Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Основы эксплуатации электрооборудования. Учебное пособие.pdf
3. Эксплуатация генераторов и их вспомогательных систем
ротора (Iв), cos φн, частота (f), температура (t
) и давление (P
охл
) охлаж-
охл
дающей среды.
При длительном установившемся режиме все указанные параметры
должны поддерживаться неизменными. В практике эксплуатации допускается отклонение параметров в некоторых пределах. Согласно ПТЭЭС
номинальная мощность генераторов при номинальном коэффициенте
мощности и номинальная мощность синхронных компенсаторов должны
сохраняться при одновременных отклонениях напряжения до ±5 % и частоты до ±2,5 % номинальных значений при условии, что при работе
с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных
значений отклонений напряжения и частоты не превышает 6 %, если
в стандартах на отдельные типы машин не оговорены иные условия по отклонению напряжения и частоты.
Наибольший ток ротора, полученный при работе с номинальной
мощностью и при отклонениях напряжения в пределах ±5 %, длительно
допустим при работе с номинальными параметрами охлаждающих сред.
Для всех генераторов и синхронных компенсаторов наибольшее рабочее напряжение должно быть не выше 110 % номинального. При напряжении выше 105 % допустимая полная мощность генератора и синхронного компенсатора должна быть установлена в соответствии с указаниями
инструкций завода-изготовителя или по результатам испытаний.
При напряжении на генераторе или синхронном компенсаторе ниже
95 % номинального ток статора должен быть не выше 105 % длительно
допустимого.
Температура меди и стали статора считается неизменной, если ее
отклонения не превышают 1 °С в течение 1 ч. Температура охлаждающей
среды считается постоянной, если для газа она отклоняется не более 1 °С
за 1 ч и 0,5 °С за 1 ч для жидкости.
Допустимый диапазон изменения нагрузок генератора удобно находить из диаграммы мощностей для ненасыщенного генератора (рис. 8),
построение которой основано на диаграммах ЭДС и токов возбуждения
синхронного генератора (рис. 9). Векторы мощностей получены умножением векторов напряжений на ток статора [7, 8].
I = U/Xd .
Вектор ОА – полная мощность машины (S), проекция на ось ординат –
активная ее составляющая при cos φ
номинальная реактивная мощность Q
(Р
). Проекция ОА на ось абсцисс –
н
н
.
н
Эти номинальные значения Pн и Qн генератор должен развивать в течение ресурса при номинальных условиях охлаждения (температура газа,
масла, дистиллята на входе и выходе, давление и чистота водорода).
51
Основы эксплуатации электрооборудования
E
H
B
P
A
D
A
F
–
P
P
A
φ
φ
I
E
f
IX
E
q
X
X
Чистота водорода хуже 97 % приводит к уменьшению теплоотводящей способности, а при чистоте 75 % возникает опасность образования
взрывоопасной смеси.
δ = 90о
cos φ = 1
C
'
cos φ = 0,85
G
G'
турб.м
φ
Q = 0,5UI
δ
O
+Q = 0,8UI
cos φ = 0
Рис. 8. Диаграмма мощностей синхронного генератора
Q
i
iо
i
н
δ
δ
q
U
d
φ
2
U
U
d
O
UI
UI cos
UI sin φ
Q
Рис. 9. Векторные диаграммы ЭДС и токов возбуждения
Напряжение генератора должно быть практически симметричным
и синусоидальным, т. е. напряжение обратной последовательности не
должно превышать значения 1 %, а коэффициент несинусоидальности (Д)
не должен превышать 5 % .
2
/Д UUy
,
1
52
3. Эксплуатация генераторов и их вспомогательных систем
где U1 – напряжение основной частоты; Uy – напряжение частоты (гармоник) y-го порядка.
Отклонения напряжения статора допускаются в пределах ±5 %.
Генератор должен длительно работать с полной мощностью, при 95 %
напряжения повышается ток статора, а при 105 % – ток ротора.
Повышение напряжения статора сверх 105 % опасно, так как из-за
большого насыщения стали современных генераторов даже незначительное повышение напряжения приводит к возрастанию магнитной индукции,
увеличению в несколько раз потоков рассеяния и появлению в ребрах корпуса паразитных токов, что провоцирует их перегрев и даже оплавление.
Влияние изменений частоты на потери и нагрев генераторов сказываются при больших ее отклонениях (> ±2,5 %). При понижении частоты
потери в стали уменьшаются, но ухудшается охлаждение водородом, повышается нагрев и приходится снижать мощность.
При повышении частоты растут потери в стали, но улучшаются условия охлаждения, поэтому только при значительных повышениях частоты
(> 2,5 %) возникла бы необходимость уменьшения мощности.
ПТЭЭС разрешают изменения частоты в нормальном режиме ±0,2 %,
что не требует изменения нагрузки.
Значительное влияние на работу генератора оказывают изменения
cos φ (рис. 8).
На участке окружности АD в режимах с пониженными cosφ машина,
ограниченная током ротора, может выдавать лишь пониженную полную
мощность при снижении тока статора из-за сильного размагничивающего
влияния реакции статора. При учете насыщения эта мощность еще уменьшается. Таким образом, в чисто компенсаторном режиме генератор способен развивать только около 70 % мощности.
При работе с повышенными cosφ (от номинального до 1,0) полная
мощность ограничена турбиной (конец вектора ОА будет перемещаться по
прямой АВ). Если турбина способна повышать мощность сверх номинальной (например, типы КО, KОO), то границу мощности показывает участок
окружности АА' диаграммы.
При работе в емкостном квадранте (влево от прямой ОВ) активная
мощность генератора ограничивается запасом в 10 % статической устойчивости его работы в области низких cos φ (кривая G'F) и нагревом крайних
пакетов стали и элементов торцевых зон при недостаточной компенсации
потока реакции статора потоком ротора (кривая GG').
Работа в режиме недовозбуждения практикуется в энергосистемах
в часы провала нагрузок из-за избытка реактивной мощности в системе
и невозможности кратковременных остановок генераторов. Такой режим
53
Основы эксплуатации электрооборудования
осуществим только при автоматическом АРВ и соблюдении ограничений,
выделенных на диаграмме кривыми GG' и G'F.
Согласно ПТЭЭС длительная работа генераторов с коэффициентом
мощности ниже номинального и в режиме синхронного компенсатора
с перевозбуждением (в индуктивном квадранте) разрешается при токе возбуждения не выше длительно допустимого при данных параметрах охлаждающих сред.
Допустимая реактивная нагрузка генераторов в режиме синхронного
компенсатора и синхронных компенсаторов с недовозбуждением (в емкостном квадранте) должна быть установлена на основании заводских инструкций или нормативно-технических документов, а при их отсутствии – на
основании результатов специальных тепловых испытаний.
Разрешается длительная работа генераторов с косвенным охлаждением обмоток при повышении коэффициента мощности от номинального
до единицы с сохранением номинального значения полной мощности.
Допустимые длительные нагрузки генераторов в режиме работы
с недовозбуждением, а также при повышении коэффициента мощности от
номинального до единицы для генераторов с непосредственным охлаждением должны быть установлены на основании указаний заводских инструкций, а при их отсутствии – на основании нормативно-технических документов с учетом обеспечения устойчивости параллельной работы в сети.
При регулярной работе генератора в режиме недовозбуждения должно
быть обеспечено автоматическое ограничение минимального тока возбуждения.
В практике эксплуатации пользуются не только диаграммами мощности, но и картами допустимых нагрузок для конкретных машин в режимах перевозбуждения, позволяющими одновременно оценить влияние
температуры охлаждающей среды, напряжения и cos φ (табл. 1).
Таблица 1
Карта допустимых нагрузок для ТВФ-60-2
Обмотка
Статор
Ротор
Напряжение
статора, кВ
6,62
6,3
5,98
6,62
6,3 и ниже
30 31–35 36–40 41–45 46–50 51–55
6 880
7 240
7 600
1 840
1 800
Доп. нагрузки (А), при t охл. газа (оС)
6 700
7 060
7 400
1 787
1 750
6 540
6 880
7 220
1 735
1 700
6 220
6 540
6 860
1 680
1 650
5 900
6 200
6 510
1 620
1 590
5 530
5 800
6 100
1 560
1 520
Как видно из табл. 1, существенное значение для работы обмотки
электрических машин и их изоляции имеет температура в процессе эксплуатации. Температура зависит oт электрического pежима и условий охлаждения.
54
3. Эксплуатация генераторов и их вспомогательных систем
Поэтому во время эксплуатации за этими параметрами ведется наблюдение. Температура обмотки и стали статора контролируется с помощью индикаторов, заложенных на заводе – изготовителе машин. Ранее для этих
целей использовались термопары. Более современным является измерение
температур с помощью заложенных в обмотки термосопротивлений (плоских медных или платиновых катушек), использование которых основано
на известном физическом явлении зависимости сопротивления от температуры.
Термосопротивления закладываются между стержнями обмоток для
измерения температуры меди обмоток и на дно пазов для измерения
температуры активной стали. Для контроля температуры охлаждающего
агента термосопротивления помещают в чехлы непосредственно в его
потоке.
Величину температуры определяют по изменению тока, протекающего через термосопротивление от источника постоянного тока, измеряемого устройством теплоконтроля. В настоящее время применяются автоматические устройства теплоконтроля, которые периодически опрашивают
все контролируемые точки, регистрируют текущие температуры, выдают
предупредительный сигнал при приближении к предельно допустимым
значениям и аварийный при их достижении.
3.2.2. Аварийные и специальные режимы
Такие режимы генераторов могут быть вызваны замыканиями во
внешних или внутренних цепях, дефицитами мощности в системе, приводящими к набросу нагрузки, нарушениями в системе охлаждения обмоток
и других вспомогательных систем.
К специальным режимам относят несимметричные и несинусоидальные нагрузки, а также асинхронный режим при потере возбуждения.
Кратковременные перегрузки. Длительная перегрузка генераторов
и синхронных компенсаторов по току сверх значения, допустимого при
данных температуре и давлении охлаждающей среды, запрещается [1].
Кратковременные перегрузки в процессе эксплуатации машин возникают довольно часто и связаны с работой автоматики, форсировкой возбуждения и допускаются в достаточно широких пределах, согласно техническим условиям, установленным заводами-изготовителями. При отсутствии таких указаний допускаются следующие кратковременные перегрузки
генераторов и синхронных компенсаторов по току статора при кратности
тока, отнесенной к номинальному значению (табл. 2). Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов
с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой
статора. Для турбогенераторов с непосредственным водородным или водя-
55
Основы эксплуатации электрооборудования
ным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения должна быть определена кратностью тока, отнесенной к номинальному значению тока ротора (табл. 3) [1].
Таблица 2
Допустимая длительность аварийной перегрузки статора
Продолжительность
перегрузки, мин,
не более
60 1,1 1,1 –
15 1.15 1,15 –
10 – – 1,1
6 1,2 1,2 1,15
5 1,25 1,25 –
4 1,3 1,3 1,2
3 1,4 1,35 1,25
2 1,5 1,4 1,3
1 2,0 1,5 1,5
Продолжительность
перегрузки, мин,
не более
60 1,06 1,06
4 1,2 1,2
1 1,7 1,5
0,5 2,0 –
0,33 – 2,0
Косвенное
охлаждение
обмотки статора
Допустимая длительность перегрузки ротора
ТВФ, кроме ТВФ-120-2
Непосредственное охлаждение обмотки
статора
водой водородом
Таблица 3
Турбогенераторы
ТГВ, ТВВ (до 500 МВт
включительно), ТВФ-120-2
Допустимые аварийные перегрузки установлены с учетом системы
охлаждения машин, их конструктивных особенностей, электрических
и механических свойств изоляция. ДЛЯ генераторов с жидкостным охлаждением учитывается также недопустимость вскипания дистиллята или
разложения масла при перегрузках. В роторной обмотке важно не допустить температурных перемещений меди, стали и изоляции, при которых
могут возникнуть остаточные деформации или повреждение изоляции
стержней.
Приведенные перегрузки рассмотрены как аварийные, и ими нельзя
пользоваться ежедневно при прохождении максимумов нагрузки станций.
56
3. Эксплуатация генераторов и их вспомогательных систем
L
Несимметричная нагрузка генераторов. Несимметричная нагрузка
возникает при большом содержании в общей нагрузке однофазных приемников, режим которых приводит к перекосу по фазам.
ПТЭЭС разрешают длительную работу генераторов с неравенством
фазных токов при условии, что ни один из токов не превысит I
статора.
ном
Допускается длительная работа с разностью токов в фазах, не превышающей 12 % номинального для турбогенераторов и 20 % для синхронных компенсаторов и дизель-генераторов.
Для гидрогенераторов с системой косвенного воздушного охлаждения обмотки статора допускается разность токов в фазах 20 % при мощности 125 MBА и ниже, 15 % – при мощности свыше 125 MBА.
Для гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением
обмотки статора допускается разность токов в фазах 10 %.
Если I
= IС = I
А
ном
, а I
< I
В
, то коэффициент несимметрии
А
α = (I
– IВ) / IА.
А
При таком режиме в статоре возникают токи обратной последовательности, магнитное поле которых вращается относительно ротора
с двойной угловой скоростью. Индуктируемые этим полем в контурах ротора вихревые токи двойной частоты вызывают дополнительный нагрев
элементов ротора до опасных значений (зубцов, клиньев, бандажей).
t, оC t, оC
, мм
Рис. 10. Изменение температуры нагрева ротора в торцевых зонах
Эти элементы подвержены нагреванию в основном вблизи торцевых
зон, где они имеют повышенные сопротивления контактных поверхностей. Распределение температуры ротора в торцевых зонах показано на
рис. 10.
Несинусоидальная нагрузка. Во многих случаях к системе подклю-
чены мощные преобразователи (тяга, электропередачи постоянного тока,
57
Основы эксплуатации электрооборудования
электролизные ванны), выпрямители, инверторы, которые имеют нелинейные характеристики и генерируют высшие гармоники тока и напряжения.
Причиной появления гармоник тока является процесс коммутации
вентилей, вызывающий искажение кривой питающего напряжения, а также
сдвиг фазы между питающим напряжением и током.
Гармоники тока вызывают повышенный нагрев оборудования, а гармоники напряжения увеличивают потери в стали и изоляции и могут
нарушить работу цепей управления и релейной защиты.
Добавочные потери от высших гармоник тока в обмотке статора зависят от высоты проводников и глубины проникновения вихревых токов
в толщу проводника.
Уменьшение мощности генератора из-за добавочного нагрева обмотки статора высшими гармониками тока определяется по добавочным
потерям в меди обмотки статора:
ΔP
= P
м
м
[∑I
2
+ (k
y
– 1)∑(I
f
Y)2].
y
где Pм – потери в обмотке статора, определенные по сопротивлению обмотки постоянному току; ΔPм – добавочные потери от высших гармоник
тока; Iy – эффективное значение тока гармоники y-го порядка; kf – коэффициент вытеснения тока основной гармоники; Y – порядок гармоники.
Коэффициент снижения мощности из-за добавочного нагрева статора
токами высших гармоник
ks = kf Pм / (kf P
+ Δ P
м
).
м
Критерий допустимости несинусоидальной нагрузки по ротору имеет
вид
2
y
≤ I
2
2доп
,
где I
∑I
– допустимый ток обратной последовательности.
2доп
Асинхронный режим. Под асинхронным режимом понимают крат-
ковременную работу системы при несинхронной скорости одного или нескольких генераторов, что может быть вызвано либо нарушением устойчивости, либо потерей возбуждения.
При нарушении устойчивости генераторы не теряют возбуждения,
но выходят из синхронизма и работают с переменным скольжением, находясь то в генераторном, то в двигательном режиме.
Такой режим является тяжелой аварией и может повлечь за собой
развал системы.
При потере возбуждения генератор переходит из синхронного
в асинхронный режим с постоянным скольжением и выдачей некоторой
активной мощности в систему.
58
3. Эксплуатация генераторов и их вспомогательных систем
При этом возбуждение осуществляется за счет потребления реактивной мощности из системы. Потеря возбуждения происходит за счет обрыва
цепей, неисправностей вторичной коммутации и РЗ, ошибочных действий
персонала.
Во многих случаях возбуждение может быть восстановлено или
включено резервное; для этого необходимо некоторое время, на которое
останавливать генератор и турбину нецелесообразно по ряду причин
(последующие пуски, углубление аварийных состояний системы).
Поэтому ПТЭЭС разрешают кратковременную работу ТГ в асинхронном режиме без возбуждения при сниженной нагрузке.
Величина мощности и допустимая продолжительность режима зависят от конструкции машины, состояния возбуждения в момент его потери
и возможностей системы компенсировать значительную дополнительную
реактивную мощность.
Так, при переходе в асинхронный режим ТГ 300 МВт дополнительная реактивная мощность составляет 400–600 МВАр, в противном случае
напряжение может упасть до недопустимого предела.
Синхронный момент нормального режима при потере возбуждения
исчезает с постоянной времени обмотки возбуждения, и ТГ сбрасывает активную мощность до нуля.
Если при потере возбуждения обмотка возбуждения оказывается разомкнутой, то переходный процесс исчезновения потока ротора будет происходить с постоянной времени массивной бочки ротора.
По мере уменьшения синхронного
тормозящего момента на валу генератора
возникает избыточный момент, скорость
М
М
турб
М
асх
ротора возрастает и он переходит в асинхронный режим с увеличивающимся
скольжением. При этом замкнутые контуры ротора пересекают поле статора,
создаваемое магнитодвижущей силой
(МДС) статора, и в них индуктируется
переменный ток частоты скольжения,
который и обусловливает появление
асинхронного тормозящего (генераторного) момента на валу.
Одновременно под действием пер-
nсх n
асх
Рис. 11. Взаимодействие моментов
турбины и генератора
n
вичного регулятора турбины, уменьшающего впуск пара, падает вращающий
момент турбины до значения, при котором он будет уравновешен возрастающим асинхронным моментом генератора (рис. 11).
59
Основы эксплуатации электрооборудования
Из-за разности магнитной проводимости в продольной и поперечной
осях этот асинхронный момент не остается постоянным, а пульсирует около среднего значения М
по закону
acx cр
М
acx
= Md sin
2
δ + M
q
cos
2
δ,
где δ – угол сдвига продольной оси ротора относительно магнитного потока в зазоре; Md и Mq – моменты на валу, соответствующие максимуму тока
в продольной и поперечной осях.
Периодические изменения М
приводят к колебаниям мощности
асх
(5–7 %) и скольжения, поэтому можно считать лишь условно, что асинхронный режим без возбуждения является устойчивым (рис. 12).
Допустимость асинхронного хода для различных машин определяется не только особенностями их конструкций, но и условиями потери
возбуждения, которые определяют «жесткость» асинхронных моментных
характеристик (рис. 13).
М
Мδ
Мd
Мср
Рис. 12. Изменение асинхронного момента при потере возбуждения
Мd sin2δ
Мd cos2δ
Мq
Δо
Допустимость асинхронных режимов ТГ определяется условиями
эксплуатации в конкретных энергосистемах и результатами специальных
испытаний.
По ПТЭЭС для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток
допустима нагрузка в указанном режиме до 60 % номинальной, а продолжительность работы при этом не более 30 мин.
Допустимая нагрузка и продолжительность работы в асинхронном
режиме без возбуждения асинхронизированных турбогенераторов и турбо-
60