до достижения требуемых параметров пара на выхбде котла, обеспечить быстрый аварийный останов любого турбоагрегата ПГУ без необходимости срыва вакуума в паровой турбине, либо без необходимости использования взрывных предохранителей в котлах, срабатывание которых могло бы происходить в связи с отсутствием технической возможности немедленного прекращения подачи газа в котел. Для Российской энергетики перспективен тип ПГУ с котлом-утилизатором, в состав которой входят две однопальные газовые турбины и одна паровая, мощности которых приблизительно равны. По техническим условиям обе газовые турбины могут запускаться одновременно, поэтому на ПГУ такого типа необходима обязательная установка двух ТПОУ, по одному для каждой газотурбинной установки. Предложено техническое решение, в соответствии с которым обеспечивается одновременный пуск обеих газовых турбин, своевременный разворот и нагружение паровой турбины, плановый и аварийный (с минимальной продолжительностью выбега ротора) останов всех трех турбин. В этом случае значительно сокращается время пуска энергоблока, особенно из холодного состояния, и оказывается возможным обеспечить выработку электроэнергии на промежуточной частоте вращения в процессе пуска паровой турбины в соответствии с описанными выше алгоритмами. Данное техническое решение ранее в мировой практике не использовалось.

2.1.4.Пуск турбогенератора с расцепленной турбиной в режим синхронного компенсатора [ 1, 3, 4, 9, 21-23, 53-56 ].

В процессе обследования возможности частотного пуска турбогенератора с расцепленной турбиной в режим СК, проведенного под руководством и при непосредственном участии автора на 10 энергоблоках мощностью 25 - 200 МВт на различных электростанциях, было установлено:

• Момент сопротивления ТГ и его момент инерции невелики.

• В основном, в этом режиме используются турбогенераторы с достаточно большим сроком службы.

• На валу ТГ отсутствует валоповоротное устройство.

• Для значительной части ТГ используется независимая резервная электромашинная система возбуждения.

• Часть ТГ подключена к блочным трансформаторам через масляные выключатели, часть ТГ соединена с блочным трансформатором непосредственно, а блок «ТГ - трансформатор» связан с приемной энергосистемой через воздушные выключатели.

• Штатные синхронизаторы рассчитаны на синхронизацию ТГ с сетью с использованием системы регулирования турбины.

Проведенный автором анализ показал, что экономически и технически целесообразно использовать ТПОУ на напряжение, существенно меньшее номинального напряжения ТГ. При этом мощность ТПОУ должна определяться не только условиями обеспечения пуска, но и условиями обеспечения ремонтно-технологических режимов на ТГ. ТПОУ должно обеспечивать пуск ТГ из неподвижного состояния. ТПОУ должно обеспечивать также пуск ТГ с

подключенным блочным трансформатора. Существующая система регулирования возбуждения должна быть модернизирована с учетом возможности глубокого ослабления поля. '•

Штатные автосинхронизаторы должны быть доработаны для обеспечения успешной синхронизации на выбеге ТГ с малыми моментами инерции роторов. Существующий штатный стандартный автосинхронизатор, (например, типа СА-1) может произвести синхронизацию как на сверхсинхронной, так и на подсинхронной частоте вращения. Автором сформулированы требования к величине необходимого угла опережения на включение выключателя и к моменту начала отсчета этого угла [21 ]. На основе этих требований были рассчитаны параметры синхронизации для пуска ТГ на Кировской ТЭЦ-3, НесветайГРЭС Ростонэнерго, ГРЭС "Северная" в Баку, на Ярославских ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 и др.

При равенстве номинального выходного напряжения ТПОУ и номинального напряжения ТГ (или при подключении ТПОУ к турбогенератору через согласующий трансформатор) возможна точная синхронизация ТГ с сетью без отключения ТПОУ с помощью штатного синхронизатора.

Для этого случая предложен и реализован алгоритм ручного и автоматического управления заданием частоты вращения ротора ТГ при автоматическом ограничении величины максимально возможной частоты на заданном уровне [1, 23]. Алгоритмы синхронизации реализованы практически на Киропской ТЭЦ-3, Ярославских ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3, Безымянской ТЭЦ Самараэнерго и др.

Требуемая мощность ТПОУ для пуска ТГ в режим СК невелика, поэтому возможно сокращение количества преобразовательных мостов в системе пуска за счет использования преобразовательного моста возбудителя. В связи с тем, что для пуска используется схема с явно выраженным звеном постоянного тока, выпрямительный мост возбудителя на время пуска используется в качестве инвертора. При этом ТГ пускается по схеме с последовательным возбуждением, поскольку его обмотка возбуждения одновременно используется и как сглаживающий реактор в звене постоянного тока. Параллельные мосты выпрямителей возбудителя на время пуска разделяются и используются как выпрямитель и инвертор соответственно. Автором предложен также ряд оригинальных схем, в которых организована сеть постоянного тока, а преобразовательные мосты возбудителей работают в режиме ведомого инвертора на ТГ [53-56]. Предложенные схемы принципиально работоспособны, но практического применения пока не нашли.

2.1.5.Ремонтные режимы и испытания турбоагрегатов [1, 3-5].

Значительный возраст турбоагрегатов, используемых на российских ТЭС, предполагает проведение их ремонтов по расширенным программам для продления срока службы. ТПОУ может быть успешно использовано при проведении работ, связанных с вращением роторов турбоагрегатов в собственных подшипниках при различных частотах вращения. Объем таких ремонтных работ достаточно велик: проточки бандажей, уплотнений, шлифовка шеек роторов и др. Эти работы характерны тем, что требуют высокой точности и чистоты обработки поверхности, что предъявляет определенные требования к частоте вращения валопровода и к точности ее поддержания. Как показали расчеты, проведенные совместно со специалистами ОРГРЭС, для блоков мощностью 150 МВт с минимальным размером обрабатываемой поверхности 200 мм (шейка первого подшипника) и выше максимально необходимая частота вращения составляет не более 40 об/мин, что и определяет требования к минимальной частоте вращения валопровода турбоагрегата от внешнего устройства.

Для турбины весьма важной является диагностика лопаточного аппарата, что требует обеспечения шагового режима поворота валопровода.

К работам, которые могут проводиться при вращении роторов на малой частоте, относятся и работы по проверке боя (искривления) роторов.

Применение ТПОУ позволяет проводить основной объем работ по проверке и испытаниям автоматической системы регулирования турбины (АСР) и ее защит без растопки котла. При относительно высокой частоте вррщения валопровода можно снимать, статические характеристики АСР, измерять времена закрытия регулирующих, стопорных и обратных клапанов, проводить проверку работоспособности системы регулирования турбины, снимать скоростные характеристики, определять зависимость вибраций от частоты вращения роторов, проводить настройку и проверку автомата безопасности турбины. Эти работы должны проводиться при частотах вращения, изменяющихся в широких пределах: 900 - 3360 об/мин. Применение ТПОУ может быть особенно эффективным, когда необходима балансировка турбины на критических частотах вращения, например, после перелопачивания ступеней в процессе ремонта турбины. В этом случае особо важную роль играет возможность в заданное время с помощью ТПОУ поддержать частоту вращения или точно с заданной частотой пройти критическую частоту в строгом соответствии с графиком, обеспечивающим оценку качества ремонта по (вибрационным параметрам, повысить точность определения динамических коэффициентов влияния. Применение ТПОУ позволяет расширить возможности для осуществления диагностики турбоагрегата в тех случаях, когда требуется проведение измерений на фиксированных промежуточных частотах вращения, обеспечить устранение факторов, связанных с тепловым состоянием агрегата. Разворот ротора турбины от ТПОУ позволяет полностью снять помехи от движения и шума пара в проточной части и в концевых уплотнениях при прослушиванин турбины после ремонта или при проверке состояния проточной части после аварийного останова. Особую роль вращение ротора с помощью ТПОУ может сыграть при повышении качества вибродиагностики с целью обнаружения трещин в роторе.

Суммируя изложенное, можно указать нижеследующие основные ремонтно-технологические операции, которые целесообразно выполнять с помощью ССПО:

• Проточка бандажей, уплотнений, шлифовка шеек роторов.

• Динамическая балансировка роторов при различных частотах вращения.

• Настройка и проверка автомата безопасности паровой турбины.

• Проверка и настройка системы регулирования паровой турбины.

• Проверка функционирования системы регулирования возбуждения генератора и работоспособности его защит.

• Обеспечение режимов работы, требующих длительного вращения валопровода в диапазоне частот 3 - 300 об/мин для реализации режима валоповоротного устройства турбины.

В основном ремонтно-технологические работы осуществляются при ручном задании необходимой частоты вращения и/или вращающего момента. Однако ряд операций, таких, как проверка работоспособности системы регулирования турбины, определение зависимости вибрации от частоты вращения роторов, снятие скоростных характеристик, настройка и проверка автомата безопасности требуют применения некоторых специальных автоматизированных алгоритмов работы. .Прежде всего необходимо обеспечение взаимодействия с системой тепловой автоматики турбины, поскольку в этих режимах необходимо иметь вакуум в конденсаторе турбины, т.е. при этих работах должно быть обеспечено наличие пара (как минимум, от постороннего источника).

В связи со значительными температурными ограничениями на элементы проточной части турбины при работе на высоких частотах вращения и нормированным временным ограничением на работу турбины при высоких частотах вращения, использование маломощного ТПОУ для разгона и вращения валопровода паросиловой установки с большой частотой (больше-равной

синхронной) затруднительно. Исследования показали, что использование ТПОУ может быть эффективным при реализации одного из двух предложенных автором совместно со специалистами из ВТИ и ОРГРЭС вариантов: подачей пара только на уплотнения (вступает в работу ограничение длительности вращения турбины с частотой 3000 об/мин) и комбинированная проверка, когда сторонний пар полается в турбину при отключенном ТПОУ [12, 13]. При этом ротор турбины разворачивается до частоты вращения, расположенной в зоне длительно допустимых промежуточных частот вращения. Затем подключаются ТПОУ и система возбуждения ТГ, жестко фиксируется положение регулировочных клапанов турбины в состоянии, обеспечивающем вращение с разрешенной промежуточной частотой, и с помощью вращающего момента, создаваемого ТПОУ, ротор турбоагрегата разворачивается до частоты вращения, определяемой устанкой срабатывания автомата безопасности.

2.2.Определение требуемой величины мощности ТПОУ [1, 4,

5].

Известно, что основными требуемыми характеристиками пускового устройства для турбоагрегата являются его мощность и время пуска. Время пуска зависит от технологического режима работы агрегата, однако, как показали экспериментальные исследования на действующих ССПО, оно может варьироваться в пределах, достаточных для обеспечения наиболее целесообразной мощности ТПОУ с точки зрения его функциональных возможностей, габаритов и стоимости.

В общем случае, для определения величины мощности ТПОУ необходимо знать тахограмму пуска-останова агрегата и зависимость момента на валу агрегата от частоты. На основании этих зависимостей по уравнению движения роторов определяется величина требуемого электромагнитного момента, а затем и величина требуемой мощности ТПОУ.

В связи с необходимостью в ряде случаев обеспечивать пуск агрегата из неподвижного состояния, нужно. обеспечивать создание вращающего электромагнитного момента, способного преодолеть момент трогания агрегата.

Учитывая различные подходы заводов-изготовителей газовых турбин и НИИ к реализации режимов пуска, определение величины требуемой мощности во всех случаях применения ТПОУ для пуска одно- и двухвальных ГТУ основывалось на экспериментально-расчетных данных.

В процессе экспериментальных исследований газотурбинных установок типа 1Т-35 совместно с ТПОУ на Молдавской ГРЭС определялись основные характеристики компрессора в нестационарных режимах, определялись зависимости мощности, необходимой для разворота холодной ГТ как без зажигания топлива в камере сгорания, так и при различных соотношениях расхода топлива в камеру сгорания и мощности ТПОУ в зависимости от частоты вращения [ 7 1. Исследования показали, что величина требуемой мощности ТПОУ может изменяться в пределах 400 - 3500 кВт и определяется как температурным ' состоянием турбины, так и рациональными параметрами ТПОУ. Величина мощписти, при которой возможен пуск ГТУ при допустимом повышении температуры газа перед турбиной, составляет 1800-2500 кВт в зависимости от режима пуска (нормальный или ускоренный пуск).

В результате обобщения полученных результатов экспериментального исследования, исходя из критерия умеренного повышения температуры газа перед турбиной с одной стороны, и эффективного использования мощности ТПОУ при применяемых типах тиристоров с другой стороны, была определена рациональная величина требуемой мощности ТПОУ, которая составила 6% от номинальной мощности газовой турбины.

При этом за время пуска установки ГТ-35 продолжительностью 15-20 мин потребляется 160 - 180 кВтчас электроэнергии. Практика многолетней эксплуатации ТПОУ для пуска двух ГТУ типа ГТ-35 на Молдавской ГРЭС показала, что среднее ежегодное количество пусков составляет 341 пуск, а ежегодный экономический эффект только по топливной составляющей составляет около 40 тысяч долларов США.

Результаты исследований пусковых характеристик ГТУ на Молдавской ГРЭС использовались ПОАТ ХТЗ при разработке нового поколения ГТ типа ГТ-45 и при формировании их пусковых режимов с использованием ТПОУ. Экспериментальные исследования режимов пуска ГТУ типа ГТ-45 с помощью ТПОУ на Якутской ГРЭС, так же как и экспериментальные исследования пусковых режимов ГТУ типа ГТЭ-150 с помощью ТПОУ на ГРЭС-3 Мосэнерго, подтвердили .'правильность определения величины мощности, равной 6% от номинальной мощности ГТ для всех отечественных типов одновальных газовых турбин, и позволили уточнить алгоритмы пуска этих ГТУ.

Это значение мощности ТПОУ принято проектными институтами и заводами-изготовителями для пуска одновальных газотурбинных установок. Мощность ТПОУ для пуска зарубежных ГТУ существенно меньше, что объясняется иными конструктивно-технологическими решениями и отличной от отечественной технологией пуска.

Технология частотного пуска газовых турбин с разрезными валами применительно к выпускаемым на ПО ЛМЗ двухвальным ГТУ типа ГТ-100, описана выше и предполагает несколько иной подход к выбору требуемой мощности ТПОУ, заключающийся в использовании опытных характеристик турбин и компрессоров высокого и низкого давления, исходя из необходимости сохранения параметров воздуха перед камерой сгорания высокого давления (КСВД) и запасов до границы помпажа компрессоров на уровне, соответствующем режиму пуска со стороны вала высокого давления. Для расчета требуемой мощности ТПОУ использовались известные уравнения баланса расхода воздуха между компрессорами и турбинами, а также известные уравнения баланса мощности компрессоров и турбин.

Экспериментальные исследования процессов пуска ГТ-100 на Ивановской ГРЭС, проведенные в 1992 г., подтвердили, что и для случаев пуска двухвальных ГТУ необходимая мощность ТПОУ составляет 6% номинальной мощности газовой турбины.

Выбор величины мощности ТПОУ для работы с паросиловыми энергоблоками основывался на результатах экспериментального исследования работы паровой турбины блока мощностью 200 МВт совместно с ТПОУ на' Молдавской ГРЭС в различных технологических режимах в соответствии с алгоритмами, описанными выше. Измерение мощности, передаваемой в сеть при работе ТПОУ в режиме "генератора" на промежуточной частоте вращения производилось в процессе пусков из холодного и горячего состояний. Мощность, выдаваемая в сеть, оказалась пропорциональна выходному току ТПОУ и линейно зависела от частоты вращения п . Зависимость величины мощности ТПОУ от частоты вращения валопровода агрегата в процессе пуска, при первоначально закрытых регулировочных клапанах турбины и подаче пара только на уплотнения для поддержания вакуума в турбине, существенно нелинейна и для турбины К-200-130 ПО ЛМЗ по результатам эксперимента была аппроксимирована формулой: Р = 0,18п + 1,44 х 10"7п3 . Расчет зависимостей мощности ТПОУ от частоты вращения по этой формуле при моторном режиме работы ТГ и времени выбега ротора ТГ при использовании конкретного ТПОУ показал хорошее совпадение с экспериментом.

Расчеты, выполненные проф. Е.Р.Плоткиным (ВТИ) применительно к турбинам К-з 00 240 с учетом возможных режимов работы ТПОУ, определенных

автором, показали, что определяющим фактором выбора величины мощности ТПОУ является исключение перегрева выхлопа ЦНД. Экспериментальные исследования, проведенные автором совместно с ВТИ, показали, что при предварительном прогреве паропроводов промперегрева на частоте вращения 1500 об/мин в соответствии с описанным в разделе 2.1.2 алгоритмом, требуемая мощность ТПОУ составляет 5 - 6 МВт при номинальной частоте вращения. В результате требуемая величина мощности для реализации всех технологических режимов совместной работы паросиловой установки с ТПОУ была принята равной 3% от номинальной мощности турбоагрегата.

Величина требуемой мощности для пуска ТГ с расцепленной турбиной в режим СК мала по сравнению с мощностью ТПОУ для работы с комплектными эпергоагрегатами и не превышает 4% от номинальной мощности ТГ. Определяющим в выборе величины этой мощности является возможность преодоления момента трогаиия ТГ. Практически на электростанциях используются только ТПОУ, разработанные и выпускаемые для пуска-останова паротурбинных и газотурбинных установок.

2.3.Основные технические требования к статическим системам пуска-останова. [ 1-10, 21-26 ].

В результате детального анализа и обобщения результатов натурных испытаний пусковых режимов основных типов отечественных газотурбинных энергетических установок (ГТ-35, ГТ-45, ГТ-100, ГТЭ-150), натурных испытаний пускоостановочных режимов паротурбинного агрегата мощностью 200 МВт с помощью ТПОУ, а также практического опыта использования ТПОУ для выполнения ряда ремонтно-технологических работ, автором сформулированы нижеследующие основные требования, которые были впоследствии эффективно реализованы в ССПО на различных ТЭС:

• Обеспечение частотного пуска - останова турбоагрегата, с возможностью задания и стабилизации как частоты вращения, так и вращающего (тормозного) момента. При этом должно обеспечиваться:

- формирование знакопеременного момента с регулированием его значения от максимального вращающего до максимального тормозного с- точностью поддержания заданного значения момента ± 1% его максимального значения;

- формирование задания и стабилизация частоты вращения в диапазоне 0,1 -1,1 номинального значения с точностью поддержания заданного значения частоты вращения ± 0,5% номинальной.

- программный пуск (торможение), при котором частота вращения, либо вращающий момент изменяются по заданной программе, а программа может задаваться как извне (автоматом технологического пуска), так и внутри самого ТПОУ.

• Обеспечение пуска турбины как из неподвижного состояния, так и из состояния вращения валоповоротным устройством с частотой 0,7 - 3,0 об/мин п заданном направлении с максимальным вращающим моментом, фиксированным темпом и без колебаний частоты вращения ротора; при этом установка дополнительных устройств (датчик углового положения ротора, тахогенератор) на валопроводе не допускается;

• Обеспечение режима вращения валопровода в диапазоне частот 3 - 3400 об/мин; при этом применительно к газовой турбине должны быть обеспечены режимы: расхолаживания и быстроходного валоповоротного устройства с частотой вращения 100 - 200 об/мин; промывки и продувки газовой турбины с частотой вращения 500 - 800 об/мин;

• Обеспечение возможности подключения ТПОУ к вращающемуся агрегату и последующий разгон или торможение по заданной технологической программе без изменения направления вращения валопровода;

• Обеспечение режима синхронизации ТГ с сетью в том числе:

- автоматическую синхронизацию ТГ или компенсатора с сетью без отключения ТПОУ и последующее отключение ТПОУ после включения генераторного выключателя;

- автоматическую синхронизацию с сетью ТГ или компенсатора на выбеге с помощью штатного синхронизатора ТГ после разгона агрегата до частоты вращения выше синхронной и отключения ТПОУ;

• Обеспечение величины мощности ТПОУ согласно :его назначению в соответствии с таблицей:

Назначение ТПОУ Мощность турбоустановки, МВт Требуемая мощность ТПОУ, МВт

Пускоостановочные операции с газотурбинными установками 45,0 3,0

115,0 7.0

150,0 9,0

200,0 12,0

Пускоостановочные операции с паросиловыми установками 300,0 - 320,0 10,0

500,0 15,0

800,0 25,0

Пускоостановочные операции с ТГ при пуске п режим СК 25,0 - 100,0 125,0 - 200,0 3,0 7,0

Выполнение ремонтных работ на всех блоках 25,0 - 800,0 0,2 - 0,5

• Аварийное экстренное торможение энергоагрегата (при необходимости) с рекуперацией энергии выбегающего ротора в сеть и снижением частоты вращения до 0,025 номинальной; при этом должно обеспечиваться автоматическое подключение ТПОУ к вращающемуся турбоагрегату, выводимому из работы;

• Работа ТПОУ с турбогенератором как при его непосредственном подключении к турбогенератору, так и при использовании разделительного трансформатора между генератором и ТПОУ.

• Обеспечение взаимодействия с системой регулирования турбины и, в частности, с системой управления регулирующими клапанами паровой турбины и электронной системой автоматического регулирования газовой турбины (ЭЧСР);

• Обеспечение сопряжения ТПОУ и ТГ по напряжению при подключении энергоблока к приемной энергосистеме.

• Обеспечение диагностики состояния турбины и генератора и выполнение комплекса наладочных работ при вращении роторов турбины и генератора в собственных подшипниках при различных частотах вращения.

• Для газотурбинных установок дополнительно должны быть предусмотрены: обеспечение частотного пуска ГТУ с разрезными валами и двумя камерами сгорания на валу высокого и низкого давления; обеспечение пуска ГТУ от аварийного источника энергоснабжения, например, дизель-генератора.

• Обеспечение работоспособности системы возбуждения ТГ (резервной или основной) в процессе частотного пуска как в случае равенства напряжения питания ТПОУ номинальному напряжению генератора, так и в случае, когда напряжение питания ТПОУ ниже номинального напряжения генератора.

3.Частотный пуск энергоагрегатов при различных алгоритмах управления [ 1, 3-5, 10, 11, 16-20, 31, 57, 58, 66 ].

3.1.Выбор силовой схемы ТПОУ.

Выполненный анализ возможных силовых схем ТПОУ I 58 ] базировался на критериях эффективности, простоты работы и обслуживания, доступности быстрой технической реализации устройства при его ограниченной стоимости. В различных зарубежных публикациях для пуска в составе ТПОУ предлагалось использовать параллельное соединение преобразователя с непосредственной связью (НПЧ) и преобразователя частоты с явно выраженным звеном постоянного тока, преобразователь частоты с явно выраженным звеном постоянного тока и контуром искусственной коммутации для обеспечения управления преобразователем в зоне инфранизких частот вращения, а также традиционный преобразователь частоты с явно выраженным звеном постоянного тока, содержащий управляемый выпрямитель, звено постоянного тока и зависимый инвертор, ведомый ЭДС разгоняемого ТГ. Выпрямительный и инверторный мосты имеют одинаковую схему, используют обычные однооперационные тиристоры и не содержат никаких дополнительных устройств для коммутации тиристоров инвертора. Эта схема получила наибольшее распространение в России и за рубежом.

Работа ТПОУ совместно с синхронной машиной характеризуется наличием ряда специфических режимов. В частности, применительно к принятой схеме ТПОУ процесс пуска всегда состоит из двух этапов. На первом этапе при изменении частоты вращения ротора от 0 до 3 - 5 Гц коммутация тиристоров инвертора осуществляется за счет выпрямителя (т.н. "импульсный" режим работы ТПОУ). По мере увеличения частоты вращения ротора СМ напряжение на зажимах статора возрастает и ТПОУ переходит в "непрерывный" режим работы, при котором коммутация вентилей инвертора осуществляется за счет реактивной мощности, генерируемой CM [Peterson Т., Frank К.: Starting of large synchronous motor using static frequency converter. IEEE Trans. (Power Apparatus and Systems), 91(1972), pp. 172-179.].

Необходимая мощность ТПОУ определяется по известным соотношениям, прицеленным, например, в [1]. При расчете учитывается наличие реакторов (трансформаторов) на входе и выходе ТПОУ, параметры ТГ и питающей сети. В связи с фиксированными основными характеристиками силовых тиристоров (ток, напряжение), создаются предпосылки к оптимизации выбора величины напряжения питания ТПОУ, исходя из максимального использования его тиристоров по току, с одной стороны, обеспечения требуемой величины момента, и минимального воздействия на режим работы статорой обмотки ТГ, с другой стороны.

В связи с необходимостью пуска турбоагрегата из неподвижного состояния весьма важным Является вопрос преодоления момента трогания агрегата. Начальный электромагнитный момент определяется по известной формуле:

Мэн0= 1,35si" V (О

где Uппп - номинальное линейное напряжение генератора, соЛ0т - номинальная частота вращения, р - число пар полюсов генератора, Idg - выпрямленный ток преобразователя (ток в звене постоянного тока). - ток возбуждения в момент троглнни, ¡в.,. - ток возбуждения холостого хода генератора, v0 - начальный угол между МДС статора и ротора.

Использование этого уравнения позволяет определить величину начального электромагнитного момента с учетом расчетных значений токов используемых

тиристоров, что очень важно для обоснования необходимости использования гидроподъема ротора агрегата. Так, в разработанной серии ТПОУ типа УР-800 использовались тиристоры типа Т-630 или Т-800, рассчитанные на выпрямленный ток в трехфазной мостовой схеме выпрямления, равный 800 А. В этом случае для генераторов с номинальным напряжением 15,75 кВ мощностью 200 МВт значение М5М0 составило.,45 кНм, тогда как для генератора на номинальное напряжение 10 кВ мощностью 63 МВт - величина М,мо = 30 кНм. В новых разработках ТПОУ используются более мощные тиристоры Т273-1250, рассчитанные на выпрямленный ток до 2000 А, что позволяет получить начальные значения величины электромагнитного момента, соответственно, 112,5 и 75 кНм.

Расчетный момент трогания газотурбинной установки ГТЭ-150 составляет 70 кНм при отсутствии гидроподъема и, следовательно, в случае применения ТПОУ типа УР-800 использование гидроподъема необходимо, что и было реализовано на ГРЭС-3 Мосэнерго в процессе внедрения газотурбинных установок ГТЭ-150.

Анализ моментных характеристик турбоагрегатов в процессе пуска-останова, показал, что практически для всех случаев возможно использование ТПОУ на пониженное напряжение питания по отношению к номинальному напряжению генератора. При этом возможна оптимизация величины напряжения питания ТПОУ, исходя из соображений приемлемой степени ослабления поля возбуждения ТГ разгоняемого турбоагрегата с одной стороны, и допустимых тока и напряжения для серийных тиристоров, используемых в ТПОУ, с другой стороны. Проведенный автором анализ показал, что для пуска ГТЭ-150 эффективным является напряжение питания ТПОУ 10 кВ при номинальном напряжении статора ТГ, равном 15.75 кВ, тогда как для ГТ-35, ГТ-45 и ГТ-100-ЗМ эффективным является напряжение питания ТПОУ 6 кВ при номинальном напряжении статора ТГ, равном 10 кВ. Проведенные по инициативе и при участии автора тепловые испытания ТГ в процессе пуска подтвердили возможность пуска за заданное технологической автоматикой время, исходя из критерия теплового состояния ротора [ 1, 10 ].

3.2.Пуск мощных энергоагрегатов из неподвижного состояния и из состояния вращения валоповоротным устройством [ 1, 11, 16-20].

Для успешной реализации одного из важнейших требований к статической системе пуска-останова - обеспечении пуска с максимальным моментом и в строго заданном направлении - необходимо решить две проблемы: получить информацию о начальном угловом положении ротора и обеспечить эффективную синхронизацию системы импульсно-фазового управления инвертором в функции углового положения ротора. Наиболее просто эта проблема может быть решена применением датчика углового положения ротора (ДПР), установленного на валу ТГ, однако такое решение нежелательно для пуска мощных турбоагрегатов, поэтому анализ должен проводиться как для случая использования ДПР, так и для случая косвенного определения углового положения ротора и при наличии либо отсутствии обратной связи по частоте вращения ротора турбоагрегата.

Успешный разгон СМ из неподвижного состояния с постоянным темпом, как это происходит при использовании ДПР, при любом начальном угловом положении ротора ( \>0 ) в диапазоне ± л может оказаться невозможным. Для обеспечения успешного пуска необходимо уменьшить диапазон возможных значении угла у0 . Этого можно добиться двумя путями: формировать закон изменения частоты вращения с помощью независимого генератора частоты (НГЧ) следования импульсов управления для тиристоров инвертора, при котором пуск может произойти, либо предварительно определять начальное угловое положение ротора СМ, а затем формировать закон изменения частоты вращения, который

при этом будет более простым и аппаратно реализуемым. Фиксирование начального углового положения ротора возможно тремя путями: использованием ДПР, механической установкой необходимого угла путем принудительного проворачивания ротора, электрическим определением начального угла путем использования, например, трансформаторных свойств СМ.

Критерием для выбора эффективного способ'а пуска в общем случае является суммарная длительность всего процесса пуска, т.е. этапа установки угла и этапа разгона СМ.

Другим фактором, существенно влияющим на выбор способа пуска, является эффективность использования ТПОУ по мощности (минимизация тепловой перегрузки вентилей инвертора в зоне низких частот).

Проведенные расчеты показали, что значительная тепловая нагрузка тиристоров в зоне инфранизких частот при низком темпе разгона и при выборе не оптимизированного по этому параметру ТПОУ может привести к существенному увеличению количества тиристоров в плече инвертора за счет их параллельного соединения, что недопустимо. Это обстоятельство особенно важно при использовании разомкнутых систем частотного пуска, когда ротор разгоняемой синхронной машины медленно втягивается в синхронизм.

Оценка максимально возможного темпа разгона (с использованием ДПР) и максимально возможного темпа при использовании НГЧ и предварительном определении начального углового положения ротора может быть выполнена как с помощью прямого цифрового расчета, так и с помощью специальных математических моделей (аналого-цифровых, цифровых), либо аналитически 11620 1. Примой цифровой расчет сопряжен со значительными затратами машинного времени и ограниченностью получаемых результатов,-тогда как математическое моделирование и особенно аналитическое описание процессов позволяет не только сократить время вычислений, но и эффективно обобщить полученные результаты.

3.3.Математическое моделирование процесса частотного пуска [ 1, 16-20 ].

Под руководством и при участии автора была-разработана оригинальная гибридная математическая модель системы "Питающая сеть - управляемый выпрямитель - звено постоянного тока - ведомый инвертор - синхронная машина". Разработанная гибридная математическая модель позволяет определять реальные формы напряжений и токов в синхронной машине, т.е. их мгновенные значения в любой момент времени, а также пульсации электромагнитного момента. Модель основана на использовании аппарата изображающих векторов и аппарата переключающих функций и выполнена на базе, АВМ с разветвленной параллельной логикой. Синхронная машина моделируется во вращающихся координатных осях d, q, а ТПЧ - в неподвижных осях а, Ь, с.

При моделировании использовались обычные допущения, принимаемые при анализе процессов в синхронной машине:

• Отсутствуют пространственные гармоники МДС статора и ротора СМ;

• Распределение магнитной индукции по окружности воздушного зазора СМ синусоидально; :

• Отсутствуют потери в стали СМ".

• Успокоительные обмотки ротора могут быть заменены двумя эквивалентными контурами по осям d и q;

• Активные сопротивления питающей сети пренебрежимо малы, и питающая сеть может быть представлена в виде генератора трехфазной системы синусоидальных ЭДС с внутренним чисто индуктивным сопротивлением;

Также предполагалось, что оба преобразовательных моста работают в режиме 2-3, и их вентили представляются идеальными ключами.

Эквивалентная схема для расчета процессов в схеме "СМ - ИТ" или "питающая сеть - УВ" приведена на рис. 5,а, на рис.5,б приведена расчетная схема замещения инвертора и УВ, на рис.5,в - положение изображающих векторов СМ в момент начала интервала коммутации.

Введем условные обозначения: е0, еи, ej, е^, ek2, ik|, ik2 - выпрямленные напряжение- управляемого выпрямителя (УВ), инвертора тока (ИТ), источника возбуждения, коммутационные ЭДС и токи ИТ и УВ; гар и юс - угловые электрические частоты СМ и питающей сети; v,, v2 - углы (в градусах) между магнитной осью коммутирующей фазы переменного тока и осью d СМ (для ИТ) и питающей сети (для УВ), F|, F2 - переключающие функции ИТ и УВ, равные i в интервале коммутации и 0 в межкоммутационном интервале; Ео, Р, Р', 8 - вектор продольной ЭДС холостого хода, два.угла опережения инвертора, отсчитываемые относительно вектора напряжения и вектора ЭДС холостого хода, и угол нагрузки. Временные диаграммы к математическому описанию инвертора приведены на рис. 6.

^-ev

НХ^-1-—4- 1 I

м я

«и

'о

Рис.5. Схемы для моделирования: а - эквивалентная схема для расчета процессов в моделируемой системе; б - схема замещения инвертора и управляемого выпрямителя; в • изображающие векторы СД в момент начала коммутационного интервала.

п/2-Р

F + 1

В

ошш

ЩД

Рис. 6. Временные диаграммы к математическому

I описанию инвертора.

Для удобства моделирования из общепринятой схемы замещения СМ выведены индуктивности рассеяния обмоток статора Ьа (они введены в схему замещения инвертора), что позволило при моделировании инвертора и выпрямителя пользоваться одной и той же схемой замещения. Возможность выделения индуктивностей 1.а в фазах статора СМ основана на анализе выражений для составляющих потока магнитной индукции в СМ. Составляющая потока рассеяния 1РСТ в этом случае определяется индуктивностями Ьа

г

"I

л

(постоянными по значению) в фазах статора СМ. Естественно, что, выделив индуктивность рассеяния СМ и отнеся ее к инвертору, при расчете ЭДС СМ «за индуктивностью рассеяния Ьа» необходимо пользоваться потокосцеплениями взаимоиндукции а не полными потокосцеплениями Ч^, .

Дли приведенного на рис.5,в положения изображающих векторов система уравнений, описывающая электромагнитные процессы в инверторе на интервале повторяемости, имеет вид:

л

А

с11

■■ 0.5 Е

К ж 0.

с. •= /3

.51/, + -3 исоз П +(о,51/, -^и, 0,5а, -С/^соз V, + (о,5У,, +

¿к Л '

(2)

Эта система уравнений справедлива для любого момента времени, если при переходе от предыдущего к последующему интервалу повторяемости V изменяется скачком на величину я/3.

Уравнения связи математической модели СМ, описываемой в координатах с1, ч, 0, и зависимого инвертора, описываемого в координатах а, Ь, с в соответствии с рис.5в, имеют вид:

'./ = [/V* + Л'о]с0!! V, - ~[;0 + - /4)]мп V,;

•'з

Р^ + Р^эт V, + + - /,)]соз V, [.

(3)

Математическое описание выпрямителя при условии изменения величины \'2 в пределах ( а - л/2 ) + ( а - я/6 ) имеет вид:

* — гл *

<11

=0,5/-

<Л

+

¿1 Г

сч = Пенсов иг;

«•'¡> = '23- Ефи «« - V/,

'о =1'„-0,5Г2е,-2/.г

«/¡о

Л '

(4)

где Ефя ■ амплитуда фазного напряжения сети питания. Ураинение звена постоянного тока:

= Т"(ео~ е»—го'о)-(II Л,

Таким образом, системы (2) - (4), уравнение (5), известные уравнения СМ, преобразованные с учетом вынесенной индуктивности Ьа и приведенные в [1],

полностью описывают процессы в системе "Питающая сеть - управляемый выпрямитель - звено постоянного тока • зависимый инвертор-синхронная машина".

Из полученных уравнений значения линейных ЭДС и фазных токов СМ через Uj, Uq, ij iq определяются следующим образом:

f,t = 0,5n/3 [([/, - -ñUd) cos г-, +(л/з У, + f/^sin и,];

/„ = cos ц - í sin v¡.

На разработанной математической модели проведено исследование различных вариантов начального процесса частотного пуска (в диапазоне изменения частоты вращения 0 - 5 Гц) мощных генераторов, в частности:

• асинхронного частотного пуска при закороченной обмотке возбуждения;

• частотного пуска с управлением переключением вентилей инвертора от датчика углового положения ротора и от генератора независимой частоты при наличии и при отсутствии информации о начальном положении ротора, а также пуск с постоянными и переменными уставками по току статора СМ и по току возбуждения.

Целью моделирования являлся выбор алгоритма пуска агрегата, позволяющий при минимуме аппаратурных затрат (датчиков, электронных схем) осуществить успешный разгон агрегата до частоты 5 Гц при любом начальном положении ротора с ограничением колебаний частоты на заданном уровне за заданное время. Варьируемыми параметрами являлись ток в звене постоянного тока, выходная характеристика генератора независимой частоты и ток возбуждения. В результате моделирования для конкретных параметров генератора определялся оптимальный вариант пуска.

Результаты моделирования процесса частотного пуска СМ мощностью 200 МВт, с номинальным напряжением 15,75 кВ при постоянстве величины момента сопротивления Мс на валу СМ на начальном этапе пуска для различных алгоритмов представлены в таблице.

Наименование алгоритма íoru to сек t[, сек К Гц/с tp, сек «п = tOH„.c

Синхронизация инвертора от НГЧ при отсутствии информации о начальном угловом положении ротора 0,1 60,0 0,1 50,0 110,0

Синхронизация инвертора от НГЧ при отсутствии информации о начальном угловом положении ротора и линейном нарастании выпрямленного тока 0,1 3,3 10,0 0,1 50,0 53,3

Синхронизация инвертора от НГЧ при наличии информации о начальном угловом положении ротора (\'Гр2л/3) 0,45 11,1 11,1

Асинхронный частотный ПУСК 0,05 - - 0,016 312,5 312,5

Синхронизация инвертора от датчика положения ротора - - - 0,64 7,8 7,8

При моделировании предполагалось, что начальная частота [0 задающего генератора (НГЧ) выбрана из условия примерного равенства частоте собственных колебаний ротора и в рассматриваемом случае составляла 0,1 Гц, величина

выпрямленного тока в звене постоянного тока пускового устройства составляла 0,1 номинального (1250 А в рассматриваемом случае), ток возбуждения соответствовал току возбуждения холостого хода СМ (650 А в рассматриваемом случае).

Результаты моделирования показали, что переходный процесс втягивания СМ в синхронизм определяется в основном значениями у0 и Мс, причем величина \'0 определяет начальную амплитуду колебаний частоты СМ относительно заданной, а величина Мс - определяет степень затухания этих колебаний.

Была обоснована возможность полного отказа от использования датчиков положения ротора и тахогенераторов на валу энергоагрегата и оценено увеличение времени разгона при отказе от применения датчиков положения ротора.

Разработанная математическая модель использовалась также для исследования различных вариантов структур регуляторов угла управления инвертором, регуляторов выпрямленного тока и регуляторов частоты.

3.4.Аналитическое исследование начальной стадии (п=0-0,1 пном) процесса частотного пуска синхронной машины[ 1, 20 ].

Аналитическое исследование начальной стадии процесса частотного пуска СМ может быть выполнено путем решения уравнения движения .ротора СМ под действием электромагнитного момента, при переключении тиристоров инвертора ТПОУ в соответствии с принятым алгоритмом управления процессом начального пуска. Исследовались два алгоритма пуска - пуск с использованием ДПР и пуск с использованием генератора независимой частоты для синхронизации системы управления инвертором.

3.4.1.Анализ процесса частотного пуска с использованием ДПР.

В данном случае система управления инвертором ТПОУ синхронизируется на начальном этапе процесса пуска от ДПР, установленного на валу агрегата.

При анализе приняты следующие допущения: пренебрегаем токами короткозамкнутых контуров СМ, полагаем выпрямленный ток пускового устройства и ток возбуждения СМ идеально сглаженными и их величины неизменными, а коммутацию выпрямленного тока - мгновенной.

Система уравнений, описывающая процесс пуска ненагруженной СМ с использованием ДПР, имеет вид:

1

+ яш' =0;

(7)

и V л

<Л ' т 1

где Шр - угловая частота вращения ротора, ур - угол между изображающим вектором тока статора и продольной осью ротора, ш - число фаз обмотки статора, 1) - моменты времени, отсчитываемые от начала пуска до переключения вентилей инвертора, 5(1 - (¡) - импульсная функция.

Величина соо2 в общепринятой системе относительных единиц равна:

=-(8)

Jcos-

2т

где Ца ■ коэффициент взаимоиндукции обмоток статора и ротора, 1 - момент инерции.

При пуске с ДПР моменты переключений вентилей инвертора ТПОУ определяются соотношением:

I,

{«/< = А О)

о

Длительность интервала повторяемости работы инвертора ТПОУ определяется поворотом ротора СМ на угол - Д-. В результате интегрирования -

(7) по Урна интервале повторяемости получено уравнение движения ротора СМ в виде:

= + = ^ = (10)

где Л/ - среднее значение электромагнитного момента на интервале повторяемости.

Максимальная величина М = Л?0 и, соответственно, максимальное использование ТПОУ при пуске (обеспечение максимального ускорения) достигается при:

(П)

2т

3.4.2. Диализ способов частотного пуска с использованием НГЧ.

При использовании на начальном этапе пуска задающего независимого генератора частоты (НГЧ) с обратной связью по частоте вращения или без нее для синхронизации процесса переключения тиристоров инвертора, закон изменения частоты НГЧ чаще всего задается в виде:

аг = ыго + К - l[i - t0] t, (12)

где со ¡-о = coro\i=Q- const, К ■ const, 1[/ - t0] - единичная функция.

Целью расчета являлось определение значений постоянных еого, К и t0, позволяющих произвести успешный разгон СМ до частоты 0, ln^,,, при незначительных допущениях и заданных параметрах СМ и ТПОУ. Очевидно, что величины а>г0, К и t0, существенно влияют на характер частотного пуска и в ряде случаев пуск может оказаться неуспешным.

Аналитические выражения, описывающие процесс начального пуска агрегата из неподвижного состояния, позволяют без значительных затрат' машинного времени определять величины Юго, К и tg, по критериям: длительность пуска, наличие знакопеременных колебаний частоты вращения ротора, токовая нагрузка тиристоров инвертора ТПОУ.

При анализе полагалось, что коммутация тока статора - мгновенная, выпрямленный ток в звене постоянного тока ТПОУ на межкоммутационном интервале и ток возбуждения СМ постоянные по величине и равны, соответственно, 10 н ¡¡, токи короткозамкнутых контуров ротора СМ пренебрежимо малы, а момент сопротивления постоянен по модулю и совпадает по знаку с угловой частотой вращения ротора СМ. Момент сопротивления принимается равным моменту трения, поскольку вентиляционная составляющая момента сопротивления при столь низкой частоте вращения пренебрежимо мала. Составляющая момента сопротивления, пропорциональная моменту трения, также мала (0,001-0,002), однако учет .ее в данном случае необходим, поскольку даже такой малый момент оказывает существенное влияние на колебательный процесс разгона СМ. Расчет проводился во взаимной системе относительных единиц.

7 /: ци- о / в у < - гК

АО "НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ" (ВНИИЭ)

На правах рукописи

ВИНИЦКИЙ ЮРИЙ ДАНИЛОВИЧ

СТАТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ ПУСКА - ОСТАНОВА ГАЗОТУРБИННЫХ И ПАРОТУРБИННЫХ АГРЕГАТОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Специальность 05.14.02-

Специальность 05.09.03-

Электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими Электротехнические комплексы и системы, включая их управление и регулирование

ДИССЕРТАЦИЯ в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва 1999

Работа выполнена в Научно-исследовательском институте электроэнергетики

(АО ВНИИЭ) '

Официальные оппоненты:

О

М

доктор технических наук, член-корреспондент РАН, профессор

доктор технических наук, профессор

доктор технических наук, старший научный сотрудник

Дьяков Анатолий Федорович

Онищенко Георгий Борисович Гринштейн Борис Ильич

Ведущая организация: Акционерное общество «Фирма ОРГРЭС».

Защита состоится у/Ц-Арта-х 1993 г. в " Ц.ОСг' часов на Заседании

Диссертационного Совета Д.144.07.01 при АО "Научно-исследовательский институт электроэнергетики" (ВНИИЭ) по уоесу: 115201 Москва, Каширское шоссе д. 22, г

С диссертацией в виде научного ^. ВНИИЭ.

Диссертация в виде научного до.<

в библиотеке АО

<■>2.

1999 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета Д.144.07.01, д.т.н., с.н.с.

^оротницкий В.Э.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Одним из важнейших направлений повышения эффективности энергетических установок по производству электрической и тепловой энергии является использование" на тепловых электрических станциях (ТЭС) газотурбинных (ГТУ) и парогазовых установок (ПГУ). Другим важнейшим направлением является техническое перевооружение и модернизация устаревшего оборудования ТЭС

Структура энергетики СССР, а впоследствии энергетики России, начиная с 70-х г.г. предполагает возрастающий перевод отдельных тепловых электростанций в режимы регулирования переменной части графиков нагрузки, что обусловливает частые пуски-остановы энергоблоков.

С увеличением единичной мощности энергоагрегатов и усложнением режимов работы энергооборудования проблема создания эффективных систем пуска-останова энергоагрегатов ТЭС становится актуальной научно-технической задачей, определяющей надежность работы энергоблоков в маневренных режимах.

Промышленная эксплуатация мощных энергетических ГТУ началась в 60-х г.г. за рубежом и в начале 70-х г.г. в СССР. Опыт эксплуатации ГТУ показал, что пуск, являющийся для ГТУ одним из важнейших эксплуатационных режимов, существенно влияет на ее технико-экономические показатели. Изучение и оптимизация пусковых характеристик ГТУ необходимы для сокращения затрат топлива и внешней энергии на запуск, повышения эксплуатационной надежности и готовности к работе ГТУ.

Специфическим отличием пусковых режимов ГТУ от пусковых режимов обратимых гидроагрегатов ГАЭС или мощных синхронных машин (СМ) приводов общепромышленных механизмов' является тесная взаимосвязь технологических операций, реализуемых при пуске тепловой автоматикой газовой турбины, с мощностными и регулировочными характеристиками пускового устройства ГТУ, что определяет необходимость объектной ориентированности пускового устройства.

В качестве пусковых устройств для первых ГТУ использовались в основном разгонные двигатели (РД) и пусковые паровые турбины (ППТ). Начиная с 1971 г., для этих целей наряду с применением РД стали использоваться статические пусковые устройства (СПУ), основным элементом которых является тиристорный преобразователь частоты (ТПЧ), включаемый в цепь статора турбогенератора (ТГ) с целью создания на его валу электромагнитного момента. РД и ППТ являются индивидуальными пусковыми устройствами, тогда как одно СПУ может использоваться для поочередного пуска нескольких ГТУ.

Применение СПУ позволяет, наряду с возможностью оптимизации пусковых характеристик ГТУ, обеспечить выполнение ряда технологических режимов, связанных с вращением валопроводов агрегата в собственных подшипниках с переменной частотой, тогда как реализация таких режимов невозможна при использовании РД или ППТ и требует применения специальных технических решений.

В 1971-1974 г.г. фирмами SIEMENS и BROWN ВОУЕИ были выпущены газовые турбины, пуск которых впервые обеспечивался с помощью СПУ [A.Haböck., Н.Hofmann Anfhrumrichter für Gasturbinen- und Pumpspeichersatze, Siemens Z., 1974, №2, 96-102; Statische Hochlaufeinrichtungen für Pumpspeichwerke, Phasenschieber und Gasturbogruppen. Brown Boveri Mitt. 9/10, 1974, b. 61, 440-447].

За период 1974-1978 г.г. фирмой ВВС было поставлено свыше 60 комплектов ГТУ с СПУ для ТЭС. За это же время фирмой ВВС был сформулирован перечень технологических режимов, реализуемых с помощью

СПУ, и разработан мощностной ряд СПУ, требуемых для обеспечения пуска и работы с промежуточной частотой вращения газовых турбин производства фирмы ВВС. Были также решены вопросы проектирования ГТУ с СПУ . на электростанциях, а в 1979 г. - и вопросы взаимодействия СПУ с АСУ ТП энергоблока, поставляемого фирмой- ВВС комплектно со всем оборудованием IPenoder F., Suchanek V. Normierte Anfahreinrichturgen, Brown Boveri Mit. 9 (1978), band 65, 607-613; Kolb 0., Peneder F., Suchanek V. Static starting equipment for Gas Turbosets, Brown Boveri Rev. 1979, 66, №2.]

В отечественной и зарубежной литературе к моменту начала внедрения ГТУ на отечественных ТЭС [1970 г. внедрение установки ГТ-25, 1972 г. -внедрение установки ГТ-35] и еще ряд лет спустя отсутствовал систематический анализ пусковых характеристик мощных энергетических ГТУ, не было научно обоснованных технических требований и рекомендаций по выбору типа, мощности, режимов работы пусковых устройств и систем, сравнительной оценки пусковых свойств ГТУ разного типа и средств их улучшения. В зарубежной литературе были опубликованы только номограммы для выбора величины мощности СПУ под конкретную турбину конкретной фирмы-производителя.

Как показали исследования Г.Г.Ольховского, А.И.Механикова и других ученых и специалистов в области газотурбостроения, известные теоретические методы расчета пусковых режимов ГТУ давали приемлемое совпадение с опытом только в случаях, для которых существовали ранее полученные экспериментальные характеристики элементов ГТУ или результаты испытаний прототипов [Ольховский Г.Г. и др. Исследование режимов пуска газотурбинной установки ГТ-35, Теплоэнергетика 1976, №8, стр. 57-60; Механиков А.И. Совершенствование пусковых характеристик энергетических ГТУ на основе их экспериментального исследования и математического моделирования, Автореферат кандидатской диссертации, М., 1986 г.].

Для пуска первых отечественных газовых турбин с начала 70-х г.г. использовались только РД и ППТ, отсутствовали многофункциональные пусковые устройства с перестраиваемыми параметрами, с помощью которых можно было бы проводить эксперименты по оптимизации пусковых характеристик ГТУ.

В конце 70-х г.г., в связи с началом проектирования мощной отечественной газоном турбины ГТЭ-150, выяснилось, что проблему пуска этой установки невозможно решить с помощью РД и ППТ и альтернативы использованию СПУ для пуска ГТЭ-150 не существовало.

Имеющаяся ограниченная информация о системах пуска ГТУ фирм ВВС, SIEMHNS и др. производителей не позволяла экстраполировать технические решения этих фирм на отечественные ГТУ и их пусковые устройства в связи с различием в подходах отечественных и зарубежных конструкторов и изготовителей к конструкции компрессоров, проточной части газовых турбин и камер сгорания, различием температурных режимов работы элементов проточной части, а также различием в подходах к созданию АСУ ТП энергоблока с 1ТУ.

Характеристики отечественных ТГ, их систем возбуждения и защиты также отличались от зарубежных и требовалось проведение специальных исследований и разработок по обеспечению их работы при переменной частоте вращения, изменяющейся в широких пределах.

В СССР использовались как одновальные, так и двухвальные ГТУ с разрезным валом и компрессорами и камерами сгорания на каждом валу. Пуск диухнальных ГТУ производился только от ППТ со стороны вала высокого давления, что создавало проблемы обеспечения пара для работы ППТ на газотурбинных ТЭС (Ивановская ГРЭС, ГРЭС-3 Мосэнерго). Технология пуска таких ГТУ со стороны вала низкого давления, на котором располагался ТГ, с использованием СПУ не была разработана. Для обеспечения пуска и в этом

случае необходимо тесное взаимодействие системы регулирования турбины с системой регулирования СПУ.

Модернизация паровых энергоблоков в процессе техперевооружения предполагала как использование наиболее совершенных конструктивных решений, так и применение новых эффективных технологий и пусковых схем (например, двухбайпасной пусковой схемы для частых пусков блоков мощностью 200 и 300 МВт). Применение усложненных пусковых схем могло приводить к снижению надежности пусковых режимов, тогда как наличие СПУ на ТЭС могло бы существенно упростить их реализацию.

Технология пуска паровых турбоагрегатов с использованием СПУ не была разработана. Для случаев применения СПУ совместно с паровой турбиной СПУ должно выполнять функции пуска генератора в моторном режиме с переходом на режим нагружения генератора в генераторном режиме, а также, при необходимости, и функции останова энергоагрегата.

Необходимость обеспечения частых пусков-остановов энергоагрегатов ТЭС обусловила актуальность проведения в СССР серьезных исследований и испытаний всего комплекса оборудования, участвующего в процессе пуска, нагружения и останова турбоагрегатов ТЭС от СПУ, которые включают в себя анализ режимов совместной работы энергоагрегатов совместно с СПУ, разработку новых технологических алгоритмов работы энергоагрегатов совместно с СПУ, разработку научно обоснованных технических требований к оборудованию, участвующему в процессах пуска-останова с учетом значительного расширения функциональных возможностей работы энергоагрегатов при переменной частоте вращения.

При создании СПУ для частотного пуска мощных высоковольтных энергоагрегатов использовался опыт разработки мощных высоковольтных ТПЧ для передач и вставок постоянного тока, а также опыт создания частотно-регулируемых синхронных электроприводов. Однако при этом существуют серьезные отличия в требованиях к системам управления и регулирования ТПЧ.

В регулируемом синхронном электроприводе мощности ТПЧ и СМ близки. Задачей электропривода является полное использование мощности как СМ, так и ТПЧ, тогда как мощности СПУ и ТГ (мотор-генераторов ГАЭС) существенно отличаются друг от друга. Электропривод работает при постоянном или мало меняющемся потокосцеплении в воздушном зазоре двигателя и не предназначен для работы в режимах с глубоким понижением поля возбуждения. Это же характерно и для пуска обратимых гидроагрегатов ГАЭС в моторный режим. В известных технических применениях регулируемого электропривода не предъявлялись специальные технические требования к начальному этапу пуска.

Первые высоковольтные ТПЧ для пуска и регулирования производительности механизмов с СМ появились в конце 60-х г.г. за рубежом и в начале 70-х г.г. в СССР (ТПЧ типа ПЧВ разработки НИИ ХЭМЗ, ТПЧ типа СПЧР разработки ЭНИН и Таллиннского электротехнического завода). Эти ТПЧ были предназначены для турбовоздуходувок доменных печей (ПЧВ), компрессоров стендов аэродинамических испытаний (СПЧР). Значительный вклад в теорию создания высоковольтных ТПЧ и в исследование совместной работы ТПЧ и СМ внесли Ю.Г.Толстов, А.В.Наталкин, Б.И.Гринштейн, А.М.Колоколкин, Г.Б.Лазарев, А.Н.Тарасов.

Использование этих ТПЧ для пуска обратимых гидроагрегатов ГАЭС потребовало определенной доработки их систем управления и регулирования. В 1980 г. ТПЧ типа ПЧВ после модернизации был применен для пуска обратимого гидроагрегата Киевской ГАЭС, а в 1987 г. ТПЧ типа СПЧРС (модернизация существовавшего ранее ТПЧ типа СПЧР) был использован для частотного пуска обратимого гидроагрегата Кайщадорской ГАЭС [Тарасов А.Н., Толстов Ю.Г., Красильников М.Ф., Носова Г.Р., Бесчастнов Г.А., Карпов A.M., Измени Т.М.:

Высоковольтный тиристорный преобразователь частоты для пуска обратимых гидроагрегатов ГАЭС. Сборник научных трудов "Высоковольтные тиристорные преобразователи" 1981, М. ЭНИН, стр. 91-105; Колоколкин A.M.: Система регулирования тиристорным преобразователем частоты для пуска мощных синхронных машин. Там же, с. 182-195.].

Применение ТПЧ в составе СПУ для пуска-останова газотурбинных установок, для которых требуемый электромагнитный момент и мощность СПУ относительно малы по сравнению с требуемыми электромагнитным моментом и мощностью СПУ для пуска мотор-генераторов ГАЭС, обусловило возможность использования ТПЧ, рассчитанного на напряжение, существенно меньшее номинального напряжения ТГ для обеспечения пуска при глубоком (в 2 - 5 раз) ослаблении поля возбуждения без использования согласующего выходного трансформатора.

Пуск энергоагрегатов ТЭС предъявляет жесткие требования к троганию валопровода из неподвижного состояния или из состояния вращения с помощью валоповоротного устройства. Режим работы ТГ при глубоком ослаблении поля возбуждения требует принятия специальных мер по обеспечению синхронизации системы управления СПУ в процессе увеличения частоты вращения ротора ТГ при ограничении напряжения статора ТГ, предъявляет определенные требования к синхронизации ТГ с сетью на выбеге после отключения СПУ от ТГ. Состав энергоблоков на ТЭС предполагает возможность использования одного СПУ для поочередного пуска нескольких ТГ различного типа и мощности в составе разных энергоагрегатов (пуск ГТУ и паросиловых установок в одном блоке ПГУ). Технология пуска газовой и паровой турбин от СПУ предъявляет специальные требования к системе регулирования ТПЧ в составе СПУ.

Функции, выполняемые ТПЧ в составе СПУ для обеспечения работы энергоагрегатов в переменных режимах (пуск, нагружение, останов, вращение с переменной частотой и др.), позволили впредь называть его тиристорное пуско-остановочное устройство (ТПОУ).

Использование ТПОУ для совместной работы с энергоагрегатами ТЭС являлось серьезной научно-технической проблемой, для решения которой требовалось проведение широкого комплекса исследований, разработка по их результатам конкретных научно-обоснованных технических решений, их материальная реализация, опробование в натурных условиях, создание и внедрение серийных устройств.

В результате исследования совместной работы энергоагрегатов ТЭС и ТПОУ »ыяниласъ необходимость создания многофункциональных объектно-ориентированных статических систем пуска-останова (ССПО) одновальных и двухвальпых ГТУ, парогазовых установок и паротурбинных энергоагрегатов.

Объектно-ориентированные статические системы пуска-останова энергоагрег.тгов ТЭС в нашей стране начали создаваться в 1977 г. Работы по созданию и внедрению ССПО проводились под руководством и при непосредственном участии автора.

Выполнявшиеся исследования и разработки, результаты которых обобщены в настоящей диссертации в виде научного доклада, соответствовали задачам научно-технической Программы ГКНТ СССР ОЦ.002 "Создание новых видов оборудования для производства электрической и тепловой энергии", подпрограмма 0.01.ОЗЦ, задание 01, пункт И10Б - "Создание установок для частотно-тиристорного пуска газотурбинных установок", Координационному Плану работ Минэнерго СССР "Повышение маневренности турбин и облегчение условий их ремонта и эксплуатации с применением тиристорного пуско-остановочного устройства", Отраслевой Научно-технической Программе РАО "ЕЭС России" ОНТП 0.04 "Электрическое оборудование электрических станций и электрических

сетей", подпрограммой "Электромашинное и преобразовательное оборудование электрических станций и электрических сетей".

Цель и задачи работы.

Цель работы: -

Разработка и практическая реализация научно обоснованных технических решений по созданию объектно-ориентированных статических систем пуска-останова отечественных энергоагрегатов ТЭС для повышения эффективности их работы в переменных режимах, а также для облегчения проведения ремонтных работ, испытаний и совершенствования эксплуатации.

Задачи работы:

Для научного обоснования разрабатываемых и реализуемых конкретных технических решений по созданию объектно-ориентированных ССПО отечественных газотурбинных и паротурбинных агрегатов ТЭС необходимо было провести комплекс научных исследований, имеющих целью выяснение особенностей пуско-остановочных характеристик агрегатов различных типов и выбор на этой основе целесообразных алгоритмов пусков и остановов.

Отсутствие достоверных аналитических методов расчетов указанных характеристик требовало прове�