Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего

профессионального образования

"Ивановский государственный энергетический университет

имени В.И. Ленина"

И.А. Баженов, С.И. Марьянова

РЕЖИМЫ РАБОТЫ

ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

Учебное пособие

Второе издание , переработанное и дополненное

Иваново 2011

УДК 621.311.004

М 86

И.А. Баженов, С.И. Марьянова. Режимы работы основного электрооборудования электрических станций: Учеб. пособие.  2-е изд., перераб. и доп. / ГОУВПО "Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина”. – Иваново, 2011. – 148 с.

ISBN

Учебное пособие содержит описание характерных режимов работы синхронных турбогенераторов – включение генератора в сеть, нормальный нагрузочный режим, асинхронный режим при потере возбуждения, несимметричные режимы работы; силовых трансформаторов (автотран-сформаторов) и схем электрических соединений. Приводятся примеры расчёта параметров генератора в указанных режимах, основные техничес-кие характеристики современных турбогенераторов.

Предназначено для студентов специальности 140204.65.

.

Табл. 21. Ил. 61. Библиогр.: 29 назв.

Печатается по решению редакционно-издательского совета

ГОУВПО "Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина "

НАУЧНЫЙ РЕДАКТОР

А.В. Рассказчиков (ИГЭУ)

РЕЦЕНЗЕНТ

кафедра " Электрические станции, подстанции и диагностика электрооборудования "

ISBN © И.А. Баженов, С.И. Марьянова, 2011

ВВЕДЕНИЕ

Энергетика составляет основу экономического комплекса при любом способе хозяйствования. Особо важное значение во всех сферах производства и жизнеобеспечения имеет электроэнергетика. Базовым элементом электроэнергетических систем являются электрические станции. Основные виды промышленных установок для получения электрической энергии представлены в таблице (табл.В). Наибольшей разновидностью отличаются тепловые энергетические циклы. В настоящее время основой российской электроэнергетики являются тепловые электрические станции, преимущественно ГРЭС (КЭС), ТЭЦ, АЭС. На их долю приходится примерно 90 % выработки электроэнергии. После затяжного периода застоя в энергетике в 90-х годах начинается оживление процесса развития её. Значительное внимание уделяется ускоренному развитию атомной энергетики – если сейчас её доля в общем объёме производства электроэнергии составляет 1617 %, то поставлена задача довести её к 2030 году до 25 %.

Тепловые электрические станции работают на невозобновляемых энергетических ресурсах – органических (уголь, газ) и ядерных. Если запасы органических энергоносителей ограничены не слишком далёкой перспективой, то ядерные технологии обеспечены первичным энергоносителем на довольно далёкую перспективу, особенно с учётом внедрения в промышленных масштабах технологий на “быстрых” нейтронах.

Выработка электроэнергии на гидроэлектростанциях составляет около 1011 %. Хотя здесь используются возобновляемые источники энергии, но неравномерность их распределения, несовпадение с регионами потребления электроэнергии, необходимость передачи больших количеств энергии на большие расстояния, зависимость от сезона, от погодных и атмосферных условий, влияние на экологическую обстановку региона ограничивают возможности их развития.

Другие, так называемые нетрадиционные способы получения электроэнергии – солнечные, ветровые, приливные, геотермальные электростанции, могут в перспективе дать не более 2 % потребного количества электроэнергии. В настоящее время их роль довольно мала.

В настоящем учебном пособии основное внимание уделено тепловым электрическим станциям.

Современная электрическая станция представляет собой сложнейший технологический комплекс, и для её эксплуатации требуется высококвалифицированный персонал. В условиях АЭС, когда заявленным приоритетом является обеспечение ядерной и экологической безопасности, наличие высокой технической культуры у эксплуатационного персонала является обязательным.

Классификационная таблица основных энергетических циклов

электрических станций по способу преобразования энергии

Примечание.

В табл.В использованы следующие обозначения:

ХЭ – химическая энергия ископаемого топлива, К – котёл, ТЭ – тепловая энергия, ЭЭ – электрическая энергия, МЭ – механическая энергия, ЭВ – энергия падающей воды, ПЭ – первичный энергоноситель, ПТ – паровая турбина, ТГ – турбогенератор, Т – трансформатор, ЯЭ – ядерная энергия, Р – ядерный (термоядерный) реактор, ПГ – промежуточный парогенератор, ПТ – паровая турбина, КС – камера сгорания, МГДК – магнитогидродинамический канал, ГТ – гидротурбина или газовая турбина, ПМ – поршневой механизм, ГГ – гидрогенератор, ДГ – дизель-генератор, МГДУ – магнитогидродинамическая установка, КУ – котел утилизатор, АЭС – атомная электрическая станция, ГТУ – газотурбинная установка, ПГУ – парогазовая установка.

Малейшее отклонение режима любого из технологических узлов может повлечь серьезное нарушение в работе основного оборудования, выход его из строя, а для АЭС это чревато и возможными тяжелыми нарушениями ядерной безопасности.

Увеличение единичной мощности агрегатов существенно ужесточило требования к эксплуатации как основного оборудования, так и средств управления, защиты и автоматики. Усложняется эксплуатация их в переходных режимах.

Эксплуатационный персонал электрической станции должен хорошо разбираться в физике протекающих процессов, знать допустимые режимы своего оборудования, уметь выполнять необходимые расчеты, правильно ориентироваться в постоянно изменяющейся ситуации и быстро принимать правильные решения. Кроме этого, от оперативного электротехнического персонала электрической станции требуется умение решать смежные технические вопросы, понимание основных и вспомогательных технологических процессов производства тепловой и электрической энергии.

В учебном пособии изложены основные теоретические положения некоторых характерных режимов работы основного электрооборудования тепловых электрических станций, а также основы начальных практических навыков ведения их. Приведено описание отдельных стендов и моделей, имитирующих некоторые режимы работы электрического оборудования. При описании режимов работы электрооборудования основное внимание уделяется энергетическим соотношениям в них, вопросам надёжного и экономичного использования основного и вспомогательного электрооборудования электростанции. Приводятся необходимые расчетные формулы.

Раздел 1. Характерные режимы работы синхронных турбогенераторов

1.1. Пусковые режимы синхронного генератора.

ВКЛЮЧЕНИЕ В СЕТЬ

Известны два принципиально отличных способа включения синхронных генераторов на параллельную работу: способ точной синхронизации и способ самосинхронизации.

Суть способа точной синхронизации заключается в том, что вращающийся с синхронной скоростью возбужденный генератор включается в сеть при соблюдении следующих трех условий:

1. Равенство частот генератора и сети: ω_г= ω_с ( f_г= f_с ). Допустимое отклонение по частоте не более 0,1 % ( 0,05 Гц). Из опыта эксплуатации желательно, чтобы после включения генератор сразу бы стал выдавать в сеть некоторую небольшую мощность (активную и реактивную), а не брать её из сети. Поэтому предпочтительно иметь частоту генератора несколько выше частоты сети.

2. Равенство напряжений генератора и сети по амплитуде и фазе:

U_г = U_с. ( или ∆ U = 0 ). Совпадение фаз генератора и сети проверяется в процессе пусконаладочных работ. Допустимое отклонение напряжений по величине не более 20 % ( обычно в пределах 5 % ). По той же причине, что и в п.1, предпочтительно иметь напряжение генератора несколько выше напряжения сети.

3. Отсутствие относительного ускорения векторов напряжений генератора и сети: dω_г / dt  dω_c / dt = 0. Допустимое отклонение векторов напряжений по углу – не более 15 эл. град. Эта величина принята из условия, чтобы ток включения не превышал номинального тока генератора. Для различных типов генераторов она может колебаться в пределах 10–20 эл.град.

Контроль за величинами напряжений и частот осуществляют по двум вольтметрам и двум частотомерам, а контроль за фазой между напряжениями – по синхроноскопу, объединёнными в колонку синхронизации. В процессе синхронизации сначала добиваются выполнения первых двух условий, а после этого включают синхроноскоп. При нулевом фазовом сдвиге векторов и равенстве частот стрелка синхроноскопа занимает нулевое положение. Если же частота синхронизируемого генератора отличается от частоты сети, стрелка синхроноскопа будет вращаться, и тем быстрее, чем больше разница частот генератора и сети. Причём, если стрелка синхроноскопа вращается в направлении по часовой стрелке, синхронизируемый генератор вращается медленнее вектора сети. Если же стрелка синхроноскопа вращается в направлении против часовой стрелки, синхронизируемый генератор вращается быстрее вектора сети. Включение генератора следует производить не при неподвижной, а при медленно вращающейся стрелке синхроноскопа. При этом ключ в цепи управления выключателя следует включать с некоторым опережением, т.е. при подходе стрелки синхроноскопа к нулевой отметке. Угол опережения зависит от скорости движения стрелки синхроноскопа, индивидуальной реакции оператора, времени срабатывания привода и собственного времени включения выключателя, скорости прохождения токового импульса по цепям управления.

В пределах допустимого угла не имеет принципиального значения, в каком направлении вращается стрелка синхроноскопа. Однако если замыкание контактов выключателя произойдёт не точно в момент совпадения векторов, то вращающаяся система агрегата испытает либо ускоряющее (стрелка синхроноскопа находится слева от нулевой отметки), либо тормозящее (стрелка синхроноскопа находится справа от нулевой отметки) воздействие. В первом случае после замыкания контактов выключателя вращающаяся система агрегата испытает ускоряющее воздействие, совпадающее по направлению с действием вращающего момента турбины, во втором же случае возникнет тормозящее воздействие, противоположное действию вращающего момента турбины, что создаст дополнительную механическую нагрузку на вращающуюся систему агрегата. Поэтому на практике предпочтительнее включать генератор в сеть при подходе стрелки синхроноскопа к нулевой отметке слева.

Не разрешается включение генератора при неподвижной стрелке синхроноскопа, очень быстром движении её, перемещении стрелки синх-

роноскопа рывками (резкая разница в угловых скоростях синхронизи-руемого генератора и сети), каких-либо признаках неисправности цепей синхронизации.

В случае отклонения от указанных условий в обмотке статора генератора появляется уравнительный ток несинхронного включения и возникает электромагнитный момент на его валу. Эти параметры зависят от угла  между векторами е² и u_с и их величин, от разности частот генератора и сети, от электрических параметров генератора и величины реактивного сопротивления между несинхронно включаемым генератором и эквивалентной ЭДС системы [1]. Из этих величин наиболее существенна угловая ошибка (), так как именно фазовый сдвиг вызывает толчки тока статора и электромагнитного моменте на валу.

При равенстве частот и напряжений генератора и сети, но при на- личии сдвига по фазе их векторов имеет место трехфазное несинхронное включение (рис.1.1,а). При работе генератора на холостом ходу его ЭДС за сверхпереходным сопротивлением х^²_d равна по величине и фазе напряжению на выводах, то есть е^²= u_г ( так как i× х^²_d = 0 ). Наличие разности напряжений ∆u генератора и сети обусловливает возникновение уравнительного тока, вектор которого, ввиду индуктивного характера сопротивлений, перпендикулярен вектору ∆u. В начальный момент включения (t = 0) ток остаётся равным нулю, так как мгновенно измениться он не может. В возникающем переходном процессе его можно представить в виде двух составляющих – периодической i _п и апериодической i _а.

Апериодические токи всех трех фаз обмотки статора образуют магнитный поток Ф_а, неподвижный относительно статора. Этот поток на векторной диаграмме отображается вектором u_кз = ∆u, отстающим от вектора Ф_а на 90° .

В отличие от трёхфазного короткого замыкания на выводах генератора, когда периодические и апериодические токи в обмотке статора возникают под действием полной величины напряжения генератора, существовавшего до возникновения короткого замыкания, при несинхронном включении периодические и апериодические токи возникают не под действием напряжения на выводах генератора, а под действием геометрической разности u (рис.1.1) векторов ЭДС генератора и напряжения сети. То есть они зависят от величины угла сдвига этих векторов.

Из 1 в общем случае (е^² ¹ u_с) периодическая составляющая тока трёхфазного несинхронного включения в относительных единицах

(i_п.нсх = I_п.нсх/I_ном, о.е.) может быть записана в следующем виде:

, (1.1)

где ∆u = u_кз = ; = + ;

= 0,5  средняя величина сверхпереходных реактивных сопротивлений по обеим осям генератора;

=  реактивное сопротивление связи между выводами генератора и эквивалентной ЭДС системы;  сопротивление повышающего трансформатора;  эквивалентное сопротивление системы; (малыми буквами принято обозначение тока и напряжения в относительных единицах от номинальной величины).

Полный ток несинхронного включения

, (1.2)

где  ударный коэффициент;  постоянная времени затухания апериодической составляющей тока.

При равенстве е^² и u_С

(1.3)

и достигает максимума при включении в противофазе (Θ = 180 эл.град.):

. (1.4)

При включении генератора в систему "бесконечной мощности" (х_С = 0) максимальное значение (при Θ = 180 эл.град.) периодической составляющей тока несинхронного включения,

, (1.5)

превысит ток трехфазного короткого замыкания на выводах генератора:

. (1.6)

В практике эксплуатации принято, что при нормальных эксплуатационных условиях допустимая периодическая составляющая уравнительного тока несинхронного включения (I_{п.нсх.доп}) не должна превышать номиналь-ный ток генератора (I_ном), т.е.

, (1.7)

Тогда при равенстве напряжений генератора и сети, представляя равенст- во (1.3) в виде

, (1.8)

определяем допустимый угол несовпадения векторов напряжения генера- тора и сети θ_{нсх.доп}.

Активная мощность и момент на валу генератора определяются, во-первых, угловым сдвигом векторов е^² и u_с и, во-вторых, взаимодействием системы вращающихся роторных контуров с неподвижным относительно статора магнитным потоком Ф_а. Этот поток, как периодические и апериодические токи, в рассматриваемом случае (несинхронное включение) возникает не под действием напряжения на выводах генератора, а под действием геометрической разности векторов ∆u. Расчётное напряжение u_КЗ равно этой разности векторов и сдвинуто относительно вектора Ф_а на 90 эл.град. против направления вращения векторов.

На диаграмме рис.1.1 откладываем вектор неподвижного относительно статора магнитного потока Ф_а и отстающий от него на 90 эл.град. вектор u_КЗ. Продольная (d) и поперечная (q) оси полюсов ротора вращаются относительно неподвижного вектора магнитного поля статора Ф_а.

а) б)

Рис. 1.1. Расчетная векторная диаграмма несинхронного трехфазного включения ненагруженного генератора в начальный момент включения (а) и через время t (б) при наличии сдвига по фазе векторов напряжения генератора и сети

На поперечной оси q откладываем вектор ЭДС генератора е² = u_г.нач. В начальный момент времени вектор u_г.нач отстаёт от вектора u_кз на угол (90°θ/2). Через время t все векторы поворачиваются на угол ωt по направлению вращения векторов (рис.1.1,б). Так как вектор напряжения u_кз жестко связан с вектором магнитного потока Ф_а, неподвижного на статоре, то положение вектора u_кз не меняется. Следовательно, угол между вектором u_г и вектором u_кз возрастает на величину ωt и через время t составит ωt  (90°  θ/2).

Наличие углового сдвига векторов е^² и u_с обусловливает возник-новение неизменного по направлению электромагнитного момента, кото-рый при отсутствии скольжения векторов друг относительно друга, а также затухания токов и ЭДС будет неизменен и по величине m_{нсх.пост}.

Взаимодействие системы вращающихся роторных контуров с неподвижным по отношению к ротору магнитным потоком статора обусловливает возникновение знакопеременного момента m_{нсх.перем}. Таким образом, полный момент генератора определяется суммой постоянной и переменной составляющих:

m_нсх = m_{нсх.пост}+ m_{нсх.перем}+ m_доп . (1.9)

Кратность неизменной составляющей момента определяется соотношением векторов е^² и u_с, а знакопеременной  е^² и u_кз.

Дополнительные моменты неизменного направления  m_доп вы-зываются потерями мощности от переменных токов в контурах ротора и цепи обмотки статора 1 в течение переходного процесса при включении генератора в сеть.

Если пренебречь затуханием токов, ЭДС и напряжения, опустить из рассмотрения дополнительный момент, а также при условии, что е^² = u_с = = u_кз, то суммарный момент на валу генератора при несинхронном включении может быть записан в следующем виде

. (1.10)

Из выражения (1.10) видно, что в начальный момент времени (t = 0) включения генератора в сеть суммарный несинхронный момент на валу его равен нулю независимо от величины угла (рис.1.2).

Затем m_нсх возрастает до некоторой величины, зависящей от времени t и угла , после чего, снижаясь с затуханием, достигает максимума в отрицательной зоне и вновь возвращается к нулю. Наибольшей величины m_нсх достигает при  = 120 эл.град. и ωt = 120 эл.град., то есть через 1/3 периода (0,00667 с) от момента включения генератора в сеть.

При этом его амплитуда составит

. (1.11)

Постоянная составляющая достигает максимума при  = 90 эл.град., а переменная при  = 135 эл.град. При этом суммарный момент на валу

. (1.12)

При  = 180 эл.град. постоянная составляющая момента равна нулю и несинхронный момент на валу определяется лишь знакопеременной составляющей, достигающей через четверть периода (90 эл.град.) максимума.

. (1.13)

Построив зависимость кратности наибольшего момента на валу при трёхфазных несинхронных включениях от угла  сдвига векторов ЭДС генератора и напряжения сети (рис.1.3), можно заметить, что в диапазоне  = 65¸180 эл.град. момент на валу отличается от максимального при  = 120° не более чем на 20 %.

В функции допустимого угла несинхронного включения кратность

электромагнитного момента (m_нсх = M_нсх /M_ном) можно оценить по прибли- женному выражению

. (1.14)

При номинальном напряжении (u_с = 1) и малости допустимого угла несинхронного включения (_{нсх.доп}≤15 эл.град.) кратность момента несинхронного включения не превысит допустимой величины. Если же угловая ошибка при включении превысит допустимые 15 эл.град., то кратность момента на валу может в несколько раз превысить номинальный момент, что уже недопустимо.

Таким образом, при соблюдении условий включения способом точной синхронизации обеспечиваются умеренные броски тока и электромагнитного момента на валу генератора. При нарушении же их могут возникнуть значения тока и тормозящего электромагнитного момента, способные вызвать повреждения генератора. Согласно существующему ГОСТу, к турбогенераторам не предъявляются требования выдерживать воздействия большие, чем те, которые возникают при внезапных коротких замыканиях на выводах обмотки. А именно турбогенераторы должны выдерживать ударный ток внезапного короткого замыкания на выводах обмотки статора при напряжении холостого хода, равном 105 % номинального.

Электромагнитный момент на валу генератора пропорционален его активной мощности М_эл.м ·ω = Р. Следовательно, при несинхронном включении имеют место "броски" активной и реактивной мощностей, определяемые при включении в систему бесконечной мощности следующим образом:

. (1.15)

Величина максимума "броска" активной мощности будет такой же, как и постоянная составляющая момента при  = 90 эл.град. Величина максимума "броска" реактивной мощности наблюдается так же, как и знакопеременная составляющая момента при  = 180 эл.град.

Мощность и ток генератора в соответствии с характером изменения суммарного несинхронного момента будут пульсирующими. В зависимости от соотношения мощностей генератора и системы это вызовет более или менее заметные пульсации тока и передаваемой мощности в сети. Чем меньше разница мощностей генератора и системы, тем больше относительная величина пульсаций.

Магнитный поток Ф_а с течением времени затухает по мере затуха-ния вызвавших его апериодических составляющих токов обмотки статора с постоянной времени :

, (1.16)

где 1,24×r₁₅ = r₇₅ – активное сопротивление обмотки статора генератора, измеренное на постоянном токе и отнесенное к расчетной температуре 75 °С; r₁₅ – то же при 15 °С; r_вн  активное сопротивление внешних по отношению к генератору элементов, измеренное на постоянном токе.

Затухание апериодических составляющих токов в контурах ротора обусловливает затухание ЭДС и периодических составляющих токов статора с соответствующими постоянными времени.

Таким образом, электромагнитный момент на валу генератора, "броски" мощности и тока, появляющиеся при несинхронном включении, с течением времени затухают до величин, определяемых начальной загрузкой генератора. При несинхронном включении генератора следует считаться как с величиной тока несинхронного включения, достигающей максимума при включении в противофазе, так и с величиной электромагнитного момента на валу генератора, достигающей максимума при сдвиге векторов ЭДС генератора и напряжения сети в 120 эл.град.

По применяемой методике [3, 4] считается допустимым такое несинхронное включение, когда периодическая составляющая тока трёхфазного несинхронного включения с углом 180 эл.град. не превосходит определённой кратности номинального тока статора включаемого генератора :

, (1.17)

где =  кратность периодической составляющей тока трехфазного несинхронного включения с углом 180 эл.град. по отношению к номинальному току статора; к  коэффициент, равный в общем случае 0,625. Если же известно [4], что отклонения частоты и напряжения в момент несинхронного включения не превысят ±5 % номинальной величины, то допускается принять к = 0,7.

Принимая оценку наибольшей допустимой величины i_{п.нсх.макс} с коэффициентом к = 0,7, можно из выражений (1.1),(1.5) определить допустимую величину эквивалентной суммы всех реактивных сопротивлений контура несинхронного включения:

. (1.18)

Отсюда следует, что если е” = u_г = 1,05 о.е., то величина Σх”_dq должна быть не менее трёхкратной, а х_вн. – не менее двухкратной величины х”_d.

. (1.19)

Для турбогенераторов серий ТВВ и ТВФ кратность наибольшего тока несинхронного включения i_{п.нсх.макс} ограничена трехкратной величиной номинального тока [5]. С учетом этого для генераторов этих серий можно записать

. (1.20)

При выполнении указанных условий электродинамические усилия в генераторе при самом неблагоприятном режиме включения ( = 180 эл.град.) примерно равны усилиям при трехфазном коротком замыкании за повышающим трансформатором и составляют примерно 30 % усилий при трёхфазном коротком замыкании на выводах генератора. Кратность суммарного несинхронного момента в наиболее неблагоприятном случае ( = 120 эл.град.) превысит примерно на 30 % [1] момент, возникающий на валу генератора при трехфазном коротком замыкании за повышающим трансформатором, или составит примерно 70 % момента на валу генератора при трехфазном коротком замыкании на его выводах. Лишь при включении генератора в систему "бесконечной" мощности (х_с = 0) электродинамические усилия и момент на его валу превысят таковые при

трехфазном коротком замыкании на его выводах. Приведенные выраже-

ния (1.17)(1.20) ограничивают область применения несинхронных автоматических повторных включений (НАПВ) генераторов при возникновении режимов, связанных с кратковременной асинхронной работой с последующей ресинхронизацией. Никаких особых требований к генераторам эти условия не предъявляют, так как они соответствуют меньшим моментам и токам, чем имеющим место при внезапном коротком замыкании на выводах генератора.

Механические характеристики генератора, такие как электродинами-ческие усилия между отдельными проводниками (стержнями) в пазовой и лобовой частях обмотки; механические напряжения в валу и соедини-тельной муфте между генератором и турбиной; усилие, стремящееся опрокинуть статор на фундаменте, вызывающее повышенные механические напряжения в местах крепления активной стали к корпусу как непо-средственно в корпусе, так и в фундаментных болтах; определяются по параметрам внезапного короткого замыкания на выводах генератора. Их можно принимать в качестве критерия и для несинхронного включения при оценке механической прочности конструкции (запаса прочности и остаточ-ного ресурса).

Короткое замыкание на выводах генератора хотя и является исключительно тяжелым режимом, но случается довольно редко и может вообще не возникнуть за весь эксплуатационный период генератора. Несинхронные же включения генератора в сеть с любой заранее неизвестной величиной угла сдвига векторов встречаются достаточно часто. Многократные несинхронные включения могут оказать существенное влияние на ухудшение механических характеристик и снижение прочности конструк-ционных элементов турбогенератора и, как следствие, привести к увеличению объёма ремонтных работ, уменьшению межремонтного периода и эксплуатационного ресурса его. Поэтому в практике эксплуатации для исключения возможных нежелательных последствий несинхронное вклю-чение считается допустимым только при условии, что ток статора и момент на валу будут значительно меньше, чем при внезапном коротком замыкании на выводах. В нормальных условиях включения следует ориентироваться на параметры номинального режима см. формулы (1.7), (1.8). Пример расчёта параметров синхронного генератора при включении его на параллельную работу с сетью приведен в П 2.

На электрической станции генератор жёстко соединён с турбиной. Они образуют единую двухмашинную систему – турбина-генератор, в кото-рой изменение механических характеристик одного элемента сказывается на механических характеристиках всего агрегата. В этой двухмашинной системе турбина может быть ассоциирована как двигательный элемент (первичный двигатель), а генератор – нагрузочный (тормозящий) элемент.

Уравнение движения двухмашинной системы в общем виде пред-ставляется следующим образом:

, (1.21)

где m_изб  избыточный момент системы турбина-генератор; m_т  вращающий (двигательный) момент турбины; m_г  электромагнитный (тормозящий) момент генератора;  электромеханическая постоянная времени двухмашинной системы; n_* = n/n_с  относительная частота вращения системы.

При постоянстве момента, развиваемого турбиной (m_т), и изменении электромагнитного момента генератора по величине и знаку избыточный момент системы также будет меняться по величине и по знаку с частотой питающей сети. При этом агрегат будет получать то положительное, то отрицательное ускорение (dn_*/dt) в соответствии с частотой изменения избыточного момента. Таким образом, в механическом отношении двухмашинная система при несинхронном включении будет подвергаться знакопеременным ударным нагрузкам.

Часть развиваемого электромагнитного момента воспринимается конструкционными элементами крепления статора генератора к его корпусу и корпуса к фундаменту, а другая его часть через соединительную муфту передается с вала генератора на вал первичного двигателя (турбины) и воспринимается его конструкционными элементами. Эта вторая составля- ющая электромагнитного момента генератора примерно пропорциональна отношению момента инерции первичного двигателя (J_дв) к моменту инерции всего агрегата (J_агр):

М_{эл/м.г-т} » J_т / J_агр = (GD² )_т / (GD² )_{агр .} (1.22)

Аналогично может быть определена и первая составляющая момента:

М_{эл/м. ген} » J_ген / J_агр = (GD² )_ген / (GD² )_{агр .} (1.23)

Соотношение между этими составляющими определяется отношением их моментов инерции (J) или пропорциональным им маховых моментов (GD²):

М_{эл/м.г-т} / М_{эл/м.ген} = J_т / J_ген = (GD² )_т / (GD² )_{ген .} (1.24)

В гидроагрегатах момент инерции турбины составляет лишь 5¸10 % общего момента инерции агрегата. Поэтому вторая составляющая мо-мента М_{эл/м.г-т} в них относительно невелика и основная доля его М_{эл/м.ген} воспринимается статическими элементами крепления неподвижных частей генератора.

В турбогенераторах момент инерции турбины превышает момент инерции генератора. Поэтому соединительная муфта и опорно-фиксирую-щие устройства турбины работают в тяжелом режиме, воспринимая значи-тельную долю общего момента. Момент инерции турбины составляет при-мерно 90 % общего момента инерции агрегата.

Способ точной синхронизации может быть осуществлен вручную, автоматически или полуавтоматически.

При точной ручной синхронизации все указанные в п.п. 1,2,3 операции осуществляются оператором. При этом точность их выполнения и точность выбора момента включения выключателя генератора зависят от квалификации оператора. При правильном выборе момента включения выключателя генератора электродинамические воздействия в генераторе и в сети будут минимальными.

При точной автоматической синхронизации все операции по выполнению условий, указанных в п.п. 1,2,3, выполняются автоматическим устройством без вмешательства оператора. При этом момент включения выключателя генератора всегда наступает, как только уставки автоматического устройства достигают заданных величин. При этом момент замыкания контактов выключателя генератора необязательно будет соответствовать минимальным электродинамическим воздействиям в генераторе и в сети, но всегда будет в пределах допустимого. Это исключает вероятность включения генератора в сеть при неблагоприятных сочетаниях параметров и не требует высокой квалификации оператора.

При точной полуавтоматической синхронизации операции по выполнению первых двух условий (п.п. 1,2) осуществляются оператором вручную, а затем включается устройство синхронизации, которое и завершает процесс включения генератора в сеть. При этом имеют место те же достоинства и недостатки, что и в предыдущем случае.

Суть способа самосинхронизации заключается в том, что невозбужденный вращающийся с подсинхронной скоростью генератор (ω_г ≤ ω_с; ω_г = ω_с×(1 ± s), где s = 1  n/n_с  скольжение генератора) включается в сеть, и тотчас же после этого его обмотка возбуждения соединяется например, включением автомата гашения поля (АГП) с возбудителем, заранее возбужденным до напряжения, соответствующего режиму холостого хода генератора.

В процессе нарастания тока возбуждения на ротор генератора действуют вращающий момент турбины (приводной двигатель), синхронный вращающий момент электромагнитного поля статора и асинхронный вращающий момент, возникающий при s ¹ 0 за счет взаимодействия с вращающимся полем статора токов, индуктированных в обмотке возбуждения и успокоительных контурах (обмотке). Под действием этих моментов генератор втягивается в синхронизм при соблюдении следующих условий:

1) ½s½£ (2¸3) % ; 2) df_г /dt < 0,5 Гц/с ( при f_с = const ) ;

3) U_{возб.ген} / r_{возб.ген} = I_{возб.ген} » I_{возб.х.х} , I_{возб.х.х} соответствует U_ген = U_сети .

В начальный момент времени (t = 0) генератор представляется своими сверхпереходными сопротивлениями. Так как генератор в этот момент времени ещё не возбужден, его ЭДС (е”) равна нулю и периодическая составляющая тока статора (i_{п.с/с 0} ) определяется лишь напряжением сети, которое может превышать номинальное не более чем на 5 %:

, (1.25)

где u_с = U_с / U_с.ном  напряжение системы, о.е.

Эта величина меньше, чем максимальный ток несинхронного включения (1.4), и соответствует току несинхронного включения с углом сдвига векторов  » 30 эл.град.

В начальный момент включения (t = 0) величина уравнительного тока остаётся равной предыдущему значению тока, то есть нулю. Поэтому полный уравнительный ток имеет две составляющие — периодическую и апериодическую.

В момент включения невозбужденного генератора в сеть из-за большого падения напряжения в нём (ΔU_ген = I_{п.с/с 0}·x^’’_dq) происходит "посадка" напряжения в системе, которая тем больше, чем меньше разница мощностей генератора и системы. Остаточное напряжение в точке подключения генератора на параллельную работу может быть определено по следующим выражениям:

 на шинах генераторного распредустройства (на выводах генератора)

; (1.26)

 на шинах повышенного напряжения станции

, (1.27)

где  остаточное напряжение, о.е.; ,  сопротивления блоч-ного трансформатора и системы, о.е.

При включении генератора в систему "бесконечной" мощности ( = 0) "посадки" напряжения на шинах повышенного напряжения не будет (u _ост = u _с).

С учетом "посадки" напряжения в системе уравнительный ток в обмотке статора будет меньше определяемого по выражению (1.25).

Сверхпереходные сопротивления гидрогенераторов выше, чем у турбогенераторов. Поэтому при прочих равных условиях "бросок" уравни-тельного тока при включении по способу самосинхронизации у турбогене-раторов будет больше.

После затухания сверхпереходной составляющей тока уравнительный ток и падение напряжения в генераторе будут определяться его пере-ходным сопротивлением (х^'_d).

Свободная сверхпереходная составляющая тока статора затухает

очень быстро ( примерно на порядок меньше, чем ). Стендовые испытания генераторов показали, что в механическом отношении обмотка статора не реагирует на первый пик тока включения [6] и наибольшая деформация её наступает лишь спустя несколько периодов после включения, то есть когда сверхпереходная составляющая тока практически затухнет.

Протекание тока в обмотке статора, при наличии скольжения, индуцирует токи в роторных контурах, что обусловливает возникновение знакопеременного электромагнитного асинхронного момента [7], приближенное выражение которого имеет вид

, (1.28)

.

Чем симметричнее ротор (меньше разница между х^"_d и х^"_q ) и чем больше внешнее сопротивление, тем меньше m_{с/с 0 макс}. С этой точки зрения в лучшем положении находятся турбогенераторы с массивным ротором (для серийных турбогенераторов х^"_d/х^"_q » 0,7) и гидрогенераторы с успокоительными контурами по обеим осям (для серийных гидрогенераторов х^"_d / х^"_q » 0,9¸1,0).

Явнополюсные машины без успокоительных контуров (для серийных гидрогенераторов х^"_d / х^"_q » 0,45¸0,58) подвергаются большему влиянию знакопеременного момента в начале процесса самосинхронизации.

При включении генератора без успокоительных контуров в систему

"бесконечной" мощности (х_с = 0) максимальная величина знакопеременного момента при самосинхронизации практически равна величине момента

при трехфазном коротком замыкании за блочным трансформатором:

. (1.29)

Как правило, х_с ¹ 0, и поэтому электромагнитный момент при самосинхронизации всегда меньше электромагнитного момента при трехфазном коротком замыкании, на который генераторы должны быть рассчитаны, тогда как при ошибочном несинхронном включении он может превысить его (рис.1.4).

Электромагнитный асинхронный момент, оказывающий основное влияние на втягивание генератора в синхронизм, при работе с постоянным скольжением имеет две составляющие  постоянную и знакопеременную, изменяющуюся с двойной частотой скольжения.

Втягивание генератора в синхронизм осуществляется в основном под влиянием вращающего момента в установившемся асинхронном режиме при постоянном скольжении, состоящем из знакопеременных состав-ляющих, изменяющихся с двойной частотой скольжения, и постоянных составляющих. Постоянная составляющая определяет средний асинхрон-ный вращающий момент, который оказывает основное влияние на вхождение генератора в синхронизм. При синхронной частоте вращения (s = 0) он становится равным нулю. Чем больше его величина, тем легче частота вращения генератора достигает синхронной и тем легче протекает процесс втягивания генератора в синхронизм. Для обеспечения надёжного вхождения генератора в синхронизм необходимо, чтобы асинхронный момент генератора превышал избыточный вращающий момент, что имеет место, когда в процессе пуска частота вращения агрегата нарастает.

На рис. 1.5 показаны зависимости среднего асинхронного момента от скольжения для генераторов различных типов. Наибольшей величиной обладают турбогенераторы, имеющие массивный ротор. Поэтому процесс втягивания в синхронизм при включении методом самосинхрони-зации для них протекает более успешно, чем для гидрогенераторов, особенно без успокоительных обмоток. Для турбогенераторов даже при включении с большим скольжением (15¸20 %) он заканчивается успешно примерно через 2¸3 с.

Влияние знакопеременных составляющих момента на процесс втягивания генератора в синхронизм сказывается лишь при малых скольже-ниях, не превышающих 1,0 %. При больших же значениях скольжения их влияние становится ничтожно малым и им можно пренебречь.

При синхронной частоте вращения (s = 0) они трансформируются под влиянием явнополюсности генератора (Sх_d ¹ Sх_q) в реактивную составляющую электромагнитного момента ( m_р):

, (1.30)

где Sх_d = х_d + х_вн; Sх_q = х_q + х_вн  суммарное синхронное сопротивление генератора по продольной и поперечной осям соответственно; d₀  фазовый угол включения.

Эта составляющая момента и синхронный момент, появляющийся при наличии возбуждения m_с = (Е_q×U_с / Sх_d) sin d, обеспечивают втягивание генератора в синхронизм.

Способ самосинхронизации является основным для всех типов генераторов мощностью до 3 МВт включительно. При большей мощности его применение ограничивается допустимыми электродинамическими усилиями в обмотке статора. В этом случае включение генератора способом самосинхронизации рекомендуется только в том случае, когда переходная составляющая тока статора в момент включения не превосходит 3,5-кратного значения номинального тока, т.е. при условии I_п.о £ 3,5 I_ном.

Этому условию удовлетворяют практически все гидрогенераторы и турбогенераторы, работающие по схеме блока с повышающим трансформатором. Исключение составляют генераторы с непосредственным охлаждением, для которых способ самосинхронизации допустим только после проведения испытаний.

В соответствии с действующими Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей [16], генераторы, как правило, должны включаться в сеть способом точной синхронизации при введённой блокировке от несинхронного включения.

Способом самосинхронизации допускается включать генераторы, если это предусмотрено техническими условиями или специально согласовано с заводом-изготовителем.

При ликвидации аварий в энергосистеме разрешается включать способом самосинхронизации турбогенераторы мощностью до 220 МВт включительно и гидрогенераторы любой мощности 16. Турбогенераторы большей мощности способом самосинхронизации разрешается включать только при условии, что кратность сверхпереходного тока к номинальному, определённая с учётом индуктивных сопротивлений блочных трансформаторов и сети, не превышает 3,0.