JP2012249342A - Motor driving system and method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、原動機および発電機を接続する発電機軸と、電動機および被駆動装置を接続する電動機軸の軸ねじれ振動による共振現象を防止するのに最適な電動機駆動システムおよび方法に関するものである。 The present invention relates to a motor drive system and method optimal for preventing a resonance phenomenon caused by shaft torsional vibration of a generator shaft connecting a prime mover and a generator, and a motor shaft connecting a motor and a driven device.
近年、省エネルギーの観点から、発電機の発電電力を電力変換器で可変周波数に変換して圧縮機，ファン，ブロワー等の回転負荷を電動機駆動する技術が多く用いられるようになってきた。例えば、これまで蒸気タービンやガスタービンで直接駆動していたシステムを電動機と電力変換装置で可変速駆動する電動化が行われてきており、システムによっては、電源設備としてタービン発電機を設置し、ここで得られた電気エネルギーを電力変換装置と電動機で再び機械エネルギーに変換して可変速駆動する場合がある。しかし、システムの構成や制御条件によっては、タービン発電機軸に軸ねじり振動が発生し、発電機軸を破損する可能性がある。 In recent years, from the viewpoint of energy saving, a technique for driving a rotary load such as a compressor, a fan, or a blower by an electric motor by converting electric power generated by a generator into a variable frequency by using a power converter has been widely used. For example, a system that has been directly driven by a steam turbine or a gas turbine until now has been electrified to be driven at a variable speed by an electric motor and a power converter, and depending on the system, a turbine generator is installed as a power supply facility. There is a case where the electric energy obtained here is converted into mechanical energy again by a power converter and an electric motor and driven at a variable speed. However, depending on the system configuration and control conditions, shaft torsional vibration may occur on the turbine generator shaft, possibly causing damage to the generator shaft.
タービン発電機間の軸ねじれ振動に関しては、直流送電系統において多数検討されており、例えば特開２０００−２２４８９６号公報に、タービン発電機が直流送電系統の直流変換所近辺に連系されている場合、直流変換所で行われる電力制御の条件によっては、直流送電系統とタービン発電機とが干渉して、タービン発電機の軸が振動することが示されている。また、軸ねじれ振動は発電機の回転子に作用するトルクの状態に関係し、振動現象を直流送電系統の直流変換所の母線電圧の周波数変動から検出し、制御角を変化させて軸ねじれ振動を抑制する技術が示されている。 A large number of studies on shaft torsional vibration between turbine generators have been made in a DC power transmission system. For example, Japanese Patent Application Laid-Open No. 2000-224896 discloses a case where a turbine generator is linked to the vicinity of a DC converter station of a DC power transmission system. It has been shown that depending on the conditions of power control performed at the DC converter station, the shaft of the turbine generator vibrates due to interference between the DC power transmission system and the turbine generator. Also, shaft torsional vibration is related to the state of torque acting on the generator rotor, and the vibration phenomenon is detected from the frequency fluctuation of the bus voltage of the DC converter station of the DC power transmission system, and the control angle is changed to change the shaft torsional vibration. Technology to suppress this is shown.
また、直流送電系統以外でも、例えば特開平１１−２７９９３号公報に、エンジンと発電機の組合せ等で構成される発電装置を電源とする電力変換装置および電源システムにおいて、発電装置の共振周波数成分を検出し、共振周波数除去回路により発電装置の振動成分を打ち消すことで、発電装置の機械系の共振周波数と干渉して振動が持続・増加するのを抑制する電力変換装置の制御技術が示されている。 In addition to the DC power transmission system, for example, in Japanese Patent Application Laid-Open No. 11-27993, in a power conversion device and a power supply system using a power generation device constituted by a combination of an engine and a generator as a power source, the resonance frequency component of the power generation device is set. A control technology for a power converter that detects and suppresses vibration persistence and increase by interfering with the resonance frequency of the mechanical system of the power generator by detecting and canceling the vibration component of the power generator by the resonance frequency elimination circuit is shown. Yes.
前記発明では、発電機軸に軸ねじれ振動が発生し、発電機端子電圧変動として、この振動が電動機駆動用インバータに伝わって電動機端子電圧を変動および電動機軸を振動させ、この振動がさらに発電機軸を振動させるという共振現象を、前記制御角を変化させる制御や前記発電装置の振動成分を打ち消す制御を用いて、前記振動を抑制しなければならず、前記制御を行っているシステムの精度や、前記システムに係る制御装置の誤作動，故障等した場合等における共振現象の抑制効果の信頼性に欠けるという問題点があり、前記システム等による特別な制御に依存することなく前記振動を抑制することが可能な電動機駆動システムおよび方法を提供することが課題である。 In the above invention, the shaft torsional vibration is generated in the generator shaft, and this vibration is transmitted to the motor drive inverter as the generator terminal voltage fluctuation, causing the motor terminal voltage to fluctuate and vibrate the motor shaft. The vibration phenomenon must be suppressed by using the control to change the control angle and the control to cancel the vibration component of the power generation device, the vibration must be suppressed, the accuracy of the system performing the control, There is a problem that the suppression effect of the resonance phenomenon in the case of malfunction or failure of the control device related to the system is lacking in reliability, and the vibration can be suppressed without depending on the special control by the system or the like. It is an object to provide a possible motor drive system and method.
上記課題を解決するために、本発明では、原動機と、前記原動機の駆動により発電する発電機と、前記発電機で発電された電力を所望の周波数の電力に変換する変換器と、前記変換器から供給される電力により駆動される電動機と、前記電動機により駆動される被駆動装置から構成された電動機駆動システムにおいて、前記原動機の駆動力を前記発電機に伝える発電機軸の軸共振周波数と、前記電動機の駆動力を前記被駆動装置に伝える電動機軸の軸共振周波数とを異なる値にすることを特徴とする。 In order to solve the above problems, in the present invention, a prime mover, a generator that generates electric power by driving the prime mover, a converter that converts electric power generated by the generator into electric power of a desired frequency, and the converter An electric motor driven by the electric power supplied from the electric motor and a driven system driven by the electric motor. The shaft resonance frequency of the motor shaft that transmits the driving force of the motor to the driven device is set to a different value.
本発明により、特別な制御に依存することなく、発電機軸および電動機軸の共振周波数が一致または近似した場合における軸ねじれ振動の共振現象を抑制するという効果を奏する。 According to the present invention, there is an effect of suppressing the resonance phenomenon of shaft torsional vibration when the resonance frequencies of the generator shaft and the motor shaft match or approximate without depending on special control.
以下、図面を用いて発明を実施するための最良の形態を説明する。 Hereinafter, the best mode for carrying out the invention will be described with reference to the drawings.
〔実施形態１〕
図１は、本発明の全体構成図である。ガスタービン１と、前記ガスタービン１の機械エネルギーを電気エネルギーに変換する発電機２は発電機軸３で結合される。慣性回転体１９は前記発電機２と一体になって回転することで、発電機軸３の軸ねじれ共振周波数を変更するための慣性回転体１９であり、発電機軸３に比べて高剛性な発電機軸１８で発電機２に結合される。燃料制御装置１４は前記ガスタービン１の回転力と回転数を制御し、変圧器４は前記発電機２の出力電圧を系統電圧へ変換し、変圧器５は系統電圧を電力変換器の入力電圧に変換し、変圧器４と変圧器５は系統６を介して接続される。電力変換器７は前記変圧器５から出力される電力を所望の電力に変換し、三相受電交流を整流するダイオードブリッジ整流回路からなるコンバータ１５と、前記コンバータ出力を平滑する平滑コンデンサ１７と、前記平滑コンデンサ電圧を三相交流に変換するインバータ１６より構成される。電動機８は前記電力変換器が出力する電力で駆動され、被駆動装置９は前記電動機８によって駆動される。また、電動機８と被駆動装置９は電動機軸１０で結合される。慣性回転体２１は前記電動機８と一体になって回転することで、電動機軸１０の軸ねじれ共振周波数を変更し、電動機軸１０に比べて高剛性な電動機軸２０で電動機８に結合される。そして、電力変換器制御装置１１は前記電動機８の出力トルクや速度が所望の特性を満たすように前記電力変換器７を操作する。電力変換器出力電流検出器（以下、電流検出器１２と記す）は、前記電力変換器７の出力電流を検出し出力する、電力変換器出力電圧検出器（以下、電圧検出器１３と記す）は、前記電力変換器７の出力電圧を検出する。前記電流検出器１２，電圧検出器１３の出力信号は、電力変換器制御装置１１に入力され、電力変換器制御装置１１は、各種演算処理を行い、前記電力変換器７を操作する信号を出力する。
FIG. 1 is an overall configuration diagram of the present invention. A
ここで、電源側振動に関する関係式について説明する。図２はタービンと発電機間の軸ねじり振動を２マス系で表現したものであり、τGはタービントルク、τLは発電機負荷トルク、τsは軸ねじりトルク、ω1はタービン速度、ω2は発電機速度、Ｋはバネ定数、Ｄmは機械系の減衰係数、Ｄeは電気系の減衰係数であり、単位は何れも定格点での正規化量ｐ.ｕ.である。また、Ｔa1はタービンの慣性モーメント、Ｔa2は発電機の慣性モーメントであり、単位は何れも秒である。図２において、Ｄeは発電機の速度増加を減ずるトルクが、発電機に接続される負荷（制御装置含む）により、電気的に生じる程度を表現している。図２から得られる２次振動系の状態方程式より、系の特性方程式は（１）式となる。 Here, the relational expression regarding the power source side vibration will be described. Fig. 2 shows the torsional vibration between the turbine and the generator in a two-mass system, where τ G is the turbine torque, τ L is the generator load torque, τ s is the shaft torsion torque, ω 1 is the turbine speed, omega 2 the generator speed, K is the spring constant, D m is the attenuation coefficient of the mechanical system, D e is the attenuation coefficient of the electrical system, the unit is both a normalization amount p.u. at the rated point. T a1 is the moment of inertia of the turbine, T a2 is the moment of inertia of the generator, and each unit is seconds. In FIG. 2, D e is the torque to reduce the speed increase of the generator, the load connected to the generator (including the controller), expresses the degree to which the electrically generated. From the state equation of the secondary vibration system obtained from FIG. 2, the characteristic equation of the system is Equation (1).
ここで、（１）式の第４項目をゼロと置き、（２）式に示す２次式に近似すると（３），（４）式の関係が成り立つ。 Here, when the fourth item of the equation (1) is set to zero and approximated to the quadratic equation shown in the equation (2), the relationship of the equations (3) and (4) is established.
但し、（３），（４）式において、ｎを（５）式で定義する慣性モーメント比、Ｔaを（６）式を満たす定格速度までの加速時間とする。 However, (3), (4) In the equation, the moment of inertia ratio that defines the n in (5), the acceleration time to rated speed that satisfies the T a (6) below.
（３），（４）式より、２次系の減衰係数ζおよび２次系の固有振動角周波数ωnは、それぞれ（７），（８）式で表され、電気系減衰係数Ｄeによりシステムの振動特性（ζ，ωn）が変化することが分かる。 From equations (3) and (4), the secondary system damping coefficient ζ and the secondary system natural vibration angular frequency ω n are expressed by formulas (7) and (8), respectively, and are expressed by the electrical system damping coefficient De. It can be seen that the vibration characteristics (ζ, ω n ) of the system change.
次に、電気系減衰係数の算出部３０について図３を用いて説明する。図３において、破線で囲んだブロックは、図２の電気系減衰係数の算出部３０に対応している。図３および以下の説明において、発電機出力および発電機負荷の有効電力をＰ、発電機速度をω2、発電機端子電圧をＶ、発電機負荷トルクをτLとし、その定格点での値をそれぞれＰ0，ω20，Ｖ0，τL0とし、その定格点からの変化分をそれぞれΔＰ，Δω2，ΔＶ，ΔτLとする。一方、発電機端子電圧Ｖは定格点近傍において界磁一定と仮定すれば発電機速度ω2に比例することから、その変換ゲインは、Ｖ0／ω20となる。これが発電機端子電圧の算出部４０に対応し、（９）式で記述できる。
Next, the electric system attenuation
（９）式右辺が、Ｖ0＋ΔＶに対応することから、（１０）式が成立する。 Since the right side of the equation (9) corresponds to V 0 + ΔV, the equation (10) is established.
また、負荷有効電力の算出部４１は、負荷特性から発電機端子電圧Ｖに対する負荷有効電力Ｐを出力する。一方、発電機負荷トルクτLと発電機出力Ｐと、発電機速度をω2には（１１）式の関係があり、発電機負荷トルクの算出部４２に対応する。
The load active
（１１）式右辺が、τL0＋ΔτLに対応することから、（１２）式が成立する。 Since the right side of the equation (11) corresponds to τ L0 + Δτ L , the equation (12) is established.
ここで一例として、負荷有効電力の算出部４１において負荷が抵抗値Ｒ［ｐ.ｕ.］の抵抗負荷の場合を仮定する。
Here, as an example, it is assumed that the load is a resistance load having a resistance value R [pu] in the load active
このとき、Ｐ＝Ｖ2／Ｒ，Ｐ0＝Ｖ0 2／Ｒの関係が成立する。よって、この２式からＲを消去して、Ｐについて解くと（１４）式が得られる。 At this time, the relationship of P = V 2 / R and P 0 = V 0 2 / R is established. Therefore, when R is eliminated from these two equations and P is solved, equation (14) is obtained.
（１４）式右辺が、Ｐ0＋ΔＰに対応することから、（１５）式が成立する。 Since the right side of the equation (14) corresponds to P 0 + ΔP, the equation (15) is established.
さらに（１０）式，（１５）式を（１３）式に代入すると、（１６）式が得られる。 Further, when Expressions (10) and (15) are substituted into Expression (13), Expression (16) is obtained.
正規化単位では、定格値は１である。よって、（１６）式右辺に、Ｐ0＝ω20＝τL0＝１を代入すると、Ｄe＝１となる。すなわち、発電機に抵抗負荷を接続すると、電気系の減衰係数Ｄeは１になる。これに対して、例えば発電機に対して定電力負荷（ΔＰ＝０）を接続した例を考えると、（１３）式にΔＰ＝０を代入してＤe＝−１となる。この場合、ネガティブダンピングとなり、発電機速度変動（振動）を助長する向きに発電機トルクが発生する。特に、機械系の減衰係数Ｄmが小さい場合には、前記２次系の減衰係数ζが０以下となり、発散系になることが示される。 In the normalization unit, the rated value is 1. Therefore, if P 0 = ω 20 = τ L0 = 1 is substituted into the right side of the equation (16), D e = 1. That is, when connecting a resistive load to the generator, the damping coefficient D e of the electrical system will be 1. On the other hand, for example, considering an example in which a constant power load (ΔP = 0) is connected to the generator, ΔP = 0 is substituted into the equation (13), and D e = −1. In this case, negative damping occurs, and generator torque is generated in a direction that promotes generator speed fluctuation (vibration). In particular, when the mechanical system damping coefficient D m is small, the secondary system damping coefficient ζ is 0 or less, indicating that the system is divergent.
以上は、発電機に対して、抵抗負荷または、定電力負荷を接続した場合であったが、実際のシステムでは、図１のように、変圧器，電力変換器，電動機，機械軸，被駆動装置等の特性によって電気系の減衰係数Ｄeが決定付けられる。とりわけ、ガスタービン１および発電機２の慣性モーメントと発電機軸３のバネ定数により決まる発電機側の軸共振周波数ｆｎ［Ｈｚ］と、電動機８および電動機８で駆動される被駆動装置の慣性モーメントと電動機軸１０のバネ定数により決まる電動機側の軸共振周波数ｆｒ［Ｈｚ］の関係によって電気系の減衰係数Ｄeは大きく左右される。例えば、図４は図１に示したシステムに関する電気系の減衰係数Ｄeを縦軸に、（１７）式で定義するｆｎとｆｒの共振比ｈを横軸に、ｆｎをパラメータに選んだグラフである。
The above is the case where a resistive load or a constant power load is connected to the generator, but in an actual system, as shown in FIG. 1, a transformer, a power converter, an electric motor, a mechanical shaft, and a driven damping coefficient D e of the electrical system is dictated by the characteristics of the device. In particular, the axial resonance frequency fn [Hz] on the generator side determined by the moment of inertia of the
図４のグラフから、ｈ＝１近傍、即ち、ｆｎ＝ｆｒにおいて、Ｄeが極小値をとることが分かる。また、共振比ｈをｈ≦０.９または、ｈ≧１.１の範囲に選べば、実用上十分広範囲（２.５Ｈｚから２０Ｈｚ）のｆｎに関して、抵抗負荷以上のＤeを確保できることが分かる。そこで、以下では、ｈ≒１となった場合に、ｈ≦０.９または、ｈ≧１.１に変更する具体的手段を提示する。共振比ｈを構成するｆｒは、２慣性近似の場合、（１８）式で表すことができる。（１８）式において、ＪＭは電動機８の慣性モーメント、ＪＬは被駆動装置９の慣性モーメント、ＫＦは電動機軸１０のバネ定数である。よって、（１８）式における等価的なＪＭを増大することにより、ｆｒを低下し、ｈ≒１を回避することが可能である。これを実現するために、本実施形態では、電動機８を図５に示す両軸構造とし、被駆動対象と反対側の軸に、慣性回転体を装着可能な構造とした。図５に示すような電動機筺体５０，電動機軸５１，軸共振周波数変更用の慣性回転体５２，電動機軸５３からなる軸共振周波数可変構造の例から説明する。このとき、発電機側の軸共振周波数ｆｎ＝１０［Ｈｚ］に対して、電動機側の軸共振周波数ｆｒ＝１０［Ｈｚ］（ＪＭ＝１０５［ｋｇ・ｍ2］，ＪＬ＝６４０［ｋｇ・ｍ2］，ＫＦ＝３５６１１０［Ｎ・ｍ／ｒａｄ］）の場合を考える。この場合、慣性モーメントが３０［ｋｇ・ｍ2］の慣性回転体５２を電動機軸５３に装着することで、ｆｒ＝９［Ｈｚ］に変更できることが（１８）式より明らかである。
From the graph of FIG. 4, h = 1 neighborhood, i.e., the fn = fr, D e is seen to take a minimum value. Further, the resonance ratio h h ≦ 0.9 or, if you choose the range of h ≧ 1.1, with respect to fn of practically sufficient wide range (20 Hz from 2.5 Hz), it can be seen that ensures resistance load more D e . Therefore, in the following, specific means for changing to h ≦ 0.9 or h ≧ 1.1 when h≈1 will be presented. Fr constituting the resonance ratio h can be expressed by the equation (18) in the case of two-inertia approximation. In the equation (18), JM is the moment of inertia of the
以上は、ｈ≦０.９に変更するための電動機軸に対する操作であるが、図５と同様の構造を発電機軸側に持たせることで、ｈ≧１.１に変更することも可能である。例えば、ｆｎは、２慣性近似の場合、（１９）式で表すことができる。（１９）式において、Ｔa1はタービン１の慣性モーメント、Ｔa2は発電機２の慣性モーメント、Ｋは発電機軸３のバネ定数である。よって、（１９）式における等価的なＴa2を増大することにより、ｆｎを低下し、ｈ≧１.１への変更ができる。
The above is the operation on the motor shaft for changing to h ≦ 0.9, but it is also possible to change to h ≧ 1.1 by giving the generator shaft side the same structure as in FIG. . For example, fn can be expressed by equation (19) in the case of 2-inertia approximation. In the equation (19), T a1 is the moment of inertia of the
ところで、図１に示したシステム構築に際して、ｆｎとｆｒは設計段階で既知であるとは限らず、据え付け現場で初めてｆｎ＝ｆｒに気付く場合もある。この場合、慣性回転体１８，２１の慣性モーメントは事前に決定できない。また、実施形態２のように、前記共振比ｈを、きめ細かく正確に設定したい場合がある。そこで、図６に示すように、複数枚の慣性回転体５２，５４等を装着可能な構造とすることで、共振比ｈを現場において、きめ細かく設定可能とした。
By the way, when the system shown in FIG. 1 is constructed, fn and fr are not always known at the design stage, and fn = fr may be noticed for the first time at the installation site. In this case, the moment of inertia of the inertial
〔実施形態２〕
実施形態１では、発電機と電動機が各々１台ずつ接続されていた。しかし、更に大規模なプラントに該当する本実施形態では、図７に示すように、発電機２がｉ台、電動機８がｊ台あり、それらが共通の系統に接続された構成となる。但し、図７において、符号の説明は図１の場合と共通である。この場合、発電機ｉの軸共振周波数をｆｎ（ｉ）、電動機ｊの軸共振周波数をｆｒ（ｊ）とするとき、ｈ（ｉ，ｊ）＝ｆｒ（ｊ）／ｆｎ（ｉ）で定義する共振比ｈ（ｉ，ｊ）の全ての組合せについて、ｈ（ｉ，ｊ）≦０.９または、ｈ（ｉ，ｊ）≧１.１を満足させることで、如何なる運転状態においても、電気系減衰係数の算出部３０であるＤeを１以上とし、システムの安定性を確保している。一例として、発電機３台，電動機３台を共通系統に接続したシステムを考える。具体的には、各発電機軸の共振周波数がｆｎ（１）＝１０［Ｈｚ］，ｆｎ（２）＝８［Ｈｚ］，ｆｎ（３）＝１１［Ｈｚ］、各電動機軸の共振周波数が、ｆｒ（１）＝１０［Ｈｚ］，ｆｒ（２）＝８［Ｈｚ］，ｆｒ（３）＝９［Ｈｚ］の場合には、ｆｎ（１）＝ｆｒ（１）＝１０［Ｈｚ］，ｆｎ（２）＝ｆｒ（２）＝８［Ｈｚ］となり、ｈ（１，１）＝ｈ（２，２）＝１となる。このような場合、実施形態１で示した手段により、ｆｒ（１）を１０［Ｈｚ］から９［Ｈｚ］に変更し、ｆｒ（２）を８［Ｈｚ］から７.２［Ｈｚ］に変更することで、システム全体の安定性を確保することができる。
[Embodiment 2]
In the first embodiment, one generator and one motor are connected to each other. However, in this embodiment corresponding to a larger-scale plant, as shown in FIG. 7, there are i
〔実施形態３〕
前記実施形態１，２を実施するに際しては、発電機軸および電動機軸の共振周波数ｆｎ，ｆｒを正確に推定する手段が必要となる。そこで、本実施形態では、電動機８および発電機２に対して、Ｍ系列信号または、ホワイトノイズ等の広帯域周波数の加振トルク印加手段を提供する。図８において、加振トルクの印加先を発電機または電動機に切り替えるスイッチである切換えスイッチ１００または１０１を備え、Ａ側接点を選択すると発電機側に加振トルクが印加され、Ｂ側接点を選択すると、電動機側に加振トルクが印加される仕組みとなっている。また、切換えスイッチ１００と１０１は物理的に連動する構造としてもよい。一方、電力変換器制御装置１１は、ＰＷＭ出力を含む電流制御器１０２，電流偏差演算器１０４，Ｍ系列信号もしくは、ホワイトノイズ等の信号発生源１０３，発電機制御用定数１０７，電動機制御用定数１０６，発電機／電動機の制御モード切換えスイッチ１０５で構成される。なお、発電機制御用定数１０７、および、電動機制御用定数１０６には、発電機または電動機に固有の巻線インダクタンス，巻線抵抗，誘起電圧定数，電気定格値等が含まれる。本構成を用いれば、発電機の軸共振周波数を推定したい場合には、前記切換えスイッチ１００，１０１をＡ接点側に倒した上で、制御モード切換えスイッチ１０５で発電機制御用定数を選択すれば、発電機軸が加振される。この状態で、別途発電機軸に取り付けた速度検出器または、加速度センサの信号を読み取り、ＦＦＴ解析すれば、発電機軸の共振周波数ｆｎを知ることができる。切換えスイッチ１００，１０１、および制御モード切換えスイッチ１０５を変更すれば、同様にして、電動機軸の共振周波数ｆｒも知ることができる。
[Embodiment 3]
In carrying out the first and second embodiments, means for accurately estimating the resonance frequencies fn and fr of the generator shaft and the motor shaft are required. Therefore, in the present embodiment, an excitation torque applying means having a broadband frequency such as an M-sequence signal or white noise is provided to the
〔実施形態４〕
実施形態１では、電動機８または、発電機２の軸に、慣性回転体を装着することで、軸共振周波数を変化させていた。本実施形態では、図９に示す構成により、電動機と被駆動装置を接続する電動機軸５６を交換可能とすることで、軸自体のバネ定数を変化させ、軸共振周波数を変化させる。具体的には、図９に示すように、軸共振周波数可変構造の電動機は、電動機筐体５０と、電動機軸５１と、被駆動装置５８と、電動機と被駆動装置を接続する電動機軸５６と、電動機軸５１と電動機軸５６を接続するカップリング５５と、電動機軸５６と被駆動装置５８を接続するカップリング５７を備えるとき、電動機軸５６として、素材のヤング率や、軸直径の異なる物を、予め複数本準備しておき、交換することで、軸共振周波数を変化される。この操作により、電動機軸側の軸共振周波数と、発電機軸側の軸共振周波数が異なる値となる様に、調整を行う。
[Embodiment 4]
In the first embodiment, the shaft resonance frequency is changed by attaching an inertial rotating body to the shaft of the
以上の具体例では、電動機側の駆動軸を交換可能とする例を示したが、同様に、発電機側の駆動軸を交換可能とするシステムを構成しても良い。 In the above specific examples, the example in which the drive shaft on the electric motor side can be replaced has been shown. Similarly, a system in which the drive shaft on the generator side can be replaced may be configured.
〔実施形態５〕
実施形態４では、電動機と被駆動装置を接続する電動機軸５６の軸径や、素材のヤング率を変化させることで、軸共振周波数を変化させていた。これに対して、本実施形態５では、図１０に示す構成により、電動機と被駆動装置を接続する電動機軸５６の軸長を変化させることで、駆動軸のバネ定数を変化させ、軸共振周波数を変化させる。具体的には、図１０に示すように、電動機筐体５０の床面に水平レール５９を設置し、電動機軸５６として用いる、軸長の異なる他の駆動軸を、予め複数個準備しておき、前記水平レール５９で調整して、前記他の駆動軸に交換することで、軸共振周波数を変化させる。軸長変化に伴う被駆動装置５８と電動機筐体５０との距離の変化には、電動機筐体５０を被駆動装置５８に対してレール上で前後させて固定することで対応可能とする。以上の具体例では、電動機側の駆動軸を交換可能とする例を示したが、同様に、発電機を水平レール上に置いて、発電機側の駆動軸を交換可能とするシステムを構成しても良い。
[Embodiment 5]
In the fourth embodiment, the shaft resonance frequency is changed by changing the shaft diameter of the
〔実施形態６〕
実施形態１では、電動機８を両軸構造とし、被駆動対象と反対側の軸に、慣性回転体を装着することで軸共振周波数を変化させていた。これに対して、本実施形態６では、図１１に示す構成により、駆動対象側の軸上に慣性回転体を装着することで、電動機の慣性モーメントを変化させ、軸共振周波数を変化させる。具体的には、図１１において、電動機軸５６上に装着する慣性回転体６０として、慣性モーメントの異なる物を、予め複数個準備しておき、交換することで、軸共振周波数を変化させる。
[Embodiment 6]
In
１ ガスタービン
２ 発電機
３，１８ 発電機軸
４，５ 変圧器
６ 系統
７ 電力変換器
８ 電動機
９，５８ 被駆動装置
１０，２０，５１，５３，５６ 電動機軸
１１ 電力変換器制御装置
１２ 電力変換器出力電流検出器
１３ 電力変換器出力電圧検出器
１４ 燃料制御装置
１５ コンバータ
１６ インバータ
１７ 平滑コンデンサ
１９，２１，５２，５４，６０ 慣性回転体
３０ 電気系減衰係数の算出部
４０ 発電機端子電圧の算出部
４１ 負荷有効電力の算出部
４２ 発電機負荷トルクの算出部
５０ 電動機筺体
５５，５７ カップリング
５９ 水平レール
１００，１０１ 切換えスイッチ
１０２ 電流制御器
１０３ 信号発生源
１０４ 電流偏差演算器
１０５ 制御モード切換えスイッチ
１０６ 電動機制御用定数
１０７ 発電機制御用定数
DESCRIPTION OF
Claims (12)
前記原動機の駆動力を前記発電機に伝える発電機軸の軸共振周波数と、前記電動機の駆動力を前記被駆動装置に伝える電動機軸の軸共振周波数とを異なる値にすることを特徴とする電動機駆動システム。 A motor, a generator that generates electric power by driving the motor, a converter that converts electric power generated by the generator into electric power of a desired frequency, and an electric motor that is driven by electric power supplied from the converter; In an electric motor drive system composed of a driven device driven by the electric motor,
An electric motor drive characterized in that the axial resonance frequency of the generator shaft that transmits the driving force of the prime mover to the generator and the axial resonance frequency of the electric motor shaft that transmits the driving force of the electric motor to the driven device have different values. system.
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