20.12. Анормальные режимы работы синхронных генераторов

К анормальным режимам работы генераторов относятся: работа с токами статора и ротора больше номинальных (перегрузка), асинхронный режим, не­симметричный режим и ряд других.

Перегрузки генераторов

Кратковременная перегрузка по току статора и ротора синхронного генератора обычно бывает вызвана внешними корот­кими замыканиями, выпадением машины из синхронизма, пуском двигателей, форсировкой возбуждения и другими причинами. Работа генератора с токами статора и ротора больше номинальных опасна прежде всего из-за повышения температуры обмоток машины выше допустимой, а в некоторых случаях (при коротких замыканиях) — и возмож­ностью механических повреждений. Эта опасность тем больше, чем больше кратность и продолжительность пере­грузки. Поэтому допускается только кратковременная перегрузка генерато­ров, значение которой зависит не только от ее продолжительности, но и от типа системы охлаждения [20.6,20.7]. Машины

с непосредственным охлаждением об­моток более чувствительны к деформа­ции обмоток при их нагревании, поэтому они допускают меньшие перегрузки, чем машины с косвенным охлаждением.

Асинхронный режим работы генераторов

Такой режим возникает при потере возбуждения генератора вследствие пов­реждений в системе возбуждения или ошибочных отключений автомата га­шения поля, а также при выпадении машины из синхронизма в результате коротких замыканий в сети. Ниже рас­сматривается режим, обусловленный потерей возбуждения.

С уменьшением тока возбуждения уменьшается, как это видно из выраже­ний (20.12) и (20.14), тормозящий электро­магнитный момент генератора; при некотором значении тока возбуждения этот момент оказывается меньше вра­щающего момента турбины и генератор выпадает из синхронизма. За счет избы­точного вращающего момента ротор ускоряется. Магнитное поле статора, вра­щающееся в пространстве с синхронной частотой вращения, пересекает ротор и наводит в теле ротора, в демпферных обмотках и в обмотке возбуждения (если она замкнута) токи с частотой скольже­ния. Эти токи создают тормозящий асинхронный момент, и генератор начи­нает выдавать активную мощность в сеть.

Частота вращения ротора увеличивается до тех пор, пока асинхронный момент не станет равным вращающему моменту турбины. Так как регулятор турбины при увеличении частоты вращения действует на уменьшение количества пара или воды, пропускаемой через турбину, то с увели­чением частоты вращения вращающий момент турбины уменьшается от т₀ до т^ и ш₂, определяемых точками пересе­чения характеристики регулирования турбины (кривая J на рис. 20.23) .с характеристиками асинхронных момен­тов генераторов (кривые 2 и 3). При этом активная мощность, развиваемая гене­раторами, также уменьшается от Р₀ ~ т₀ до Р ₁ ~ т₁ и Р₂ ~ т₂.

Скольжение s, с которым работает генератор в асинхронном режиме, опре­деляет потери мощности в роторе и его нагрев (большему скольжению соответ­ствуют большие потери и нагрев ротора, см. гл. 21). Чем больше максимальный асинхронный момент и круче кривая асинхронного момента, тем с большей мощностью и при меньшем скольжении он работает. В асинхронном режиме генератор потребляет из сети большую реактивную мощность для намагничи­вания. Поэтому напряжение на выводах генератора и в сети снижается. Потреб­ляемый реактивный ток зависит от индук­тивных сопротивлений генераторов X_d и X_q и скольжения s, с которым рабо­тает генератор: чем больше X_d и X_q и меньше s, тем меньше потребляемый реактивный ток.

Гидрогенераторы без демпферных обмоток имеют небольшой мак.сималь-ный асинхронный момент и пологую характеристику асинхронного момента (кривая 4), поэтому в асинхронном режи­ме их частота вращения значительно возрастает, а нагрузка уменьшается почти до нуля. Гидрогенераторы с демп­ферными обмотками имеют больший максимальный асинхронный момент и более крутую характеристику асинхрон­ного момента, чем гидрогенераторы без демпферных обмоток (кривая 3). Однако скольжение генератора при этом доста­точно велико (3 — 5 %), поэтому возникает опасность перегрева демпферной обмот-

ки. Кроме того у гидрогенераторов ин­дуктивные сопротивления Х_d и X_q мень­ше, чем у турбогенераторов, поэтому, даже работая без активной нагрузки, они потребляют из сети значительный реак­тивный ток (он часто превышает номи­нальный ток статора, так как обычно В связи со сказанным работа

гидрогенераторов без демпферных об­моток в асинхронном режиме недо­пустима, а гидрогенераторов с демпфер­ными обмотками допустима только в течение нескольких секунд, необходимых для быстрого восстановления возбужде­ния.

Турбогенераторы имеют более бла­гоприятную характеристику асинхрон­ного момента, чем гидрогенераторы (кри­вая 2). Они могут работать с большой активной нагрузкой при малых скольже­ниях (X_q < 1 %). В отличие от гидрогене­раторов у турбогенераторов

а скольжение s при асинхронном режиме невелико (рис. 20.23), поэтому турбо­генераторы потребляют меньший реак­тивный ток и напряжение в сети сни­жается значительно меньше; соответст­венно меньше потери мощности в ро­торе. Однако продолжительный асин­хронный режим со значительной актив­ной нагрузкой может оказаться опасным и для турбогенераторов, так как увели­ченный реактивный ток статора может вызвать повышенный нагрев как самой обмотки статора, так и крайних пакетов стали статора. Кроме того, токи, наво­димые в роторе, имеют повышенную частоту и в большей степени вытесняют­ся на поверхность ротора. В связи с этим увеличивается нагрев ротора, особенно его торцов, где замыкаются наведенные токи. Поэтому продолжительность та­кого режима ограничена. Для турбоге­нераторов малой и средней мощности (до 100 МВт) с косвенной системой охлаж­дения и с непосредственным охлажде­нием обмотки ротора допустимая про­должительность асинхронного режима составляет не более 30 мин при работе с активной нагрузкой 50 — 70 % номиналь­ной. При этом ток статора не должен превышать допустимых значений [20.5,

20.6]. Турбогенераторы с непосредствен­ным охлаждением имеют большие зна­чения сверхпереходных и переходных сопротивлений и соответственно мень­шие значения среднего асинхронного момента (20.10), поэтому при асинхрон­ном режиме они работают с повышен­ными скольжением и током статора. Вместе с тем из-за больших плотностей тока в обмотках продолжительность их допустимых перегрузок весьма ограни­чена. Кроме того, в асинхронном режиме имеет место повышенный нагрев поверх­ности бочки ротора и торцевой зоны ста­тора вследствие менее интенсивного их охлаждения, чем обмотки. Поэтому для турбогенераторов с непосредственным охлаждением рекомендуется работа с нагрузкой не более 60% номинальной в течение 3 — 4 мин, необходимых для ресинхронизации [20.8].

Несимметричные режимы работы гене­раторов

Такие режимы могут быть вызваны обрывами и отключениями одной фазы линии, отключением одной из фаз транс­форматорной группы, однофазной на­грузкой в виде электротяги и плавильных печей и др. Возникающие при несим­метричном режиме токи обратной после­довательности создают дополнительный нагрев обмотки статора. Магнитное поле обратной последовательности, вращаясь относительно ротора с двойной синхрон­ной частотой вращения, наводят в об­мотке возбуждения, в демпферных кон­турах, а также в теле ротора и его торце­вой контактной зоне (клин, зуб, бандаж) токи частотой 100 Гц. Эти токи создают дополнительный нагрев соответствую­щих частей ротора. Кроме того, магнит­ное поле обратной последовательности создает знакопеременный момент, кото­рый вызывает механические напряжения и вибрации машины.

Тепловое действие токов двойной частоты наиболее опасно для турбогене­раторов, так как их ротор выполняется из цельной поковки и имеет большую поверхность, поэтому эти токи могут быть значительными. Ввиду повышен-

ной частоты токи вытесняются на по­верхность тела ротора и замыкаются через пазовые клинья и бандажные кольца. Поэтому наибольший нагрев происходит в торцевых зонах ротора [20.9]. Дополнительный нагрев обмотки ротора представляет опасность для ее изоляции. Дополнительные механические напряжения в турбогенераторах незначи­тельны и практически не влияют на их механическую прочность.

В гидрогенераторах вследствие от­сутствия массивных частей на роторе токи двойной частоты и соответственно нагрев ротора меньше, чем в турбогене­раторах. Обычно эти токи приводят к повышенному нагреву демпферной обмотки. Дополнительные механические напряжения и вибрации у гидрогенера­торов [20.10] больше, чем у турбогене­раторов.

При работе генератора в продолжи­тельном несимметричном режиме ток наиболее нагруженной фазы статора, по условию допустимого нагрева обмотки, не должен превышать номинального. Кроме того, температура наиболее нагре­тых частей ротора, а также механические напряжения и вибрации генератора не должны превышать допустимых значе­ний. Обычно предельные допустимые значения тока обратной последователь­ности для турбогенераторов опреде­ляются допустимым нагревом торцевой контактной зоны ротора., а для гидрогене­раторов - допустимым нагревом демп­ферной системы и обмотки возбуждения, а также вибрациями конструктивных частей и обмотки статора. В соответст-

вии со сказанным выше наибольшая раз­ность токов в фазах статора при про­должительном несимметричном режиме ^;не должна превышать 15-20% для гидрогенераторов с косвенной системой охлаждения и 10% для гидрогенерато­ров с непосредственной системой охлаж­дения и для турбогенераторов всех типов. При этом ток обратной последователь­ности примерно равен: для гидрогенера­торов с косвенной системой охлаждения 7,5 — 10% тока прямой последователь­ности, а для гидрогенераторов с непо-ередственной системой охлаждения и турбогенераторов всех типов — 5 — 7 %. При несимметричных КЗ в сети до­пустимая продолжительность замыкания t не должна превышать значения, опре­деляемого из формулы

где — ток обратной последователь­ности в долях номинального; I_ном — но­минальный ток генератора, А; В — ин­теграл Джоуля, А²∙с.

Значениепринимается рав-

ным для гидрогенераторов с косвенным охлаждением 45 с; для турбогенераторов с косвенным охлаждением — 30 с; для турбогенераторов с косвенным охлажде­нием статора и с непосредственным охлаждением ротора — 15 с; для гидро-и турбогенераторов мощностью до 800 МВт с непосредственным охлажде­нием ротора и статора — 8 с; для турбо­генераторов мощностью свыше 800 МВт с непосредственным охлаждением ста­тора и ротора — 6с.

Глава двадцать первая ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ