1_amp_amp_2nd_semestr

ток ротора. Работа с недовозбуждением (потребление Q) разрешается только после испытания, при котором определяется нагрев крайних пакетов активной стали и элементов в зоне лобовой части.

При необходимости работы ТГ в режиме СК и невозможностью длительной работы турбины в беспаровом режиме или при длительном ремонте турбины ТГ останавливают, полу муфты между ТГ и турбиной разделяются. После чего ТГ опять пускается и работает параллельно с сетью. Но при этом потребляет небольшую активную мощность (при работе с турбиной активная мощность ТГ расходовалась на погашение потерь) из сети для покрытия потерь. Реактивную мощность может или выдавать или потреблять. Для случая потребления реактивной мощности (двигательный режим) векторная диаграмма представлена на рис.

Активная мощность ТГ P U I cos 0 потребления из сети.

Перевод ТГ в режим СК.

Для ТГ небольшой мощности используется прямой пуск непосредственно от сети - также как пускаются мощные асинхронные двигатели. По достижению скорости вращения, близкой к синхронной подается возбуждение и генератор втягивается в синхронизм.

Чтобы нагрев бочки ротора не больше напряжения на шинах в момент включения ТГ должно быть не выше 0.5U H . Для выполнения этого требования, необходима установка в цепь ТГ шунтирующего реактора, что усложняет схему и затрудняет ее применение. Прямой пуск может оказаться неприемлемым из-за глубокого снижения напряжения недопустимого для СН.

Поэтому ТГ большой мощности (до 450 МВт) пуск в режим СК производится путем подъема частоты вращения с нуля от другого генератора, который разворачивается до номинальных турбиной. Такой пуск называется частотным.

101

прогреть до более высокой температуры масло в подшипниках и затем повторить пуск. Держать неподвижным роторы под током больше 3 мин нельзя ввиду отсутствия вентиляции и их обмотки перегреются.

Если с пуском турбины начнется синхронное вращение ротора ведомого ТГ, скорость вращения обоих ТГ плавно поднимают до номинального. Регулированием i f выравнивают ЭДС турбогенераторов для уменьшения до

минимального значения уравнительного тока и затем производят синхронизацию обоих ТГ.

В последние годы в связи с ростом суточной неравномерности ГН встал вопрос о маневрености энергетических блоков. Поэтому в ряде энергетических систем получило распростанение перевод ночью и в выходные ТГ в двигательный режим.

Для перевода ТГ в двигательный режим следует предварительно вывести из действия защиту обратной мощности и блокировку, отключающую ТГ от сети при посадке СКТ.

Ваттметр должен иметь двухстороннюю систему .

Если после прекращения подачи пара на турбину с генератора , который остается включенным в сеть , снять возбуждение , то он перейдет в режим АД и будет продолжать вращаться , забирая из сети активную и реактивную мощность .

Работа ТГ в режиме АД не рекомендуется – нагрузка допустимая для сети , напряжение на его выводах уменьшатся за счет потребления из сети реактивной мощности --> нарушение работы АД СН. Кроме того в режиме АД в бочке выделяются дополнительные потери . Потому ТГ в таком режиме должен быть отключен от сети даже если турбина допускает работу в беспаровом режиме.

36

Пуск и набор нагрузки синхронных генераторов.

Пуск ТГ является одной из ответственных операций в процессе включения его на параллельную работу. Этот процесс должен быть увязан с работой тепломеханического оборудования. Если станция неблочного типа, то пуск является самостоятельной операцией и не связана с режимом работы котельного цеха. На ТЕС блочного типа пуск ТГ и включение его под нагрузку являются конечными операциями пуска блока в целом.

Подготовка к пуску ТГ должна начинаться заблаговременно, после окончания монтажных и ремонтных работ. Перед пуском ТГ после ремонта проверяется, что все работы закончены, наряды закрыты, сделаны записи в журналах и т.д.

В объем подготовительных работ перед пуском ТГ входит тщательный осмотр ТГ и его вспомогательного оборудования: систем маслоснабжения, систем охлаждения, систем возбуждения, состояния первичных и вторичных цепей защиты, коммутационной аппаратуры, проверки состояния изоляции обмоток ротора, статора, цепей возбуждения и всего вспомогательного электрооборудования.

103

Сюда входит: проверяется действия АГП путем включения и отключения. Проверяется все ли вентили открыты, на маслопроводах подачи масла, на уплотнениях от системы регулирования. Совместно с турбинистами проверяется работа АВР маслонасосов турбины и водородного охлаждения, конденсатных и циркуляционных насосов. Перед проверкой АВР измеряется сопротивление изоляции всех двигателей принадлежащих турбоагрегату, опробуются электроприводы задвижек и защиты блока.

Измерение сопротивления изоляции обмотки статора мегометром на 2500 В, цепей ротора на 4000 В. Допустимая величина сопротивления изоляции обмотки статора не нормируется и полученные данные при измерении сравниваются с данными предыдущих измерений. При снижении сопротивления изоляции обмотки статора в 3-5 раз – выяснить причину. Если это результат отпотевания проходных и других наружных изоляторов на токопроводе при изменениях температур наружного воздуха, то при тщательной протирке поверхностей изоляторов в процессе медленного подъѐма напряжения поверхность изолятора подсушивается и сопротивления восстанавливаются.

Сопротивление изоляции всей цепи возбуждения должны быть не ниже 0.5 номинального.

У ТГ с водяным охлаждением ротора или элементов системы возбуждения допустимые величины сопротивления изоляции устанавливаются местными инструкциями (например для систем ионного возбуждения – не ниже

50 кОм).

Во время пуска ТГ при каждом увеличении числа оборотов необходимо следить чтобы регулятор поддерживал необходимый период между давлением масла на уплотнения и давлением водорода в ТГ.

Нужно следить за температурой вкладышей по термосопротивлениям или по температуре масла, сливаемого из уплотнения. Если ненормальность – снизить скорость вращения ТГ.

Существенным моментом при пуске является толчек ротора ТГ, после которого частота вращения на определенное время устанавливается в пределах 400-500 об. мин. При прислушивании ТГ не должно быть появления стука, задевания и т.д. С появлением металлического задевания вращающихся частей и другим причинам нужно устранить их после чего можно продолжить пуск. Скорость подъѐма частоты вращения ТГ определяется условиями прогрева турбины. Критические скорости для роторов Т и Г, которые известны для них, необходимо проходить при подъѐме частоты без задержек во избежание опасных вибраций агрегата. После достижения до номинальной частоты вращения агрегата персонал должен убедиться в отсутствии ненормальных отклонений в работе вращающихся частей ТГ и перейти к операциям по подготовке включения ТГ в сеть. Фазировку ТГ и вопросы синхронизации будут рассмотрены далее. Ниже рассмотрим набор нагрузки ТГ.

После включения Г в сеть его нагрузка повышается постепенно по мере прогрева турбины. При этом скорость повышения напряжения не ограничивается. В нормальных условиях скорость изменение нагрузки агрегата определяется турбиной (250-300 кВт/мин при первом нагружении и 1 МВт/мин при прогретой

104

турбине) и не требует специальной проверки и дополнительных ограничений по генератору. Однако при действии АРВ или ФВ во время первого нагружения скорость изменения реактивной нагрузки, не связанная вообще говоря с изменением активной нагрузки может быть довольно большой. Быстрые изменения токовой нагрузки возможен также при регулировании активной нагрузки, например, в диапазоне 70-100 % мощности, когда ТГ работает в пиковом режиме и регулировании частоты. В этих случаях целесообразно рассматривать поведение обмоток статора и ротора ТГ ввиду, что постоянные температуры этих обмоток на порядок отличаются от постоянной температуры активной стали ТГ.

Постоянная t (тепловая) для активной стали Tст 40 мин.

Вследствие различия в тепловых постоянных стали и меди резкие изменения нагрузки ТГ будут приводить к относительному перемещению стержней обмотки в пазах и могут вызвать механические повреждения изоляции, ее смятие и разрывы, так как условия теплового расширения стержней обмоток статора и ротора разницы (обмотки статора неподвижны, а ротора вращаются) их поведение в условиях быстрого нагревания и охлаждения рассматривать раздельно.

Исследования компаундированной изоляции при удлинении тепловой обмотки статора в следствии увеличения нагрузки статора показали, что скорость деформации стержня при пуске и взятии нагрузки или даже при КЛ такая, что не может вызвать ее механического повреждения.

Стержни обмотки вращающегося ротора при внезапном нагружении полным током и повышении их температуры не могут свободно удлиняться в пазах ротора, так этому препятствует трение, возникающее при вращении ротора из-за центробежных усилий. Поэтому относительно перемещение точки ротора и уложенной в ее пазах обмотки, вызываемого разностью температур и температурных коэффициентов в роторе не наблюдается, и тепловое удлинение медных стержней переходит в деформацию сжатия.

Если при этом предел текучести будет превзойден, то деформация окажется необратимой и после остановки ТГ и остывания стержня укоротятся по сравнению с исходным состоянием. У ТГ с косвенным охлаждением температурные деформации не опасны. Значительно опасны они у ТГ с непосредственным охлаждением, где при укорочении витков в вентиляционных каналах стержней возникает сужение проходного сечения и условия охлаждения

105

резко ухудшаются, приводя к местным прогревам обмотки ротора. Поэтому стержни ОВ ТГ с непосредственным охлаждением изготовляют из сплава меди с серебром, что повышает предел текучести меди.

Особенно опасным является внезапное повышение нагрузки ротора после достижения машиной полной скорости при ее пуске. Такой режим может привести к остаточным деформациям.

Этим объясняется требование ПТЭ о постепенном наборе нагрузки ТГ в соответствии с повышением нагрузки турбины при ее прогреве.

37

Особенности гашения поля мощных синхронных машин автоматом серии АГП.

Описанные способы гашения поля характеризуется тем, что обмотка возбуждения после снижения ее тока до нуля остается разомкнутой, что связано с некоторыми эксплуатационными неудобствами. Так при разомкнутой обмотке возбуждения нельзя включать генератор в сеть способом самосинхронизации, что может оказаться необходимым в аварийных условиях работы энергосистемы.

Включение же в сеть при замкнутом АГП, как правило, недопустимо из-за значительного "остаточного" напряжения, обусловленного системами возбуждения. Кроме того, время гашения дуги в дугогасительных решетках, очень мало (0,03 - 0,05 сек.) и в общем случае при несимметричных повреждениях цепи статора (до выключателя) возможно индуктирование в разомкнутой обмотке возбуждения опасных для ее изоляции напряжений с частотой 50 и 100 Гц соответственно от неуспевших затухнуть за указанное время апериодических и периодических обратных составляющих токов статора.

При внезапном к.з. в цепях статора в его обмотках возникают апериодические составляющие токов, создающие затухающие поля, неподвижные относительно статора. Во вращающемся роторе при этом индуцируются соответствующие токи с частотой 50 Гц, которые накладываются в его ОВ на затухающие при ГП If . Это приводит к тому, что ток в цепи ОВ проходит через 0

гораздо раньше чем при гашении поля в условиях, когда периодическая составляющая отсутствует. Но при прохождении тока через 0 дуга в решетке автомата, гаснет цепь ОВ оказывается разомкнутой и на ее зажимах из-за вращения ротора относительно неподвижного поля статора возникают с частотой вращения недопустимые перенапряжению.

При отключении в этих условиях АГП через примерно 0,1 с после возникновения к.з., что соответствует времени действия дифференциальной защите генератора на блоке, апериодическая составляющая тока статора еще не успевают замкнуть и на зажимах ОВ ТГ может возникнуть при размыкании ее цепи перенапряжения 4-6 кВ.

При несимметричном к.з., а также в случае неполнофазного выключения выключателя блока при к.з. за ним. в статоре ТГ возникает поле обратной последовательности, которое трансформирует в роторе токи двойной частоты 100 Гц, вызывая тем же последствие.

106

Опасные перенапряжения могут возникать на ОВ и других режимах. Ток при отключении В после отключения АГП, что может произойти при применении масляных В, время отключения которых меньше воздушных, а также при отключении В после перехода машины в асинхронный режим с разомкнутой ОВ на этой обмотке возникает импульсное перенапряжение. В случае отключения АГП при работе машины в сети на разомкнутой обмотке В возникают периодические ЭДС значения которых зависит от скольжения, от степени возможной несимметрии токов статора и от наличия в сети высших гармоник.

По данным Л.21 при трехфазном к.з. в обмотке статора и срабатывании дифференциальной защиты, когда к моменту погашения дуги в АГП апериодические составляющие токов статора еще не успевают затухнуть, на разомкнутой обмотке ротора при 40-45 дуговых промежутках в решетках АГП наводится напряжение с амплитудным значением 4-6 кВ. Примерно такими же получаются перенапряжения при гашении поля в режиме несимметричного к.з.

Перенапряжения на обмотках возбуждения могут также возникать в тех случаях, когда при одновременно поданном импульсе на отключение АГП и генераторного выключателя дуга в АГП погаснет раньше, чем отключится выключатель: при применении масляных выключателей, время отключения которых больше, чем воздушных. В этом случае на разомкнутой обмотке ротора могут возникнуть периодические ЭДС, обусловленные несимметрией токов статора или скольжением, если ТГ перешел в асинхронный режим.

При последующем отключении генератора от сети выключателем на разомкнутой обмотке ротора возникают напряжения импульсного характера значительной величины; если же произойдет неполнофазное отключение В, то на разомкнутой обмотке ротора могут возникать напряжения с амплитудным значением 2,5-5,5 кВ.

Поэтому гашение МП разрядом на ДГР должно производиться с обязательным применением защитных мероприятий - предусматривается шунтирование ОВ после отключения АГП защитным сопротивлением, что может производится либо с помощью специального разрядника либо независимо от возникновения перенапряжения – с помощью вспомогательных контактов АГП или дополнительного контактора.

Все это потребовало внесения усложнений в схему гашения поля: введения шунтирующего сопротивления самосинхронизации и разрядника,

107

показанных на рис. 4-7, а также гашения поля возбудителя. После отключения автомата 3 обмотка возбуждения 2 с помощью блок-контактов АГП (рис. 4-7) и реле времени РВ с выдержкой времени примерно 0,3-0,8 с. Через контактор самосинхронизации 4 замыкается на сопротивление 5. Это, однако, не устраняет возможности возникновения перенапряжений на обмотке ротора по другим, рассмотренным выше причинам. Задача решается защитным разрядником 8, при пробое которого обмотка ротора 2 замыкается на защитное сопротивление 7 и сопротивление самосинхронизации 5, суммарное значение которых равно 10кратному сопротивлению обмотки ротора в горячем состоянии.

38

Общие положения по ликвидации аварии.

Современное энергетическое оборудование достаточно надежно. Однако современном отдельные его детали изнашиваются, причем в разные сроки. Чем сложнее конструкция электрических машин, тем более вероятны неисправности отдельных узлов и элементов. К авариям приводят не только поломки оборудования, но также ошибки оперативного персонала, неудовлетворительное техническое обслуживание оборудования ремонтным и эксплутационным персоналом.

Аварии в главных схемах электрических соединений – события сравнительно редкие, но довольно часто чрезвычайные и значительные по своим последствиям. Они устраняются в основном в результате действия специальных автоматических устройств, а в иных случаях ликвидируются действием оперативного персонала. Ликвидация аварии в этой части станции является одной из самых трудных задач оперативного персонала. В процессе ликвидации аварии ОП руководствуется "Инструкцией по ликвидации аварии в электрической части станции!". Эта инструкция устанавливает положения о разделении функций при ликвидации аварии между различными звеньями оперативного персонала, а также дает указания по способам ликвидации возможных аварий и нарушений. В инструкции нельзя предусмотреть все случаи аварии и нарушений, которые могут возникнуть. Поэтому персонал обязан проявлять необходимую инициативу самостоятельность в решении отдельных, непредусмотренных инструкцией конкретных вопросов, связанных с ликвидацией аварии и аварийных ситуаций.

Под оперативной ликвидацией аварии следует понимать отделение поврежденного оборудования (участка схемы) от энергосистемы, а также выполнение операций (переключений) с целью:

-предотвращения развития аварии;

-устранения опасности для обслуживающего персонала и оборудования, незатронутого аварией;

-восстановление в кратчайший срок питания потребителей и нормального качества электроэнергии (частоты и амплитуды напряжения) и питания собственных нужд;

-выяснение состояния отключившегося во время аварии оборудования

ивозможности включения его в работу;

108

- создание надежных послеаварийной схемы электрической части станции и послеаварийных режимов;

Объективное суждение о создавшемся аварийным положении ОП проводит на основании: сигнализации положения выключателей, показаний измерительных приборов, выпавших указателей срабатывания устройств РЗ и

автоматики, световых табло на панелях щитов управления.

Любая сложная аварийная ситуация может быть ликвидирована путем расчленения еѐ на более простые, чтобы легче было оперировать ими и решать сложную аварийную ситуацию поэтапно.

Используя опыт ликвидации простых аварий можно развить искусство последовательного выбора направления действий, вместо того, чтобы пытаться безсистемно решать сложную проблему т.е. персоналу нужно для ликвидации аварии выработать привычку строить свои действия в виде серий систематизированных шагов. При ликвидации аварий: предварительный анализ поступаемой информации (мысленная переработка еѐ), необходимый для осознания того, что произошло; принятия ответственных действий т.е. выбор и реализация того или иного метода локализации аварий.

Ликвидация аварий на электростанции производится под непосредственным руководством начальника смены станции (НСС). Начальники смен (цехов) обязаны сообщать НСС о всех нарушениях нормального режима работы и выполнять все его указания. Всех персонал станции подчиняется по всем вопросам, касающихся ликвидации аварии НСС.

Начальник смены электроцеха независимо от присутствия на объекте лиц административно-технического персонала (если только лицо старше по должности, не приняло руководство ликвидации аварии на себя), несет полную ответственность за ликвидацию аварийного положения в электрической части, единолично принимать решения. При этом распоряжения лиц административнотехнического персонала, не соответствующие намеченному начальником смены планом ликвидации аварии, является для начальника смены ЭЧ только рекомендациями, которые он имеет право не выполнять, если считает их неправильными.

О возникновении аварии начальник смены электрического цеха, не задерживая ликвидацию аварии, должен сообщить начальнику смены АН, начальника смены энергетических блоков.

Распоряжения НСЭЦ должны выполняться подчиненным персоналом немедленно и безоговорочно, за исключением распоряжений, угрожающих безопасности людей и сохранности оборудования.

Во время аварии на щитах управления (УЩУ, БЩУ) имеют право находиться лишь лица, непосредственно участвующие в ликвидации аварии и лица руководящего административно-технического персонала согласно утвержденному ГИ списку.

После ликвидации аварии и восстановлении нормальной работы станции ответственный за ремонт оборудования персонал должен срочно приступить к ремонту поврежденного оборудования.

109

После ликвидации аварии для расследования должны быть подготовлены распечатки устройств регистрации аварийных сигнализаций, ленты регистрирующих приборов и т.д.

39

Ликвидация аварий при автоматическом отключении синхронного генератора.

Автоматическое отключение ТГ возможно при следующих повреждениях:

-междуфазное КЗ в обмотке статора, на выводах и присоединенных к ним шинах – продольной диффиренциальной защитой, зона действия которой ограничивается участком между ТГ, установленным у выключателя и со стороны нулевых выводов ТГ;

-замыканиях между витками одной одной фазы статора – поперечной дффиренциальной защитой, устанавливаемой на мощных ТГ, обмотки которых выполнены в виде двух параллельных ветвей;

-замыканиях обмотки статора на корпус – специальной защитой, действующей на отключение ТГ при токе замыкания на землю 5 А и более и на сигнал при токе <5 А;

-внешних КЗ – максимальной токовой защитой с блокировкой по напряжению и токовой защитой обратной последовательности, реагирующей на появление тока обратной последовательности при несимметричных КЗ. Эти защиты резервируют также продольные диффиренциальные защиты при их отказах.

Отключение выключателя ТГ может произойти действием защит ротора:

-от замыканий на корпус во вторичной точке обмотке ротора;

-от перегрузки ротора током, который возникает при превышении допустимого времени работы устройств ФВ;

-при действии основных технологических защит турбины при осевом сдвиге ротора или понижении давления масла в системе смазки и др.

В настоящее время в современных энергосистемах с установленной

мощностью в десятки миллионах кВт – отключение одного из мощных ТГ какой либо станции не представляет для энергосистемы серьезной опасности. За счет вращающегося резерва и пуска резервных агрегатов ГЭС частота в системе стабилизируется. Однако в некоторых случаях при каскадном развитии аварии в системе с нарушением баланса между генерацией и потреблением активной и реактивной мощности, возможно снижение частоты и напряжение на шинах станции.

При снижении частоты тока уменьшается частота вращения электродвигателей СН (ПЭН. ДВ, дымососов) и может привести к расстройству технологических процессов работающих котлов и нарушению баланса активной мощности.

Практикой эксплуатации установлено, что снижение частоты до 48 Гц каких-либо серьезных осложнений в работе ТЭС не вызывает, однако дальнейшее

110