1_amp_amp_2nd_semestr

при 90 (рис. 2-6а, б) и равна для генераторов обоих типов

Qmax1 U2 (2-14) xd

Если работа ТГ в режиме потребления реактивной мощности допустима, при этом необходимо участие быстродействующего регулятора возбуждения и потребляемая реактивная мощность не должна превышать Qmax2 .

Из вышеизложенного следует, что для обеспечения устойчивости работы генератора, когда он выдает активную и реактивную мощность с увеличением активной мощности требуется увеличивать ток возбуждения генератора.

16

Работа генератора ib var и P const , Uг const .

Из векторной диаграммы рис. 2-6а видно, что с уменьшением тока возбуждения уменьшается ЭДС Eq (от AI до OA ) и Р. Но δ мгновенно

изменится не может. Соответственно выражения (2-4) и (2-6) показывают уменьшение тормозящего момента генератора, и на валу турбины возникает избыточный момент, под действием которого ротор ускоряется и угол δ увеличивается (т.е. конец вектора ОА будет скользить по дуге и займет положение ОА2).

При этом активная мощность и соответственно тормозящий увеличивается, а избыточный момент уменьшается до тех пор, пока не наступит равновесие активной мощности и мощности развиваемой турбиной (и

A I B I A 2 B 2 ).

С увеличением тока возбуждения угол δ уменьшается. Как видно из рис. 2-6 а, с изменением тока возбуждения в установившемся режиме, конец вектора ЭДС Eq скользит по прямой параллельной вектору напряжения U , а конец

вектора 1 – по прямой перпендикулярной вектору напряжения U , так как активная составляющая тока неизменная.

С помощью векторной диаграммы (рис. 2-6) и выражения (2-5) и (2-8) получены зависимости Q , I , cos , в функции тока возбуждения iв рис. 2-6б.

Из чего видно, что Q 0 и cos 1 при iв Eq Ucos , т.е. чем больше активная мощность генератора, тем больше угол δ и ток возбуждения iв при котором Q 0 . Если Q 0 и cos 1, то iв Eq Ucos генератор выдает реактивную мощность в сеть и чем больше iв , тем больше Q , I и тем меньше cos . Но максимальный длительный ток возбуждения Iв max Iв.ном по условиям

недовозбуждения и генератор потребляет реактивную мощность из сети. Чем

41

меньше iв , тем больше генератор потребляет реактивную мощность из сети, тем больше ток I статора и угол δ и тем меньше cos .

Минимальное значение тока возбуждения, при котором генератор работает устойчиво с активной нагрузкой будет при max 90

Iв min P xd (2-15)

U

Из выражения (2-15) видно, что чем меньше активная мощность, тем с меньшим током возбуждением (вплоть до нуля) и соответственно с большим потреблением реактивной мощности из сети может работать генератор. Qmax

потребления из сети может быть определена из выражения (2-12).

Величина Iв min для каждого генератора в режиме недовозбуждения определяется инструкциями в процессе эксплуатации или заводом изготовителем.

17

Зависимость в режиме синхронного генератора от активной и реактивной нагрузки.

В номинальном режиме турбогенератор выдает в сеть номинальную активную мощность и в зависимости от номинального коэффициента мощности определенную реактивную мощность. В длительном режиме с активной нагрузкой, меньшей, чем номинальная, реактивная мощность может быть несколько повышена и, наоборот, в длительном режиме с активной нагрузкой, несколько больше номинальной, реактивная мощность должна быть уменьшена. При таких изменениях режима, полная (кажущаяся) мощность изменяется (Л-3, 5, 10).

В любых длительных режимах не должны возникать условия, утяжеляющие условия работу машины в целом, по сравнению с номинальным режимом. Это относится прежде всего к тепловому режиму машины. Что касается механически напряжений, то они не ограничивают работу с повышенной активной нагрузкой. Механическая прочность всех элементов выбирается из условий внезапного короткого замыкания на выводах статора, которые значительно тяжелее условий нормального режима.

В тепловом отношении важно, чтобы нагрев и температура отдельных частей машины не выходили за пределы величин номинального режима турбогенератора, т.е. ток в обмотке возбуждения и ток статора в любом длительном режиме не должны превышать соответствующего тока в номинальном режиме. Кроме этого рассмотрим некоторые дополнительные обстоятельства, изложенные ниже.

Для выяснения зависимости располагаемой реактивной мощности от величины активной воспользуемся упрощенной векторной диаграммой турбогенератора (рис. 2-3). Пусть напряжение на выводах статора ( U г ) неизменно

и равно номинальному, токи в обмотках возбуждения и статора не больше номинальных (Л-3, 5, 10).

42

При изменении активной нагрузки изменяется угол сдвига ЭДС eq

относительно вектора Uг напряжения. При этом вершина вектора ЭДС

перемещается по окружности того же радиуса (рис. 2-4). Чтобы исключить увеличение тока статора сверх номинального, проведем (рис. 2-7) из вершины вектора неизменного напряжения Uг окружность радиусом xd , равным падению напряжения i x d в номинальном режиме, когда i 1. Две окружности позволяют

выяснить зависимость располагаемой реактивной мощности от активной нагрузки.

При активной нагрузке, меньшей, чем номинальная Q Qном такой

режим (2) ограничивается электродвижущей силой (током) возбуждения, ток статора при этом меньше номинального. При активной нагрузке, большей, чем номинальная ( Q Qном ), такой режим (3) ограничивается током статора, при

вертикаль пропорциональна реактивному току и реактивной нагрузке. В обоих случаях коэффициент пропорциональности xd один и тот же. Это дает

возможность, отсчитав необходимые величины непосредственно из диаграммы, построить искомую зависимость располагаемой реактивной мощности QSном ,

от активной P (в о. е.).

нагрузка составила бы 0.8 номинальной кажущейся мощности турбогенератора. Но такой режим по условиям работы турбины ниже минимально допустимой нагрузки не может быть длительным на некотором участке КК' (рис. 2-8).

В тех случаях, когда паровая турбина работает в блоке с котлом, решающее значение имеет минимально допустимая нагрузка котла. Нормальный режим возможен на участке К'Н (рис. 2-8). Потом дополнительные ограничения возникают на отдельных участках дуги НМ по следующим причинам.

Во-первых, режим НМ при cos 1 может оказаться невозможным, так как максимальная длительность мощность паровой турбины, больше номинальной и перепускные клапаны турбины не обеспечивают пропуск пара; дуга ПМ окажется замененной вертикально, проходящей через точку П'.

Во-вторых, работа турбогенератора, имеющего cos ном 0.85 в режиме

с номинальным током статора и коэффициентом мощности близким к единице, может оказаться неприемлемой по условию устойчивости параллельной работы его с энергосистемой, из-за чрезмерно большего угла сдвига вектора электродвижущей силы eq относительно вектора напряжения сети.

В-третьих, на участке ПП'У (рис. 2-8) возникает ограничение электромагнитного характера, связанное с местными потерями и нагревом лобовых частей обмотки статора, ротора и активной стали статора. Нагрев тем

43

больше, чем больше магнитный поток рассеяния лобовых частей обмотки статора, пропорциональный току в обмотке. Увеличение тока в обмотке возбуждения противодействует возникновению этого потока рассеяния и, следовательно, ограничивает местный нагрев (Л-4, 6, 7, 9). Наиболее неблагоприятен режим с большим током статора и малым током возбуждения, сто возникает при токе статора, близком к номинальному, и коэффициенте мощности выше номинального, а также при работе турбогенератора в режиме, при котором ток возбуждения меньше тока холостого хода. Тоже самое может быть при режиме асинхронного хода без возбуждения, возникающего на непродолжительное время. В таких режимах ток возбуждения мал и вообще отсутствует, и местный нагрев крайних накатов может достичь недопустимых величин.

18

Работа генератора на выделенную нагрузку.

Аналогично рис. 2-3 и выражению (2-5), активная мощность для схемы состоящей из турбогенератора, повышающего трансформатора и линии передачи, которым соответствует диаграмма рис. 2-11.

Приведенное выражение (2-16) используется для рассмотрения различных установившихся режимов генератора на выделенную нагрузку. Рассмотри несколько примеров применения диаграммы рис. 2-11.

1. Возбуждение и напряжение в конце участка сети U c - неизменны

Вершина вектора напряжения на выводах турбогенератора Uг расположена на этом отрезке в точке, делящей его (рис. 2-11) в отношении I x d и I (xd x т x л ) , что дает возможность определить зависимость напряжения на

44

выводах генератора от изменения активной нагрузки Р (рис. 2-12б), т.е. чем больше активная нагрузка, тем ниже напряжение на выводах генератора (Л-3, 5).

2. Постоянные нагрузки Р и напряжение в конце сети U c , а возбуждение меняется (рис. 2-13).

Это сопровождается перемещением конца вектора E q по прямой

параллельной вектору постоянного напряжения Uc , а также изменением угла сдвига между этим векторами. Понижение тока возбуждения вызывает

увеличение угла сдвига, а повышение – уменьшение. Так же в этом случае отрезок Eq Uc соответствует в масштабе току статора, и вершина вектора

напряжения на выводах генератора Uг лежит на этом отрезке. Это дает

возможность (как и в первом случае) определить зависимость напряжения на выводах генератора от величины его тока возбуждения.

3. Активная нагрузка Р и возбуждение – неизменны, а меняются напряжения Uc в конце линии (рис. 2-14)

Это сопровождается изменением угла сдвига между векторами E q

и Uc , а также изменяется ток статора генератора и напряжение на его выводах Uг . Вершина вектора напряжения Uc перемещается по прямой ab параллельной вектору E q . Из диаграмм видно, что чем ниже напряжение в конце линии Uc ,

тем больше угол сдвига, ток статора и тем ниже напряжение на выводах генератора Uг .

Во всех случаях изменения указанных величин для всех случаев можно определить аналитически (Л-5, 6).

19

Работа турбогенератора в условиях колебания напряжения в электрической сети.

В процессе эксплуатации вследствие перераспределения активных и реактивных нагрузок между электрическими станциями и агрегатами при изменении режима потребителей происходит изменение напряжение на выводах ТГ. В районах, где мощность генерирующих источников недостаточна для покрытия активной и реактивной нагрузки и их покрытие осуществляется за счет перетоков из соседних частей (дефицитные районы) уровень напряжения в электрической сети в период максимальных нагрузок часто оказывается значительно ниже номинального.

При работе ТГ в блоке с Т U г на шинах ТГ меняется за счет падения

напряжения в блочном трансформаторе при изменении тока.

Напряжение на шинах ТГ, работающего в дефицитном районе, тоже окажется ниже номинального. С достаточной для практики точностью оно может быть определено:

45

снижению на 20% и U г .

Но при уменьшении напряжения на выводах генератора больше чем на 5% генератор не может выдавать без уменьшения активной мощности располагаемую реактивную мощность.

В соответствии с заводскими инструкциями при снижении напряжения ниже 95% Uн.г. ток статора не должен превышать 105% длительно допустимого

Кроме того допустимость снижения напряжения больше чем на 5% должна проверяться с точки зрения устойчивости. Поэтому, если необходимо в условиях дефицитного района сохранить активную нагрузку ТГ, то его реактивная нагрузка должна быть уменьшена:

Qг Sг2 Pг2 .

Снижение реактивной мощности ТГ осуществляется уменьшением его тока возбуждения If 0 .

способствует еще большему уменьшению уровня U c и в сочетании увеличением

потребления реактивной мощности нагрузкой может повлечь лавинообразное снижение напряжения – лавину напряжения. Но при этом в случае возникновения лавины напряжения произойдет форсировка возбуждения, но через 15-20 с, когда она будет снята, напряжение может катастрофически снизится до потери устойчивости (с.н.).

Обеспечить неизменность или увеличение выдачи генераторами реактивной мощности с целью увеличения напряжения сети можно только при условии разгрузки генератора по активной мощности.

46

Вместе с тем при уменьшении для этих целей активной нагрузки больше чем на 20% на первый план выступает второй ограничивающий фактор – недопустимость увеличения тока возбуждения ТГ по сравнению с длительно допустимым по условиям нагрева обмотки ротора.

При стремлении сохранить максимальной активную мощность генератора в условиях дефицитного района его реактивная мощность при глубоких понижениях напряжения в электрической сети должна быть уменьшена в 1,5-2 раза, а иногда и в большей степени. Т.к. это может привести лавинообразному падению напряжения и потере устойчивости, то в районах, где это возможно должны устанавливаться дополнительные источники реактивной мощности – синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов. В противном случае – отключение значительной части потребителей и разгрузка генератора по активной мощности для увеличения выдачи реактивной мощности и поддержания напряжения на допустимом уровне по условиям устойчивости. Эффективные меры в подобных случаях – уменьшение коэффициента трансформации блочных трансформаторов в подобных случаях. Это позволит, несмотря на падение напряжения в сети, сохранить располагаемую реактивную мощность без уменьшения активной. Однако для этого применения блочных трансформаторов с РПН.

Повышение напряжения генератора на величину больше чем 105% опасно, т.к. при этом происходит насыщение стали и возрастание магнитной индукции, резко увеличиваются потоки рассеяния, в ребрах корпуса генератора и других конструктивных элементах появляются большие паразитные токи, вызывающие дополнительный нагрев.

ПТЭ допускается наибольшее рабочее напряжение ТГ равное 110% от номинального. Но при этом растет B Uг индукция B при конструировании ТГ

выбирается близкой к предельной, поэтому ее увеличение приводит к насыщению и недопустимому нагреву. Поэтому возможность работы ТГ в таких условиях должна быть проверена специальными испытаниями на нагрев активной стали и дополнительные потери в роторе и статоре ТГ.

При увеличении напряжения более 5% мощность и ток статора должны быть ограничены следующими значениями:

Снижение мощности генератора при повышении напряжения необходимо, т.к. при повышении напряжения увеличивается индукция и потери в стали, что приводит к перегреву стали, который должен быть скомпенсирован уменьшением нагрузки генератора.

Когда происходит увеличение напряжения на шинах генератора? Это происходит, как правило, при значительном увеличении напряжения в прилегающей сети. Это возможно в периоды работы энергосистемы с малыми нагрузками.

47

Повышение напряжения возможно также при выделении одной или нескольких станций с участком сети с U 500 кВ на изолированную работу с избытком мощности и недостаточным количеством включенных шунтирующих

реакторов.

Увеличение напряжения может также произойти при отключении с одного конца протяженной ЛЭП высокого напряжения, которая остается подключенной с другого конца к шинам ЭС1 ЛЭП будут при этом генерировать большую реактивную мощность.

В случае, если в выделившемся энергорайоне увеличивается частота, то напряжение возрастает еще больше, т.к. с возрастанием частоты возрастает генерация реактивной мощности сетью. Потребление реактивной нагрузкой при

вплоть до перевода ТГ в режим недовозбуждения с потреблением реактивной мощности. Поэтому U г в большинстве случаев стабилизируется под действием

АРВ.

При наличии ОМВ эта опасность устраняется. Но вступление в работу ОМВ, препятствующему дальнейшему падению If и увеличению потребления

реактивной мощности по мере возрастания напряжения приводит к тому, что основной канал АРВ по отношению напряжения оказывается практически выведенным из работы и напряжение на зажимах статора генератора возрастает.

Если ТГ не имеет ОМВ, то возникает опасность глубокого развозбуждения ТГ вплоть до потери устойчивости. Однако при наличии ОМВ напряжение ТГ будет возрастать при увеличении напряжения сети.

Основным средством предотвращения нарастания напряжения в сети и U г в таких ситуациях является отключение завистем ЛЭП и включение

дополнительных шунтирующих реакторов. Но эти меры носят системный характер и должны осуществляться автоматически или по указанию диспетчера энергосистемы.

Одним из эффективных средств для понижения напряжения является быстрая разгрузка ТГ по активной мощности. При повышении частоты в

48

выделившейся части энергосистемы такая разгрузка приемлема, но должна производиться только по указанию диспетчера энергосистемы и должна быть предусмотрена инструкцией по ликвидации аварий.

20

Работа ТГ в условиях изменения частоты.

На режим работы (потери и нагрев) ТГ сказываются отклонения частоты больше ±2,5%. Колебания частоты приводят к изменению условий охлаждения, тока возбуждения и потерь в стали.

При снижении частоты уменьшается эффективность водородного охлаждения.

Потери в стали при неизменной индукции несколько снижаются:

Изменение тока возбуждения генератора при изменении частоты определяется изменением магнитного (результирующего) потока машины и соответственно МДС ОВ при изменении частоты. При уменьшении необходимо увеличения тока возбуждения. Чтобы не было перегрузки ротора при этом необходимо уменьшение активной нагрузки машины.

При увеличении частоты возрастают потери в стали, но и улучшаются условия охлаждения ТГ. В случае снижения частоты и уменьшением эффективности систем охлаждения персоналу необходимо усилить надзор за тепловым состоянием ТГ, даже если токи ротора и статора остаются в пределах номинальных значений.

Согласно ПТЭ нормально допускаемые изменения частоты не должны превосходить ±2,5%, то очевидно при возрастании частоты на 2-3% в связи с ростом потерь нет необходимости уменьшения нагрузки ТГ.

21

Анормальные режимы работы ТГ.

Ранее были рассмотрены нормальные режимы работы ТГ. Это те режимы, в которых он может работать длительно. Основными параметрами генератора являются Uст , Iст , Iв , cos , f , температура и давление

охлаждающей среды tохл , Pохл . При длительном установившемся режиме эти

параметры должны поддерживаться неизменными. Известно, что в нормальном режиме отклонение напряжения Uст допускается ±5% и при этом генератор

49

Напряжение обратной последовательности не больше 1%, а коэффициент синусоидальности 5%. Изменения частоты не должны превосходить 5% [ПТЭ]. Нормальные условия работы ТГ – это прежде всего условия при которых соблюдаются расчетные условия охлаждения ТГ, т.к. длительность установившегося режима ТГ ограничивается главным образом его нагревом. В случае непосредственного охлаждения температура охлаждающей жидкости (дистилят. масла) должны соответствовать нормам (33°С у дистилита масла, 40°С у масла). Избыточное давление водорода и его чистота 98%. Это то, что касается нормальных режимов работы.

Анормальными режимами, в отличии от нормальных, называются такие режимы, длительное существование которых может привести к порче оборудования энергоблоков, аварийной ситуации. Поэтому основной задачей оперативного персонала в случае возникновения этих режимов является немедленное прекращение этих режимов и ликвидация причин и последствий, что их сопровождают. Анормальные режимы можно разделить на аварийные и специальные. К аварийным режимам относятся:

1.перегрузки турбогенератора по току статора и ротора при однофазных или многофазных кз в генераторе, на ошиновке его выводов, на трансформаторе, работающем в блоке с генератором или на части присоединения генератора к источнику питания собственных нужд;

2.Перегрузки ТГ по токам статора и ротора при авариях связанных с появлением дефицита мощности в системе;

3.нарушения в работе системы охлаждения которые не могут быть ликвидированы в процессе работы ТГ и приводят к недопустимым перегревам обмоток ротора и статора.

Некоторые из этих режимов проходят очень быстро и персонал не имеет возможности реагировать на их ликвидацию – тогда в действие вступают РЗА. Некоторые имеют медленный темп развития (АР) – в этом случае возможно вмешательство персонала. Но во всех случаях эсплуатационный персонал обязан ликвидировать последствия нарушения работы и привести блочное оборудование

кнормальному режиму.

Специальные режимы – это нетипичные режимы для генераторов, в которых они могут работать длительное время, выполняя правила ПТЭ и заводских инструкций и придерживаясь жесткого контроля со стороны оперативного персонала станции.

Кэтим режимам относятся:

a)асинхронные режимы, вызванные потерей возбуждения или потерей синхронизма частью генераторов;

b)режим, обусловленный несимметричной нагрузкой трех фаз или обрывом провода одной фазы;

c)режим работы двигателя во время закрытия СК турбины для удержания ТГ в горячем резерве и режим СК;

d)режим работы при несинусоидальной нагрузке.

50