6. Асинхронные режимы работы генераторов

При потере возбуждения из-за неисправности возбуди­теля, расцепления полумуфт между ротором и возбудите­лем, обрыва в цепи ротора, случайного отключения АГП и по любой другой причине генератор переходит в асин­хронный режим. При этом по мере снижения магнитного потока, создававшегося до этого током в обмотке ротора, генератор начинает потреблять реактивную мощность из сети.

Равновесие между уменьшающимся до нуля синхрон­ным электромагнитным моментом и вращающим моментом турбины нарушается, и частота вращения генератора на­чинает возрастать сверх синхронной. Под воздействием магнитного поля от тока статора, в зубцах и клиньях рото­ра и в его обмотке, если она остается замкнутой на возбу­дитель или замкнется на резистор самосинхронизации, по­явятся токи с частотой скольжения. Магнитный поток от этих токов, взаимодействуя с магнитным полем статора, создает тормозящий асинхронный момент, что обеспечива­ет выдачу генератором активной мощности в сеть при асин­хронном режиме. Асинхронный тормозящий момент с уве­личением скольжения ротора возрастает. Когда он станет равным вращающему моменту турбины, дальнейшее повы­шение скольжения прекратится. Наступит установившийся асинхронный режим.

Реагируя на увеличение частоты вращения, регулятор частоты вращения турбины сокращает поступление пара (воды) и тем самым уменьшает активную мощность. По­этому, как правило, в результате потери возбуждения ак­тивная мощность на генераторе снижается.

Если при увеличении асинхронного тормозящего момен­та скольжение изменяется мало (жесткая кривая асинхрон­ного момента), а максимальный асинхронный момент, раз­виваемый генератором, достаточно велик, то установивший­ся асинхронный режим наступает при небольшом скольже­нии и уменьшение активной мощности невелико.

Турбогенераторы ТВФ, ТВВ и ТГВ в области малых скольжений имеют достаточно жесткую кривую асинхрон­ного момента. При работе без возбуждения с активной нагрузкой 0,5—0,6 номинальном, даже при разомкнутой обмотке ротора скольжение у них но превышает 0,3-0,8%. Потери в роторе при этом составляют 0,3—0,9 номиналь­ных потерь на возбуждение, а ток статора около 1,0 1,15

номинального.

Но максимальный асинхронный момент у турбогенера­торов с непосредственным охлаждением значительно ниже, чем у машин с косвенным охлаждением. Поэтому потеря возбуждения у них при нагрузках, близких к номинальным, сопровождается повышенными скольжением и током ста­тора. Из-за повышения частоты вращения до недопусти­мых пределов может произойти отключение турбины дей­ствием автомата безопасности. Для исключения этого на турбинах 300 МВт начали применять быстродействующие электрогидравлические приставки к регуляторам, удержи­вающие частоту вращения в допустимых пределах и авто­матически разгружающие турбогенераторы до допустимых пределов.

Токи, появляющиеся в зубцах, клиньях и бочке ротора, при асинхронном режиме турбогенератора вызывают на­грев ротора.

При повышенном скольжении ток статора может зна­чительно превышать номинальное значение, что может при­вести к перегреву обмотки статора.

Из-за возрастания результирующей магнитной индук­ции в торцевых областях турбогенератора при потере воз­буждения увеличивается нагрев крайних пакетов стали и конструктивных элементов торцевых зон статора.

В асинхронном режиме в обмотке ротора наводится на­пряжение. Если обмотка разомкнута или включена не на электромашинный возбудитель, а на систему выпрямителей возбуждения, исключающую прохождение тока обратной полярности, то при больших скольжениях наведенное на­пряжение может достигнуть опасного для обмотки ротора и выпрямителей значения. Кроме того, при разомкнутой обмотке среднее значение асинхронного момента меньше, а скольжение больше, чем при замкнутой. Поэтому при пе­реводе генератора в асинхронный режим обмотку ротора необходимо автоматически или ручным отключением АГП замыкать на активное сопротивление (самосинхронизации или гасительное).

Использование асинхронного режима для оставления в работе генератора при потере возбуждения хотя бы на вре­мя, необходимое для перевода на резервное возбуждение, позволяет в большинстве случаев избежать аварийных ос­тановок генераторов. Но при этом необходимо соблюдать следующие условия.

Для турбогенераторов с косвенным охлаждением актив­ная нагрузка должна быть не выше 60 % номинальной, а продолжительность режима не более 30 мин.

Турбогенераторы с непосредственным охлаждением мощностью до 300 МВт включительно по условию нагрева элементов торцевых зон статора, особенно крайних паке­тов активной стали, непосредственно соприкасающихся с обмоткой, могут работать без возбуждения 15 мин (генера­торы ТВФ —30 мин) с нагрузкой не более 40 % номиналь­ной. Разгрузка до допустимого предела должна произво­диться вручную или автоматически в течение 2 мин. При этом время разгрузки до 60 % номинальной для турбоге­нераторов менее 150 МВт не должно превышать 60 с, а для турбогенераторов большей мощности—30 с.

В гидрогенераторах из-за большого скольжения (3— 5%), обусловленного меньшим, чем в турбогенераторах, асинхронным моментом, при асинхронном режиме быстро перегревается успокоительная обмотка. Поэтому работа гидрогенераторов в асинхронном режиме не допускается, и при потере возбуждения они отключаются специальной за­щитой от токовой перегрузки статора.

При потере возбуждения необходимо снизить активную нагрузку до допустимых значений (если нет автоматики) и попытаться доступными со щита управления средствами (изменением положения штурвала шунтового реостата, воздействием на корректор и компаундирование и т. д.) восстановить возбуждение. Если сделать это не удается, следует перейти на резервное возбуждение с отключением на время перехода АГП.

Генератор может выпасть из синхронизма при недоста­точном возбуждении или в результате аварии в системе. Для восстановления синхронизма увеличивают ток возбуж­дения и снижают активную нагрузку. Если генератор не войдет в синхронизм, он должен быть отключен от сети.