книги из ГПНТБ / Грудинский, П. Г. Техническая эксплуатация основного электрооборудования станций и подстанций

При активной нагрузке ниже номинальной генератор может принять на себя реактивную нагрузку, превосхо­ дящую ту, которую он может нести в номинальном режиме. Фактором, определяющим верхний предел реактивной на-

Рис. 5-3. График зависимости предельной мощности генератора от cos ф.

грузки для каждого пониженного значения активной на­ грузки, является ток ротора, который не должен превосхо­ дить тока номинального режима. Наибольшую реактивную нагрузку генератор может нести в том случае, если активная нагрузка равна нулю.

При работе с cos ф = 1 и недовозбуждением во избе­ жание выпадения генератора из синхронизма при посадках

Согласно ГОСТ 183-66 электрические машины перемен­ ного тока с поверхностным охлаждением должны без повреждения и остаточных деформаций выдерживать в на­ гретом состоянии ток, равный 150% номинального, в тече­ ние 2 мин.

150

Если задаться условием сохранения равенства дополнительного превышения температуры обмотки при разных перегрузках и принять, что выделенное в обмотке тепло полностью пойдет только на ее нагрев, то допустимая длительность, мин, при других кратностях перегрузки

Угенераторов с непосредственным охлаждением потери

вобмотках от тока значительно выше, чем у машин с по­ верхностным охлаждением. Кроме того, обмотки с непосред­ ственным охлаждением более чувствительны к смещениям при их нагреве. Поэтому допустимая длительность их перегрузки током 1,5 номинального снижена до 30 с.

Перегрузка обмоток током даже при разрешенной про­ должительности приводит к возрастанию их температуры сверх допустимой, что вызывает ускоренное старение изо­ ляции. Поэтому кратковременные перегрузки генераторов

икомпенсаторов (табл. 5-3) допускаются только при ава­ риях в энергосистеме.

* При работе с перегрузкой 10 % по току более 10 мин требуется повы« шение давления водорода не менее чем на 0,5 кгс/см*.

Кратность перегрузки определяется как отношение тока перегрузки к току, длительно допустимому при фактически имеющихся температуре и давлении охлаждающей среды.

Для генераторов с поверхностным охлаждением одно­ временно с перегрузкой по току статора допустима и необ­ ходимая при этом перегрузка по току ротора. При форси-

151

ровке возбуждения двукратная к номинальному току ротора перегрузка разрешается в течение 50 с. Для об­ мотки ротора с непосредственным охлаждением допустимы:

Снятие перегрузки роторов с непосредственным охлаж­ дением должно, как правило, производиться автоматически.

5-4. Несимметричные режимы работы генератора

Несимметричный режим, характеризуемый неравенст­ вом токов в фазах обмотки статора генератора, вызывается наличием мощных однофазных нагрузок, например одно­ фазных печей, электротяговых нагрузок, или возникает при обрыве провода линии электропередачи или оши­ новки ОРУ, при отключении одной фазы выключателя с пофазным управлением, при работе генератора через неполнофазную трансформаторную группу и при несим­ метричных к. з.

При несимметричном режиме в токе статора появляется составляющая обратной последовательности, которая вы­ зывает магнитный поток, вращающийся относительно ро­ тора с двойной угловой скоростью. Этот поток наводит в бочке ротора токи двойной частоты, вызывающие допол­ нительные потери в элементах ротора и их нагрев (рис. 4-12).

Магнитное поле обратной последовательности вызывает также повышение вибрации, причем большее у машин с явновыраженными полюсами. Поэтому для турбогенера­ торов, имеющих неявнополюсные роторы, допустимая несимметрия нагрузки в основном определяется нагревом элементов ротора, а для машин с явновыраженными полю­ сами с учетом как теплового, так и механического воздей­ ствия.

Эквивалентная глубина проникновения в бочку ротора вихревых токов с частотой 1 0 0 Гц невелика и составляет несколько миллиметров в зубцах и около 1— 1 ,7 см в клиньях. По этой причине эквивалентное

активное сопротивление ротора току двойной частоты значительно и дополнительные потери в бочке ротора от несимметрии тока статора

152

могут достигнуть больших значений. Для ряда турбогенераторов с непо­ средственным охлаждением обмоток эти потери соизмеримы с номиналь­ ными потерями на возбуждение уже при токе обратной последователь­ ности / 2 « 0,22 X / ном, а при / 2 = / ном превышают их в 15—20 раз [Л. 5-2]. К тому же дополнительные потери распределяются вдоль ротора неравномерно. Наиболее высокий нагрев зубцов и клиньев они вызы­ вают в зонах, ближайших к торцам ротора, и в бандажах, насаженных непосредственно на бочку без изоляции, где вихревым токам прихо­ дится преодолевать повышенные сопротивления переходных контактов между клиньями и зубцами, между бандажом и посадочным местом на роторе.

Длительная работа с несимметричной нагрузкой допу­ стима, если разность токов в фазах не превышает 10% номинального тока для турбогенераторов и 20% для гидро­ генераторов и синхронных компенсаторов. При этом ни в одной из фаз ток не должен превышать номинального значения. При указанном неравенстве ток обратной после­ довательности будет равен примерно 5—7% тока прямой последовательности для турбогенераторов и 10—12% для гидрогенераторов.

Большая величина несимметрии для гидрогенераторов и синхронных компенсаторов допускается потому, что дополнительные потери при несимметричной нагрузке в роторах с явновыраженными полюсами меньше, чем в рото­ рах турбогенераторов.

При больших значениях тока обратной последователь­ ности / 2, имеющих место при несимметричных к. з., непол­ нофазном включении или отключении выключателя и т. д., помимо недопустимого нагрева обмотки ротора может про­ изойти оплавление и даже расплавление клиньев в пазах ротора, оплавление посадочных мест бандажных колец на бочке ротора и, в конечном счете, тяжелое повреждение ротора. Поэтому продолжительность воздействия больших токов обратной последовательности должна быть строго ограничена и в зависимости от типа генератора определяется из условия (критерия термической стойкости ротора): 14 sg 30 — для генератора ТВ2, 15 — для ТВФ и 8 — для ТВВ и ТГВ.

Как показывают расчеты, в зависимости от места замы­ кания (на выводах генератора или за трансформатором) продолжительность несимметричного к. з. не должна быть более: 2—4 с для турбогенераторов ТВ2, 2—2,4 для ТВФ

и1,4—1,7 с для ТВВ.

Вслучае появления на генераторе недопустимой несим­ метричной нагрузки в результате производившегося пер­ соналом неполнофазного включения (или отключения) вы­

153

клю чателя следует произвести немедленно отклю чение (вкл ю ­ чение) этого выключателя. Если несимметричная н агрузка

появилась в результате неполнофазного отключения выклю­ чателя от защиты, следует попытаться повторить отключе­ ние выключателя вручную. В более сложных случаях, когда причина появления несимметрии неясна, следует снизить активную и реактивную нагрузку генератора до значения, при котором разность фазных токов уменьшится до допустимой (до 10—20% / ном). Если в течение 2 мин устранить или снизить несимметрию до допустимого зна­ чения не удается, то генератор во избежание его поврежде­ ния должен быть отключен от сети.

5-5. Асинхронный режим работы генератора

При потере возбуждения из-за неисправности возбу­ дителя, расцепления полумуфт между ротором и возбу­ дителем, обрыва в цепи ротора, случайного отключения АГП и любой другой причине генератор переходит в асин­ хронный режим. При этом по мере уменьшения магнитного потока, создававшегося до этого током в обмотке ротора, генератор начинает потреблять реактивную мощность из сети. Равновесие между уменьшающимися до нуля син­ хронным электромагнитным моментом и вращающим мо­ ментом турбины нарушается, и частота вращения генера­ тора начинает возрастать сверх синхронной. Под воздей­ ствием магнитного поля от тока статора в зубцах и клиньях ротора и в его обмотке, если она остается замкнутой на возбудитель или замкнется на сопротивление самосинхро­ низации, появятся токи с частотой скольжения. Магнитный поток от этих токов, взаимодействуя с магнитным полем статора, создает тормозящий асинхронный момент, что обеспечивает выдачу генератором активной мощности в сеть в асинхронном режиме.

Асинхронный тормозящий момент с увеличением сколь­ жения ротора возрастает. Когда он станет равным вращаю­ щему моменту турбины, дальнейшее повышение скольже­ ния прекратится. Наступит установившийся асинхронный режим.

Реагируя на увеличение частоты вращения регулятор скорости турбины сокращает поступление пара (воды) и тем самым уменьшает активную мощность. Поэтому, как правило, в результате потери возбуждения активная мощ­ ность на генераторе снижается.

154

Если при увеличении асинхронного тормозящего момента скольжение изменяется мало-(«жесткая» кривая асинхрон­ ного момента), а максимальный асинхронный момент, развиваемый генератором, достаточно велик, то устано­ вившийся асинхронный режим наступает при небольшом скольжении и уменьшение активной мощности невелико.

Турбогенераторы типов ТВФ, ТВВ и ТГВ в области малых скольжений имеют жесткую характеристику асинхронного момента. При работе без возбуждения с ак­ тивной нагрузкой 0,5—0,6 номинальной даже при разом­ кнутой обмотке ротора скольжение у них не превышает 0,3—0,8/6. Потери в роторе при этом составляют 0,3—0,9 номинальных потерь на возбуждение, а ток статора около 1,0—1,15 номинального.

Но максимальный асинхронный момент у турбогенера­ торов с непосредственным охлаждением значительно ниже, чем у машин с косвенным охлаждением. Поэтому потеря возбуждения у них при нагрузках, близких к номинальным, сопровождается повышенными скольжением и током ста­ тора. Из-за повышения частоты вращения до недопусти­ мых пределов может произойти отключение турбины от автомата безопасности. Для исключения этого на турбинах 300 МВт начали применять быстродействующие электрогидравлические приставки к регуляторам, удерживающие скорость вращения агрегата в допустимых пределах.

Переход турбогенератора в асинхронный режим при нагрузках, близких к номинальной, может сопровождаться снижением напряжения на выводах машины до 70% и даже ниже. При этом резко уменьшается производитель­ ность механизмов с. и., питающихся по ответвлению от гене­ ратора или от шин, непосредственно связанных с ним, что может привести к погашению котла и останову блока. Этого можно избежать, если предусмотреть для таких случаев перевод питания шин с. и. с рабочего питания на резервное. Однако, учитывая необходимость быстрого сня­ тия перегрузки генератора по току статора, более эффек­ тивно внедрение автоматического снижения нагрузки тур­ бины до величины, допустимой для асинхронного режима, что одновременно уменьшит и посадку напряжения.

Токи, появляющиеся в зубцах, клиньях и бочке ротора при асинхронном режиме турбогенератора, вызывают на­ грев ротора. Чем больше скольжение, тем выше нагрев, так как из-за вытеснения токов к поверхности эквивалент­ ное сопротивление ротора растет. Распределение потерь

153

по ротору становится более неравномерным. В результате возможно появление недопустимых местных нагревов на роторе, особенно в торцевых зонах бочки ротора.

При повышенном скольжении ток статора может значи­ тельно превышать номинальное значение, что может при­ вести к перегреву обмотки статора.

Из-за возрастания результирующей магнитной индук­ ции в торцевых областях турбогенератора при потере возбуждения увеличивается нагрев крайних пакетов стали и конструктивных элементов торцевых зон статора. Осо­ бенно сильно это проявляется в турбогенераторах с непо­ средственным охлаждением, в которых из-за высоких ли­ нейных токовых нагрузок статора нагрев крайних пакетов стали и элементов в торцевых зонах, несмотря на примене­ ние элементов из немагнитных материалов, экранов, разрез­ ных зубцов крайних пакетов стали, интенсификации охлаж­ дения ит. д., оказывается выше, чем в генераторах с косвен­ ным охлаждением, и ограничивает нагрузку машин в режи­ мах с недовозбуждением, а в генераторах типа ТГВ-200 даже в режиме перевозбуждения при коэффициенте мощности, близком к единице.

В асинхронном режиме в обмотке ротора наводится напряжение. Если обмотка разомкнута или включена не на электромашинный возбудитель, а на вентильную си­ стему возбуждения, исключающую протекание тока обрат­ ной полярности, то при больших скольжениях наведен­ ное напряжение может достигнуть опасной для обмотки и вентилей величины. Это особенно опасно в гидрогенера­ торах, где отношение числа витков обмоток возбуждения и статора значительно выше, чем в турбогенераторах, а экра­ нирующее действие стали ротора слабее. Кроме того, при разомкнутой обмотке среднее значение асинхронного мо­ мента меньше, а скольжение больше, чем при замкнутой. Поэтому при переводе генератора в асинхронный режим обмотку ротора необходимо автоматически или ручным отключением АГП замыкать на активное сопротивление (самосинхронизации или гасительное).

Использование асинхронного режима для оставления в работе генератора при потере возбуждения хотя бы на время, необходимое для перевода на резервное возбужде­ ние, позволяет в большинстве случаев избежать аварийных остановов генераторов из-за неисправности возбуждения, что особенно ценно для мощных блоков на тепловых элек­ тростанциях. Но во избежание указанных выше нежела­

156

тельных последствий при этом необходимо соблюдать сле­ дующие условия:

1. Активная нагрузка должна быть снижена до: 50—70% номинальной для турбогенераторов с косвенным охлажде­ нием; 55% номинальной для турбогенераторов типа ТВФ мощностью 60 и 100 МВт с номинальным напряжением 10,5 кВ; 40% номинальной для турбогенераторов типа ТВФ на 6,3 кВ и типов ТВВ, ТГВ.

Снижение нагрузки до указанных величин целесооб­ разно осуществлять автоматически, а вручную лишь до внедрения автоматики за время не более 2 мин. При этом снижение нагрузки до 60% номинальной должно быть выполнено не более чем за 1 мин для турбогенераторов типа ТВФ и примерно 30 с для турбогенераторов типа ТВВ

иТГВ.

2.Продолжительность работы турбогенератора в асин­ хронном режиме с учетом времени разгрузки не должна быть больше:

30мин для турбогенераторов с косвенным охлаждением

имашин типа ТВФ мощностью 60 и 100 МВт с номинальным напряжением 10,5 кВ;

15 мин для машин типа ТВВ и ТГВ.

В гидрогенераторах из-за большого скольжения (3—5%), обусловленного меньшим, чем в турбогенераторах, асин­ хронным моментом, при асинхронном режиме быстро пере­

гревается успокоительная обмотка. Из-за меньшего, чем у турбогенераторов, индуктивного сопротивления обмотки ток статора даже при отсутствии активной нагрузки будет равен или превысит номинальный, тогда как в турбогене­ раторах при этом он составит только половину номиналь­ ного. Поэтому длительная работа гидрогенераторов в асин­ хронном режиме не допускается и при потере возбуждения они отключаются специальной защитой или защитой от токовой перегрузки статора.

Появление асинхронного режима из-за потери напряже­ ния возбуждения обнаруживается по следующим признакам: ток статора возрос и колеблется в умеренных пределах около среднего возросшего значения; напряжение статора понизилось на 15—30% и больше и незначительно колеб­ лется, стрелка ваттметра реактивной мощности отклони­ лась в сторону нуля до упора, что указывает на потребление реактивной мощности из сети; активная мощность пони­ зилась; ток ротора снизился до нуля и может колебаться в умеренных пределах около нуля; напряжение возбужде­

157

ния снизилось до нуля, может колебаться около нуля в больших пределах или остаться на прежнем уровне.

При потере возбуждения необходимо снизить активную нагрузку и ток статора до допустимых значений и попы­ таться доступными со щита управления средствами (изме­ нением положения штурвала шунтового реостата, воздей­ ствием на корректор и компаундирование и т. д.) восста­ новить возбуждение.

Если сделать это не удается, следует перейти на резерв­ ное возбуждение с отключением на время перехода АГП.

В отличие от случая полной потери возбуждения асин­ хронный режим, наступающий при выпадании генератора из синхронизма из-за .недостаточного возбуждения или в результате появления качаний в системе, сопровождается другими признаками. При таком режиме ток статора колеб­ лется от нуля до упора. Сильно колеблются напряжение статора, активная и реактивная нагрузка. Ток и напряже­ ние возбуждения колеблются в меньших пределах около прежнего уровня.

В этом случае следует восстановить синхронизм увели­ чением тока возбуждения и снижением активной нагрузки до значений, допустимых в асинхронном режиме при полной потере возбуждения. Если генератор не войдет в синхро­ низм, следует действовать по указаниям местной инструкции.

5-6. Работа генераторов в режиме синхронного компенсатора

В ряде случаев для поддержания необходимого уровня напряжения в системе целесообразно генераторы исполь­ зовать в качестве синхронных компенсаторов. Такая воз­ можность возникает в ночные, воскресные и праздничные разгрузки электростанции по активной мощности и, кроме того, на гидростанциях в периоды малых расходов воды в реках, а на тепловых электростанциях при их разгрузке из-за низких технико-экономических показателей агрегатов или на время срабатывания паводковых вод гидростанци­ ями, а также при длительном ремонте турбины или котла, обеспечивающего ее паром.

Включенный в сеть генератор переводится в режим синхронного компенсатора прекращением подачи в турбину энергоносителя (пара или воды). На гидротурбине затем срывается вакуум, а если рабочее колесо расположено ниже уровня воды в нижнем бьефе, то дополнительно про­

1 Г > 3

изводится отжатие воды давлением воздуха из ресиверов. Удаление воды из области рабочего колеса сокращ ает до минимума потери на его вращение.

Длительное вращение паровых турбин (за исключением некоторых типов мощностью менее 6 МВт) в беспаровом режиме не допускается из-за возможности перегрева лопа­ ток на последних ступенях ротора. В последнее время для устранения перегрева лопаток применяют схемы подачи небольшого количества пара через промывочное устройство турбины, что позволяет, не отключая генератор от сети, оставлять турбину на полных оборотах при закрытом сто­ порном клапане. Указанное усовершенствование, внедрен­ ное в целях экономии топлива на пуски турбин, останавли­ вавшихся до этого на период ночных и воскресных разгру­ зок, одновременно позволило использовать мощные турбо­ генераторы в качестве синхронных компенсаторов без отсоединения от турбины.

Регулирование реактивной нагрузки на генераторе, переведенном в режим компенсатора, производится изме­ нением тока в роторе. При этом токи статора и ротора не должны быть выше допустимых по режимной карте, при­ чем, как правило, ограничивает максимально разрешаемую нагрузку ток ротора. Работа с недовозбуждением (потреб­ ление реактивной мощности из сети) разрешается только после испытания, при котором определяется нагрев крайних пакетов активной стали и конструктивных элементов в зоне лобовых частей.

В случае использования турбогенератора в качестве синхронных компенсаторов при длительном простое тур­ бины в ремонте или по другим причинам полумуфты между генератором и турбиной рассоединяются. Установкой спе­ циальных упоров ограничивается осевое перемещение ро­ тора генератора. Это делается для того, чтобы разбег ротора был меньше зазоров между вентиляторами и диффузорами и между полумуфтами. В турбогенераторах с торцевыми уплотнениями и двусторонней системой вентиляции роль упоров выполняют уплотнения. Смазка подшипников гене­ ратора производится от одного из двух резервных маслонасосов турбины с установкой заглушек на напорные мас­ лопроводы к подшипникам турбины. Если на турбине имеется только один резервный маслонасос, то устанав­ ливается дополнительный маслонасос для генератора.

Пуск отсоединенного от турбины генератора может быть выполнен подобно асинхронному двигателю включе-

159