1_amp_amp_2nd_semestr

d f

δ

δо

мощности турбины (нагрузки). В этом случае даже очень малое возмущение может привести к нарушению устойчивости.

II. Общая характеристика асинхронного режима генератора при потере возбуждения.

Синхронный электромагнитный момент генератора проявляется как результат взаимодействия магнитного потока статора с потоком, обусловленным протеканием в обмотке ротора тока возбуждения. При установившейся синхронной работе генератора этот момент по отношению к вращающемуся моменту турбины является тормозным.

При потере возбуждения составляющая магнитного потока, создаваемая током в обмотке ротора будет уменьшаться до нуля. В соответствии с этим синхронный электромагнитный момент также уменьшается. С уменьшением тормозящего синхронного момента ТГ появляется избыточный момент (мощность) на валу, что приводит к увеличению скорости вращения генератора сверх синхронной. В результате под воздействием вращающегося потока, обусловленного током статора, в зубцах и бочке ротора, а также в его обмотке, если потеря возбуждения произошла без разрыва ее цепи, наводятся токи, имеющие частоту скольжения.

Эти токи, взаимодействуя с полем статора, создают тормозящий асинхронный момент и ТГ начинает выдавать активную мощность в энергосистему.

71

При увеличении скорости АРС турбины действует в направлении уменьшения расхода пара (снижения мощности). Скорость вращения ТГ увеличивается до тех пор, пока не наступит равновесие между моментом, развиваемым турбиной и асинхронным тормозящим моментом генератора. Величина нагрузки при которой наступит установившийся асинхронный режим, зависит от характеристики регулирования турбины и характеристики асинхронного момента.

Если кривая асинхронного момента ТГ "жесткая" (при значительном увеличении тормозящего момента скольжения изменяется мало), а максимальный момент, развиваемый генератором достаточно велик, то равновесие наступит при небольшом скольжении и генератор уменьшит нагрузку незначительно. Если кривая асинхронного момента ТГ такова, что при относительно небольших изменениях момента скольжения изменяется значительно или же максимальный асинхронный момент меньше момента турбины в исходном режиме, то равновесие может наступить только при повышенных значениях скольжения. Если же максимум характеристики асинхронного момента генератора оказывается меньше момента, развиваемого турбиной во всем диапазоне скольжений, то

1 –турбины; 2 – гидрогенератора с демпферным контуром; 3 – ГГ без демпферного контура.

равновесие без внешних воздействий может не установиться и частота генератора увеличивается до уставки срабатывания автомата безопасности турбины, что влечет за собой аварийный останов энергоблока.

Гидрогенераторы без демпферных обмоток имеющих небольшой асинхронный момент и пологую характеристику асинхронного момента. Поэтому в асинхронном режиме они развивают большую частоту вращения и снижают нагрузку почти до нуля. ГГ с демпферными обмотками имеют более крутую асинхронную характеристику чем без демпферных обмоток. Однако скольжение

72

генератора при этом достаточно велико. Это обстоятельство необходимо учитывать, так как величина скольжения определяет уровень нагрева электрически машин. Работа ГГ без ДО в АР недопустима. ТГ имеют более благоприятную характеристику асинхронного момента.

III. Влияние АР на работу генератора станции и энергосистемы.

При переходе ТГ в асинхронный режим без возбуждения значительно возрастет ток статора в первую очередь за счет увеличения его реактивной составляющей, обуславливающей образования рабочего потока машины (ток намагничивания) и потоков рассеяния. Ток статора и потребляемая из сети реактивная мощность возрастает с увеличением скольжения. Переход от выдачи к значительному потреблению реактивной мощности, как правило, сопровождается значительным снижением напряжения на выводах генератора и меньшим, но существенным снижением напряжения на шинах высокого напряжение. Это связано с тем, что генераторы, как правило, включены в сеть через повышающие трансформаторы и при потреблении реактивной мощности в асинхронном режиме напряжение генератора U г снижается за счет падения напряжения в индуктивном

сопротивлении трансформатора. Кроме этого снижается максимум характеристики асинхронного момента Mас.(S) пропорциональный квадрату

напряжения.

Токи, наводимые в роторе, и проходящие по зубцам и бочке ротора (при разомкнутой обмотке возбуждения) в асинхронном режиме имеют повышенную частоту и в большей степени вытесняются на поверхность ротора. Эквивалентное сопротивление ротора и величина потерь возрастают. Причем распределение потерь и вызываемых ими нагревов становится более неравномерным. В результате возможно чрезмерное повышение температур, особенно в области торцов бочки ротора, где замыкаются наведенные токи.

При увеличении скольжения быстро увеличивается ток статора (потребление тока из сети) из-за увеличения асинхронной нагрузки ТГ. Это может привести к перегреву статорной обмотки, если ток значительно превысит номинальное значение, и крайних пакетов стали статора даже при значениях тока порядка (1 1.1) Iн (рис. ).

73

Ток статора ТГ в асинхронном режиме

Вышесказанное иллюстрируется векторной диаграммой (рис. ), построенной для схемы замещения ТГ, работающего в асинхронном режиме без возбуждения при разомкнутой обмотке ротора. Ток равен геосумме тока

намагничивания I и приведенного к статору тока ротора I .

f

Если потеря возбуждения ТГ возникла в режиме близком к номинальному и остальные турбогенераторы станции также были загружены полностью по активной и реактивной мощности, то в этих условиях напряжение на шинах Uш станции снижается,

асинхронный момент на валу уменьшается пропорционально

Uг2 , скольжение S оказывается

больше вычисленного для условий неизменного номинального напряжения. Потребление реактивной мощности, снизившееся из-за увеличенного скольжения. Оценка глубины снижения напряжения и выработка мероприятий по его

восстановлению требует тщательного анализа режима электрической станции совместно с энергосистемой.

74

Поддержание уровня напряжения на шинах электрической станции ТГ соседних энергоблоков возможно лишь в том случае, если они в предшествующем случае работали с неполным током возбуждения. В противном случае – система АРВ в принципе может повысить if до потолочного значения или близкого к

нему. Допустимая продолжительность полуторократного if современного ТГ

составляет в зависимости от мощности и исполнения от 70 до 40 сек, а двухкратного – лишь от 30 до 20 сек. По истечении этого промежутка времени if

соседних ТГ во избежание их повреждения должен быть снижен до номинальной величины. Следовательно восстановившееся напряжение на некоторое время напряжение снова понизится. Понизится при этом и напряжение на шинах собственных нужд ТГ, работающего без возбуждения. Это напряжение в зависимости от типа ТГ, его загрузки, параметров и схемы связи ТГ с системой может снизится до 70% номинального и даже ниже. При таких понижениях напряжения АД СН тормозятся и уменьшаются, и резко снижается производительность механизмов СН. В этих случаях возможны погашения котлов и остановка блоков. В этих случаях необходимо предусмотреть автоматический перевод питания шин СН с рабочего источника на резервный.

С точки зрения энергосистемы потеря крупной реактивной мощности и снижение напряжение на сборных шинах станции равносильны для энергосистемы затяжному трехфазному кз в конце некоторой тупиковой линии отходящей от шин станций. Последствия этого различны в зависимости от числа и мощности параллельно работающих ТГ соседних энергоблоков, их режима и величины if , а также от величины запаса пропускной способности ЛЭП,

соединяющих станцию с остальной частью энергосистемы. Если этот запас не велик (10-20%), то в таких условиях достаточно понижения напряжения на шинах станции на 10-15%, чтобы работа ЛЭП и энергосистемы оказалась на грани устойчивости.

28

Работа ТГ без возбуждения при замкнутой обмотке ротора.

Рассмотрим более сложный случай работы ТГ в асинхронном режиме с замкнутой накоротко или на разрядное сопротивление обмоткой возбуждения.

Этот режим возможен при потере возбуждения возбудителя, когда ОВ оказывается замкнутой на якорь возбудителя, или при отключении автомата гашения поля, когда обмотка замыкается на гасительное

сопротивление.

Явления в генераторе в этом случае усложняется за счет индуктируемого в одноосной обмотке возбуждения однофазной

переменного тока с частотой скольжения S, который создает пульсирующее

75

относительно ротора с той же частотой магнитное поле. Это поле можно разложить на два вращающихся относительно ротора в разные стороны поля половинной амплитуды. Если ротор вращается со скоростью превышающей синхронную (имеет место при потере возбуждения), то обратное поле, которое вращается относительно ротора с угловой скоростью S будет неподвижно

относительно вращающегося поля статора и создаст тормозящий (генераторный) момент, который сложится с моментом от токов, наведенных в массиве ротора полем статора и вследствие этого результирующий асинхронный момент при данном скольжении существенно увеличится. Характеристика mac (S) будет более

жесткой.

Прямое поле, вращаясь в ту же сторону, что и ротор, имеет относительно статора угловую скорость (1 2 S) и наводит в его обмотке токи с

частотой (1 2 S) .

Амплитуда результирующего тока статора, равная сумме токов основной частоты и токов частоты (1 2 S) , будет пульсировать с частотой

2 S.

Однако эти токи, замыкаясь через сеть, на которую работает генераторы, вызывают значительные пульсации токов статора с двойной частотой скольжения (25-30%). В результате взаимодействия магнитных полей статора и ротора, вращающихся скоростями, отличающимися на 2 S возникают знакопеременные

составляющие электромагнитного асинхронного момента.

Основные особенности работы невозужденного ТГ в асинхронном режиме при замкнутой ОВ по сравнению с разомкнутой:

а) увеличение среднего асинхронного момента (тормозного) и соответственно уменьшении среднего значения S при одном и том же моменте создаваемом турбиной;

б) наличие знакопеременной составляющей электромагнитного момента, имеющих двойную частоту скольжения около среднего его значения;

76

в) пульсации (биения) тока статора с двойной частотой скольжения; г) уменьшение величины напряжения на выводах ОВ до безопасных

пределов, если сопротивления, на которые замыкается эта обмотка не слишком велико (обычно оно выбирается 3-5 кратным по отношению к сопротивлению самой ОВ). На рис. представлены кривые изменения потребления реактивной мощности из сети Q , тока статора Iст. , напряжение на зажимах статора при

асинхронном режиме генератора ТГВ-300 при различных состояниях обмотки возбуждения.

гасительные сопротивления; 3 – ОВ замкнута накоротко.

77

29

Потери в роторе при асинхронном режиме.

Из теории асинхронных машин известно, что потери, выделяющиеся в роторе определяются произведением активной мощности на скольжение.

???

30

Пуск и набор нагрузки синхронных турбогенераторов .

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

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 журнале и т.д.

В объем подготовительных работ перед пуском турбогенератора входит тщательный осмотр вспомогательного оборудования : систем маслоснабжения , систем охлаждения , систем возбуждения , состояние первичных и вторичных цепей защит , коммутационной аппаратуры , проверка состояния изоляции обмоток ротора , статора, цепей возбуждения и всего вспомогательного электрооборудования .

Сюда входит : проверяется действие АГП путем включения и отключения . Проверяется , все ли вентели открыты на маслопроводах подачи масла на уплотнения от системы регулирования . Совместно с турбинами 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 статорамегомметром на 2500 В , цепей ротора на напряжение 1000 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 температуры наружного воздуха , то при тщательной протирке

78

поверхностей изоляторов в процессе медленного подъема напряжения , поверхность изолятора подсушивается и сопротивление восстанавливается .

Сопротивление изоляции всей цепи возбуждения должно быть не ниже 0,5 МОм .

У ТГ с водяным охлаждением ротора или элементов системы возбуждения допустимые величины сопротивления изоляции устанавливаются местными инструкциями (например для системы ионного возбуждения – не ниже 50 кОм ) .

Во время пуска ТГ при каждом увеличении числа оборотов необходимо следить , чтобы регулятор поддерживал необходимый перепад 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 к 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 подъема частоты вращения ТГ определяется условиями прогрева турбины . Критические скорости для роторов Т и Г, которые известны для них , необходимо проходить при подъеме частоты без задержек , во избежании опасных вибраций агрегата . После достижения 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 . Фазировка ТГ и вопросы синхронизации будут рассмотрены далее . Ниже рассмотрим набор нагрузки ТГ.

После включения генератора в сеть его нагрузка повышается постепенно , по мере нагрева турбины . При этом скорость повышения напряжения не ограничивается . В нормальных условиях скорость изменения нагрузки агрегата определяется турбиной (250 - - 300 кВт/мин ) при первонагружении и 1МВт / мин при прогретой турбине , и не требует специальной проверки и дополнительных ограничений по генератору .Однако при действии АРВ , как ФВ , во время первого нагружения скорость изменения реактивной нагрузки, не связанная с изменением активной нагрузки , может быть довольно большой . Быстрые изменения токовой нагрузки возможны также при регулировании активной нагрузки , например в диапазоне 70 – 100 % мощности , когда ТГ работает в пиковом режиме и регулирует частоту . В этих случаях целесообразно рассмотреть поведение обмоток статора и ротора ТГ ввиду , что постоянные t этих обмоток на порядок отличаются от постоянной t активной стали ТГ .

79

Постоянная t (тепловая ) для активной стали Тст = 49 мин .

Вследствии различия в тепловых постоянных стали и меди резкие изменения нагрузки ТГ будут приводить к относительному перемещению стержней обмотки в газах и могут вызвать механические повреждения изоляции , ее сжатие и разрывы. Так как условия теплового расширения стержней обмоток статора и ротора различны (обмотка статора неподвижна , а обмотка ротора вращается ) , то их поведение в условиях быстрого нагревания и охлаждения нужно рассматривать раздельно .

Исследования компаундированной изоляции при удлинении обмотки статора вследствии увеличения нагрузки статора показали , что скорость деформации стержня при пуске и взятии нагрузки или даже при кз 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 как этому препятствуют силы трения , возникающие при вращении ротора из – за центробежных усилий . Поэтому относительного перемещения бочки ротора и уложенной в ее пазах обмотки , вызываемого разностью температур и температурных коэффициентов в роторе не наблюдаются , и тепловое удлинение медных стержней переходит в деформацию сжатия .

Если при этом предел текучести будет превзайден , то деформация окажется необратимой и после остановки ТГ и остывания стержни укоратятся 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 вентеляционных каналах стержней возникает сужение проходного сечения и условия охлаждения резко ухудшаются , приводя к местным прогревам обмотки ротора . Поэтому стержни ОВ ТГ с непосредственным охлаждением изготавливаются из сплава меди с серебром , что повышает границу 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 нагрузок турбогенератором в соответствии с увеличением нагрузки турбины при ее прогреве .

Включение на паралельную работу синхронных генераторов и компенсаторов .

I Пуск и набор нагрузки синхронных турбогенераторов

IIУсловия включения на паралельную работу синхронных геенраторов и компенсаторов . Способ точной синхронизации .

На каждой электростанции обычно установлено несколько ТГ, которые включены на паралельную работу в общую сеть . Все паралельно работающие ТГ

80