Асинхронный режим работы генератора.

В энергосистемах возникают асинхронные режимы двух видов:

1) асинхронный режим с возбуждением;

2) асинхронный режим при потере возбуждения.

Первый режим возникает при нарушении устойчивости, когда угол между векторами напряжения двух источников меняется в пределах от 0 до 360°, т.е. имеют место несинхронные повороты ротора относительно статора.

Рассмотрим далее асинхронный режим при потере возбуждения генератора. При нарушении в системе возбуждения часто можно быстро устранить неисправность, в крайнем случае перейти на резервное (на электростанциях обязательно есть резервный возбудитель). Желательно оставить генератор в работе, пока ликвидируется неисправность или происходит переход на резервный возбудитель. Этот режим работы генератора без возбуждения в течение какого-то ограниченного времени и называется асинхронным режимом. Покажем, что он теоретически возможен.

При потере возбуждения синхронный момент исчезает с некоторой постоянной времени, генератор сбрасывает активную нагрузку до нуля. По мере уменьшения тормозящего момента на валу возникает избыточный момент, частота вращения генератора возрастает, впуск рабочего тела пока прежний, ротор вращается несинхронно со статором, и в замкнутых контурах ротора индуктируется переменный ток с частотой скольжения и создается асинхронный (тормозящий) момент. Асинхронный момент создается за счет взаимодействия вращающегося поля статора и токов, наведенных им в замкнутых контурах ротора и бочке ротора. Характер изменения асинхронного момента зависит от типа генератора, состояния обмотки возбуждения и т.д. Как известно, среднее значение М_ас от S определяется следующей зависимостью (рис. 1).

В свою очередь моментная характеристика турбины при изменении S и при неизменном впуске рабочего тела имеет падающий вид. Если же еще уменьшить впуск рабочего тела получим характеристику изменения Мт₁ Моменты турбины Мт и Мт₁ будут уравновешены возрастающим асинхронным моментом, возникает новый установившийся режим при некоторых скольжениях и . И если мы установим, что особых ограничений по таким режимам нет, то можно генератор оставить в работе.

Рис.1

Необходимо сделать замечание, что лишь условно можно считать, что асинхронный режим является устойчивым, т.к. Мас не остается постоянным, а пуль­сирует из-за одноосности обмотки возбуждения и неодинаковой магнитной про­водимости в продольной и поперечной осях генератора около среднего значения по закону:

М_ac = М_d sin²δ + M_q cos² δ,

где - угол сдвига продольной оси ротора относительно магнитного потока в зазоре; Мd и Мq- моменты на валу, соответствующие максимуму тока в продольной и поперечной осях.

График изменения Мас показан на рис.2.

Рис.2

Периодические изменения М_ac приводят к колебаниям мощности

5-7 % и скольжения генератора.

Допустимость асинхронного режима определяется, прежде всего, величиной S. Если генератор, ускоряясь после потери возбуждения, достигает критической частоты вращения (для турбогенераторов это соответствует скольжению 8-10 %), срабатывает автомат безопасности турбины, прекращает доступ пара в турбину, и генератор будет отключен от сети до наступления устойчивого асинхронного режима.

Быстродействующая разгрузка генератора (уменьшение момента турбины) после потери возбуждения уменьшает скольжение, и асинхронный режим окажется возможным.

Рассмотрим возможные неисправности в системе возбуждения генератора на примере электромашинной системы возбуждения (рис.3) (положение контактов АГП показано для нормального режима работы):

1 .Обмотка возбуждения ( OВ) разомкнута из-за ложной работы АГП или просто обрыва цепей.

2. Обмотка возбуждения замкнута на Rг (ложная работа АГП).

3. Обмотка возбуждения замкнута накоротко (цепи исправны, но не работает возбудитель, обмотка замкнута на малое сопротивление якоря возбудителя).

Рис.3

В соответствии с перечисленными состояниями OВ получим разные ха­рактеристики асинхронного момента (рис. 4).

Рис.4

При разомкнутой OВ токи частоты скольжения индуктируются в массиве ротора. По мере увеличения скольжения глубина проникновения токов уменьшается, активное сопротивление растет значительно больше, чем уменьшается реактивное сопротивление рассеяния, в результате пол­ное сопротивление ротора растет и обусловливает сравнительно пологий подъем моментной характеристики с увеличением скольжения (кривая 1).

Другой характер приобретает режим работы генератора при замкнутой обмотке возбуждения накоротко или на гасительное сопротивление. В этом случае процессы в роторе усложняются за счет индуктируемого в обмотке возбуждения однофазного переменного тока, имеющего частоту скольжения и создающего пульсирующее поле той же частоты. Поле, вращающееся против движения ротора с угловой частотой вращения ω_s, будет неподвижно относительно вращающегося поля статора и создаст тормозящий момент, который складывается с моментом от токов, индуктированных в массиве ротора полем статора, таким образом, асинхронный момент при том же скольжении значительно увеличится. Моментная характеристика асинхронного момента генератора становится «более жесткой» (кривая 3).

При замыкании OВ на гасительное сопротивление (3-5-кратное сопротивлению OВ) имеем некоторый промежуточный вариант (кривая 2).

Существует промежуточный режим у генераторов, имеющих систему возбуждения, выполненную на выпрямителях. Выпрямительное устройство, на которое замкнута обмотка ротора, пропускает ток в одном направлении. Поэтому переменный однофазный ток частоты скольжения, возникающий в обмотке возбуждения турбогенератора при асинхронном режиме, прерывается каждый полупериод при переходе тока через нуль, что эквивалентно периодическому размыканию и замыканию накоротко обмотки возбуждения. Происходит нежелательное периодическое резкое изменение асинхронного момента, режим еще опасен для изоляции обмотки ротора из-за перенапряжений, возникающих на обмотке и выпрямителях в момент обрыва цепи тока. Применяя постоянно включенное параллельно обмотке возбуждения сопротивление тиритового типа, значение которого зависит от приложенного напряжения, удается избежать этих неприятных последствий.

Следует отметить, что также характер изменения асинхронного момента зависит от типа и мощности генераторов: большую величину асинхронного момента имеют генераторы с косвенным охлаждением, у которых меньшие значения переходного и сверхпереходного реактивных сопротивлений, поэтому асинхронный режим этих генераторов давно использовался в энергосистемах. У генераторов ТГВ-200 максимальный асинхронный момент больше или равен номинальному синхронному, и генератор, потеряв возбуждение, спокойно переходит в асинхронный режим; необходимо лишь немедленно разгрузить его до допустимого значения асинхронной нагрузки. У ТГВ-300 даже в самом благоприятном случае при короткозамкнутой обмотке возбуждения максимальный асинхронный момент равен лишь 60% номинального синхронного. Для таких генераторов необходима установка быстродействующей релейной защиты, выявляющей асинхронный режим при потере возбуждения и блокирующих действия автомата безопасности турбины, если генератор должен быть оставлен в работе.

Рассмотрим также все ограничения асинхронного режима.

Переход турбогенератора в асинхронный режим сопровождается увеличением потребления реактивной мощности в системе. Генератор, потеряв возбуждение, во-первых, перестает выдавать в систему реактивную мощность, во-вторых, начинает потреблять из сети реактивный ток.

На рис.5 показана зависимость потребления реактивной мощности повышающим трансформатором блока ТГВ-300 при асинхронном ходе при различных состояниях цепи возбуждения.

Как и следовало ожидать, наибольшее потребление достигается при замкнутой накоротко обмотке возбуждения и составляет 1,6 Qр. Если соsφ_ном ⁼ 0,85, а номинальная реактивная мощность в относительных единицах равна 0,527, то наибольшее потребление составит 0,527·1,6 = 0,84 о.е. Учитывая, что в нормальном режиме генератор выдавал 0,527 о.е., суммарный дефицит реактивной мощности для энергосистемы в асинхронном режиме составит 0,84 +0,527 = 1,37 о.е. или 410 МВ*Ар. Если эта мощность не будет компенсирована сетью или другими турбогенераторами станции, напряжение на шинах станции понизится до 0,7 Uн (рис. 6) .

Рис.5

Рис.6

Переход генератора в асинхронный режим вызовет нарушение его устойчивости. Таким образом, чтобы конкретный генератор мог перейти в асинхронный режим при потере возбуждения, в системе должен быть резерв реактивной мощности, т.е. другие генераторы в предшествующем режиме должны работать с неполной реактивной нагрузкой. Иначе только на время форсировки возбуждения (30с) режим этот окажется возможным. В любом случае снижение напряжения в асинхронном режиме наблюдается, и собственные нужды блока, оставленного в работе при потере возбуждения, должны быть переведены на резервное питание.

Покажем, как меняется ток в обмотке статора генератора в асинхронном режиме. Величина его в начале перехода в асинхронный режим, т.е. при S = 0, определяется напряжением сети и суммой реактивных сопротивлений внешнего и синхронного сопротивления генератора. Этот ток равен (0,4-0,6) I_ном. При увеличении S потребление тока увеличивается из-за увеличения асинхронной нагрузки, и ток статора растет (рис.7).

Рис.7

На основании многочисленных экспериментальных исследований установили, что ток в обмотке статора генератора в асинхронном режиме не должен превышать 1,1 I_ном, и этим определяется необходимость снижения нагрузки в асинхронном режиме.

В асинхронном режиме в замкнутых контурах ротора индуктируются токи частоты скольжения. По мере увеличения S глубина проникновения их уменьшается, потери растут, причем, как и при несимметричном режиме, распределение их по поверхности ротора неравномерно. Наибольшие потери имеют место в торцевой зоне, и поэтому именно там наибольшие температуры, ограничивающие асинхронную мощность генератора. Потери в роторе в асинхронном режиме должны быть не выше потерь при номинальном синхронном режиме ΔP_acx ≤ ΔP_{возб ном} . Так как потери в асинхронном режиме связаны с нагрузкой ΔP_acx = S·P_асх, то допустимая нагрузка генератора в асинхронном режиме по критерию потерь определяется как P_acx = ΔP_{возб ном}/S.

Как и в несимметричном режиме, наибольшие потери возникают в массиве ротора, а наименьшие в обмотке возбуждения.

На рисунках 5,6,7 показаны по три характеристики, соответствующие разным авариям в системе возбуждения. Как видно, наиболее неблагоприятный по последствиям случай замыкания обмотки возбуждения генератора накоротко, хотя в этом случае и наибольшие значения асинхронного момента. Очевидно, что лучше иметь промежуточный вариант, и при асинхронном режиме желательно во всех случаях включать параллельно обмотке возбуждения гасительное сопротивление.

ПТЭ разрешают работу в асинхронном режиме:

для генераторов с косвенным охлаждением в течение 30 мин с нагрузкой не бо­лее 60 % номинальной;

для генераторов с непосредственным охлаждением в течение 15 мин с нагрузкой (40 -55)% номинальной.

Явнополюсные машины (гидрогенераторы) без демпферных обмоток не могут развивать большого асинхронного момента (не больше 0,5-0,6 номинального), поэтому при потере возбуждения значительно увеличивают частоту вращения и уменьшают нагрузку почти до нуля. Такие генераторы при потере возбуждения должны отключаться. У мощных гидрогенераторов (например, гидрогенераторов Красноярской ГЭС) установлены мощные демпферные системы. Работа таких гидрогенераторов в асинхронном режиме разрешается в течение 10 минут с нагрузкой 30% от номинальной.

Итак, при потере возбуждения генератора должны быть выполнены следующие мероприятия (устройствами релейной защиты, автоматики, эксплуатационным персоналом):

-выявить асинхронный режим (релейная защита действует на отключение, если он невозможен или недопустим, или на сигнал);

-разгрузить турбину;

-одновременно отключить АГП и переключить обмотку возбуждения на Rг;

-обеспечить работу системы собственных нужд;

-контролировать Q, I_р других генераторов;

-обеспечить устойчивость энергосистемы;

-ограничить время асинхронного режима;

-устранить неисправность системы возбуждения либо перейти на резервный возбудитель.

ЛЕКЦИЯ 7

КРАТКОВРЕМЕННЫЕ СИММЕТРИЧНЫЕ ПЕРЕГРУЗКИ ГЕНЕРАТОРОВ.

Кратковременные перегрузки генератора возникают чаще всего при работе устройств автоматики: АПВ, АВР, АРВ, ФВ, при асинхронном режиме и допускаются довольно в широких пределах, так как причина такой перегрузки устраняется сама собой после действия этих устройств автоматики.

При определении допустимых перегрузок учитывают систему охлаждения Г, его конструктивные особенности. Для Г с непосредственным охлаждением водой, например, учитывается недопустимость вскипания воды при перегрузках. При перегрузке роторной обмотки очень важно не превысить наибольшую разность температур между медью обмотки и сталью бочки ротора, при которой могут возникнуть остаточные деформации стержней обмотки.

Для анализа режима перегрузки рассматривают классическое уравнение нагрева проводника, учитывающее нагрев проводника и отвод тепла с поверхности проводника в окружающую среду. Напомним это уравнение:

Р dt = mc dτ + kFτ dt,

где Р- потери в проводнике, Вт; t –время нагрева, с; m-масса проводника, кг;

с- удельная теплоемкость, Вт∙с/кг∙град; τ- превышение температуры проводника над температурой окружающей среды, град.; k- коэффициент теплоотдачи с поверхности проводника, Вт/м²∙град; F– поверхность проводника, м².

Решение этого уравнение представлено на рис.1. Получили зависимость между τ и t:

τ=(I²R /kF)∙ (1- exp (-t/T)).

Наибольшее значение получаем в установившемся режиме. Зная θ _{н доп} и θ_{0 доп} ( из ПУЭ), определяем τ _{н доп ,} и на основании формулы I _доп= √kFτ_{н доп} /R для каждого проводника определяют допустимый ток и номинальный ток для аппаратов.

При перегрузке токами I₁>I₂>I_ном, получим соответствующие кривые ( 1 и 2) изменения τ во времени.

Если задать при перегрузке допустимую температуру нагрева несколько больше (на Δτ _пред), чем τ _{н доп} из-за того, что процесс кратковременный, можно по графику определить для каждого значения тока перегрузки величину допустимого времени. График является качественной иллюстрацией.

Рис. 1

Для того, чтобы определить конкретные значения допустимого времени для каждой кратности перегрузки по току, запишем уравнение нагрева проводника для добавочных потерь (ΔР) при перегрузке. Так как режим перегрузки кратковременный, можно полагать, что все тепло добавочных потерь идет на нагрев проводника и не успевает отводиться в окружающую среду.

ΔР dt = mc∙dΔτ = γlqc∙dΔτ.

При этом Р = I²R = (j²-j² _нач)∙q²∙ρl /q ( выразили ток через плотность тока j и сечение проводника q , сопротивление R через удельное сопротивление ρ, сечение и длину проводника, массу – через плотность γ).

Если начальная плотность тока равна номинальной, получим уравнение:

j² _ном( k²j-1) dt = (cγ/ρ)∙dΔτ , здесь k _j - кратность перегрузки.

Интегрируя, получаем j²_ном= (k²_j -1)∙t =(cγ/ρ)∙Δτ

Если задать Δτ = Δτ_пред, то правая часть уравнения представляет собой константу ,т.е.

J² _ном (k²₁ -1) ∙t₁ = j² _ном(k²₂ -1) ∙t₂ =……=const

Используя это соотношение, можно по допустимой длительности известной перегрузки определить допустимую длительность любой перегрузки:

t _{доп n}= t_{доп 1}(k²₁ -1) / (k²_n-1)

Это выражение можно применить как для обмотки статора, так и ротора.

Для генераторов с косвенным охлаждением статора и ротора допустимая длительность полуторакратной перегрузки статора составляет 2 мин, тогда допустимая длительность перегрузки другой кратности n

t _{доп n} = 120 (2,25 -1) / (k² _n -1) = 150 / (k² _n -1).

В генераторах с непосредственным охлаждением обмоток имеет место неравномерный нагрев охлаждающей среды по ходу обмотки. С учетом данного фактора, а также с увеличением постоянной времени для турбогенераторов типа ТГВ.ТВВ и ТВМ устанавливается длительность полуторакратной перегрузки не две, а одну минуту. В этом случае

t _{доп n} = 60 (2,25 -1) / ( k² _n -1).

Для роторов генераторов с косвенным охлаждением обмотки допустимая длительность двухкратной перегрузки составляет 30 с, для роторов генераторов с непосредственных охлаждением допустимая длительность двухкратной перегрузки установлена в 20 с, для генераторов 800 МВТ- 15 с, для генераторов 1000-1200 МВт – 10 с. Пользуясь полученными соотношениями, можно определить допустимую длительность любой другой перегрузки.

ЛЕКЦИЯ 8.

ПУСКОВЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГЕНЕРАТОРОВ.

Включение генератора в сеть на параллельную работу с другими генераторами называется синхронизацией. Как известно, есть два способа синхронизации: точная синхронизация и самосинхронизация. При точной синхронизации генератор разворачивается турбиной, возбуждается и перед включением генератора в сеть проверяется выполнение следующих условий:

Uг=Uс, fг=fс, угол в момент включения δ=0. Такое включение не сопровождается значительным уравнительным током, однако по сравнению с самосинхронизацией время включения генератора больше, и автоматическое устройство для точной синхронизации сложнее. При ошибочной работе устройства может произойти включение при δ=180° . Уравнительный ток в этом случае значительно превышает даже ток к.з. на выводах генератора.

При самосинхронизации генератор может быть включен быстрее, автоматическое устройство для самосинхронизации- проще. Суть метода- генератор разворачивается турбиной до частоты вращения, близкой к синхронной, включается в сеть и только затем возбуждается. Втягивание в синхронизм происходит за счет электрических моментов, возникающих в генераторе (асинхронного, реактивного- у гидрогенераторов-, а затем и синхронного. Включение генератора всегда сопровождается уравнительным током, величина которого определяется по формуле: Iур = Uс/ (X″d+ Xс), о.е. Хотя уравнительный ток меньше тока трехфазного к.з. на выводах генератора, наличие этого тока при включении является существенным недостатком метода самосинхронизации.

Согласно ПТЭ: Генераторы, как правило, должны включаться в сеть способом точной синхронизации.

При использовании точной синхронизации должна быть введена блокировка от несинхронного включения.

Допускается использование при включении способа самосинхронизации, если это предусмотрено техническими условиями или согласовано с заводом – изготовителем.

При ликвидации аварии (требуется быстродействие) турбогенераторы мощностью до 220 МВт и все гидрогенераторы разрешается включать способом самосинхронизации.

Турбогенераторы большей мощности разрешается включать этим способом при условии, что кратность сверхпереходного тока к номинальному, определенная с учетом индуктивных сопротивлений блочных трансформаторов и сети, не превышает 3,0.

Далее идет набор нагрузки.

ПТЭ: Скорость повышения нагрузки турбогенератора после его включения в сеть в нормальных условиях ограничивается турбиной.

Для турбогенераторов, обычно, 250 -300 кВт/мин при первом нагружении и