ИССЛЕДОВАНИЕ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ КРУПНЫХ СИНХРОННЫХ МАШИН В СЕТИ ОГРАНИЧЕННОЙ МОЩНОСТИ
А. Ю. Гапоненко, начальник ЦЭТЛ, RS204_1@zsmk.ru
ООО "ЭлектроТехСервис"*
На паровоздуходувной станции (ПВС) Западно-Сибирского металлургического комбината по плану использования вторичных энергоресурсов введён в эксплуатацию в декабре 2006г. турбогенератор мощностью 12 МВт с турбиной противодавления пара, подаваемого в технологические сети комбината. Турбина типа Р-12-8.8/3.1-1, номинальный расход пара 182,4 т/ч. Турбогенератор типа Т-12-2У3 (10,5 кВ, 825 А, 3000 об/мин, cos φн=0,8) оснащён цифровой бесщёточной системой возбуждения типа СВБД-Ц-231-263-10.5-2 УХЛ4.
В настоящее время этот комплекс успешно функционирует и играет существенную роль в энергосбережении на комбинате. За 9 месяцев 2010 г. генератор выработал около 55 млн. кВтч электроэнергии. Ранее высвобождавшаяся энергия пара при перепаде давления с 35 до 6 атмосфер просто выбрасывалась в воздух.
Рассмотрим некоторые технические проблемы эксплуатации этого немаловажного узла. Схема подключения турбогенератора к заводским сетям 10 кВ в нынешнем её виде представлена на рис. 1. Особенностью схемы являются параллельное подключение турбогенератора к мощному синхронному двигателю компрессора, обеспечивающему подачу сжатого воздуха в общую магистраль комбината, и наличие реактированной кабельной линии связи от опорной подстанции, обеспечивающей связь с энергосистемой.
Рис. 1. Схема подключения турбогенератора к заводским сетям 10 кВ.
Типичные диаграммы нагрузок генератора (ТГ-1) и компрессора (ЭК-9) за сутки приведены на рис. 2. Данные получены из системы АСКУЭ комбината с электронных счётчиков электроэнергии типа СЭТ4 при трёхминутном усреднении мощностей.
Из анализа диаграмм очевидно, что данная система "турбогенератор–компрессор" не может работать устойчиво без постоянной связи с питающей энергосистемой. Дефицит мощности генератора (в интервале от 5 ч утра до 17 ч вечера, см. рис. 2) покрывается из энергосистемы, а избыток его мощности, наоборот - "сливается" на другие нагрузки опорной подстанции ОП4, разгружая трансформатор 110/10 кВ (см. рис.1).
Важную роль в работе генератора играет автоматическая система регулирования возбуждения (АРВ). Как уже упоминалось, это микропроцессорная бесщёточная система регулирования, позволяющая выбирать один из трёх алгоритмов управления возбуждением: поддержания напряжения статора, реактивной энергии или cos φ.
Рис. 2. Графики мощностей турбогенератора и компрессора.
Основной режим АРВ турбогенератора – поддержание напряжения статора, что обеспечивает устойчивую работу генератора и (при имеющих место отклонениях напряжения в сети) обеспечивает оптимальную загрузку генератора по реактивной мощности на уровне 1,5–2 Мвар, при изменении активной мощности в диапазоне 5–9 МВт.
Итак, в нормальных режимах электрических сетей и при наличии связи с системой данный комплекс работает устойчиво, обеспечивается независимость работы электрических машин. Эту независимость необходимо обеспечить во всех вариантах, поскольку паровая турбина генератора и компрессор сжатого воздуха являются технологически совершенно разными участками ПВС.
Не вызывают проблем запуск турбины и подключение турбогенератора на параллельную работу с сетью, независимо от состояния компрессора (включён он или нет). Проблема возникает во время пуска компрессора при работающем уже турбогенераторе. Из-за ограниченной мощности питающей системы и реактированной линии от опорной подстанции при реакторном пуске компрессора возникает посадка напряжения до уровня 0,75 от номинального на время до 20 с.
Как отработает АРВ турбогенератора и по какому алгоритму управления она должна работать при таком возмущении в питающей сети? Какой запас устойчивости будет у турбогенератора, не выпадет ли он из синхронизма, не отключится ли защитой по максимальному току или от перегрузки? Эти основные вопросы встали при первой же попытке запуска компрессора. Для их решения было произведено осциллографирование параметров турбогенератора при пуске компрессора (рис. 3, а).
а) б)
Рис. 3. Работа турбогенератора при пуске компрессора:
а – АРВ по напряжению; б – АРВ по току возбуждения
Из осциллограммы видно, что активная мощность турбогенератора, определяемая расходом пара через турбину, остаётся на прежнем уровне. АРВ по напряжению пытается отработать заданное напряжение. Значительно повышаются ток статора (до 1,5Iн) и реактивная составляющая мощности (до 16 Мвар). За счёт повышения реактивной мощности существенно уменьшается физический угол θ (см. рис. 3) между поперечной осью вращающегося ротора и результирующим вектором напряжения, т. е. повышается запас устойчивости генератора. Однако реактивной мощности генератора недостаточно для поддержания напряжения сети, и в течение всего времени пуска компрессора генератор испытывает значительную перегрузку по току. Такой бесполезный "стресс", не дающий результатов, не может остаться бесследным для длительной и надёжной эксплуатации генератора.
Была записана также осциллограмма параметров генератора при пуске компрессора в режиме АРВ по поддержанию постоянного тока возбуждения (рис. 3, б). Из анализа этой осциллограммы видно, что активная и реактивная мощности генератора остаются на прежнем уровне, как и до включения компрессора. От первоначального броска тока в момент внезапного перепада напряжения статора избавиться невозможно. Этот ток присутствует до затухания электромагнитного переходного процесса в обмотках статора генератора. В отношении перегрузки турбогенератора данный переходный процесс выглядит предпочтительнее по сравнению с работой АРВ по напряжению.
Однако существенное увеличение угла нагрузки сокращает запас устойчивости генератора. В таком режиме АРВ пуск компрессора при активной мощности турбогенератора на уровне 8,5–9 МВт неизбежно приведёт к выпадению генератора из синхронизма и немедленному его отключению защитами.
Необходимо остановиться на применяемой технологии получения этих данных, особенно физического угла θ. Основной элемент регистрирующей системы – быстродействующий 16-канальный АЦП типа Е-440, оснащённый по входам линейными разделителями потенциалов до 2 кВ с делителями или усилителями по назначению. Ток фазы В снимался с шунта 10 А / 75 мВ во вторичной цепи трансформатора тока. Напряжение статора (фазы А–С) снималось с измерительного трансформатора напряжения 10/0,1 кВ. Записывался также импульсный сигнал датчика на валу турбогенератора. Периодичность измерений установлена 40 мкс, т. е. 500 выборок за период питающего напряжения. В момент осциллографирования АЦП формирует текстовый файл с данными по каждому каналу и через USB-порт записывает этот файл на компьютер. Фрагмент записи процесса длительностью 30 с составляет 750 тыс. записей.
Обработка массива данных производилась с помощью специально разработанного программного обеспечения в среде MS ACCESS. При этом для каждого периода напряжения статора (с обработкой по 500 значений) по известным соотношениям определялись действующее значение напряжения и тока статора, реактивная мощность; полная и активная мощности определялись однократным вычислением за период:
; 
; 
;
; 
,
где Uд и Iд - действующие значения линейного напряжения и фазного тока; S, P, Q – соответственно полная, активная и реактивная мощности; Ib, Uac – мгновенные значения тока фазы В и линейного напряжения АС на интервале измерения ∆t, в нашем случае 40 мкс; T – период синусоидальных сигналов (20 мс).
Угол θ определялся в электрических градусах за каждый период по фазе средней линии датчика импульсов относительно точки перехода через 0 (нуль) напряжения статора. При этом до калибровки датчика импульсов возможно определить лишь относительное изменение угла, но не его абсолютную величину. Калибровка датчика производится на минимально возможной нагрузке турбогенератора. Зафиксированное в этом режиме положение импульса соответствует 2-3º. При установленной частоте 500 выборок за период обеспечивается точность определения угла θ не выше +/-0,8º.
На рис. 4 для пояснения показан фрагмент одного периода напряжения статора и сигнала индуктивного датчика. На осциллограмме напряжения статора отчётливо видны высшие гармонические составляющие и помехи. Эти же возмущения присутствуют и в нулевой окрестности напряжения статора, что приводит к фиксации многочисленных переходов через 0 и невозможности точного определения периода. В этой связи сигнал по напряжению статора предварительно подвергался линейному сглаживанию в нулевой окрестности для тех периодов, где наблюдались эти многочисленные переходы через 0.
Рис. 4. Напряжение статора и сигнал индуктивного датчика.
Таким образом, применяемая методика измерений и расчётов, не претендуя на высокую точность, даёт представление об электромеханических процессах, происходящих в электрической машине при возмущениях.
Для определения нулевого значения угла θ произведено аналогичное осциллографирование при минимальной активной нагрузке турбогенератора 0,35-0,4 МВт (3 % от номинальной) и 5 Мвар реактивной мощности, используя возможности регулирования расхода пара и реактивной мощности в режиме АРВ по реактивной мощности. Измеренная при этом величина фазового сдвига импульса датчика принималась за 3º. После этого становится возможным вычислить абсолютные значения угла θ.
Возвращаясь к экспериментам с турбогенератором, можно сделать следующие выводы:
1. В работе турбогенератора возникает неблагоприятный режим при пуске электрокомпрессора, вызванный воздействием АРВ генератора. Аналогичное или ещё большее воздействие будет иметь место при удалённых коротких замыканиях в питающей сети.
2. Для обеспечения устойчивой работы генератора при пуске компрессора не требуется столь значительной перегрузки по току и реактивной энергии. Достаточно сохранить угол θ в прежнем диапазоне или даже допустить некоторое его увеличение.
Учитывая планы Запсиба по использованию вторичных энергоресурсов и строительству ряда подобных турбогенераторов на других производствах, хотелось бы получить генератор с системой возбуждения, свободной от такого недостатка. Вероятно, оптимальной была бы система АРВ с автоматически переключающимися алгоритмами управления: по напряжению – при нормальном уровне питающего напряжения (например, до -5…–10 %); с переключением в режим стабилизации тока возбуждения при дальнейшем снижении напряжения; наконец, включением ограничителя угла нагрузки при его опасном приближении к критическим углам.
Для этого в системе возбуждения нужен датчик угла θ, работающий в реальном времени. В нашей организации разрабатывается такой датчик на базе микроконтроллера, и примерно через месяц он должен быть реализован в "железе".
В заключение отметим, что, поскольку синхронные машины обращаемые, все выводы справедливы и для синхронных двигателей. Для возбудителей синхронных двигателей также был бы полезен ограничитель угла θ вместо форсировки возбуждения при посадках напряжения. Возможно, данное предложение заинтересует разработчиков и изготовителей систем возбуждения.