Асинхронний режим роботи генератора

В енергосистемах виникають асинхронні режими двох видів: 1) асинхронний режим з порушенням; 2) асинхронний режим при втраті збудження. Перший режим виникає при порушенні стійкості, коли кут між векторами напруги двох джерел змінюється в межах від 0 до 360 °, тобто мають місце несинхронні повороти ротора щодо статора. Розглянемо далі асинхронний режим при втраті збудження генератора. При порушенні в системі збудження часто можна швидко усунути несправність, в крайньому випадку перейти на резервне (на електростанціях обов’язково є резервний збудник). Бажано залишити генератор в роботі, поки ліквідується несправність або відбувається перехід на резервний збудник.

Цей режим роботи генератора без порушення протягом якогось обмеженого часу і називається асинхронним режимом. Покажемо, що він теоретично можливий. При втраті збудження синхронний момент зникає з деякою постійною часу, генератор скидає активне навантаження до нуля. У міру зменшення гальмуючого моменту на валу виникає надлишковий момент, частота обертання генератора зростає, впуск робочого тіла поки колишній, ротор обертається несинхронно зі статором, і в замкнутих контурах ротора індукується змінний струм з частотою ковзання і створюється асинхронний (гальмуючий) момент. Асинхронний момент створюється за рахунок взаємодії обертового поля статора і струмів, наведених їм в замкнутих контурах ротора і бочці ротора. Характер зміни асинхронного моменту залежить від типу генератора, стану обмотки збудження і т.д. Як відомо, середнє значення Мас від S визначається наступною залежністю (рис. 1).

У свою чергу моментная характеристика турбіни при зміні S і при незмінному впуску робочого тіла має падаючий вид. Якщо ж ще зменшити впуск робочого тіла отримаємо характеристику зміни МТ1 Моменти турбіни Мт і МТ1 будуть врівноважені зростаючим асинхронним моментом, виникає новий сталий режим при деяких ковзаннях. І якщо ми встановимо, що особливих обмежень по таким режимам немає, то можна генератор залишити в роботі. Необхідно зробити зауваження, що лише умовно можна вважати, що асинхронний режим є стійким, тому що Мас не залишається постійним, а пульсує через одноосьовим обмотки збудження і неоднаковою магнітної провідності в подовжній і поперечній осях генератора близько середнього значення по закону:

Мac = Мd sin2 + Mq cos2,

де – кут зсуву поздовжньої осі ротора щодо магнітного потоку в зазорі; Мd і Мq- моменти на валу, відповідні максимуму струму в подовжній і поперечній осях. Графік зміни Мас показаний на рис.2.

Періодичні зміни Мac призводять до коливань потужності 5-7% і ковзання генератора. Допустимість асинхронного режиму визначається, перш за все, величиною S. Якщо генератор, прискорюючись після втрати збудження, досягає критичної частоти обертання (для турбогенераторів це відповідає ковзанню 8-10%), спрацьовує автомат безпеки турбіни, припиняє доступ пари в турбіну, і генератор буде відключений від мережі до настання стійкого асинхронного режиму. Швидкодіюча розвантаження генератора (зменшення моменту турбіни) після втрати збудження зменшує ковзання, і асинхронний режим виявиться можливим. Розглянемо можливі несправності в системі збудження генератора на прикладі електромашинній системи збудження (рис.3) (положення контактів АГП показано для нормального режиму роботи): 1. Обмотка збудження (ів) розімкнути через помилкової роботи АГП або просто обриву ланцюгів. 2. Обмотка збудження замкнута на Rг (помилкова робота АГП). 3. Обмотка збудження замкнута накоротко (ланцюга справні, але не працює збудник, обмотка замкнута на малий опір якоря збудника). У відповідності з перерахованими станами oв отримаємо різні характеристики асинхронного моменту (рис. 4). При розімкнутої oв струми частоти ковзання индуктируются в масиві ротора. У міру збільшення ковзання глибина проникнення струмів зменшується, активний опір зростає значно більше, ніж зменшується реактивне опір розсіювання, в результаті повне опір ротора зростає і обумовлює порівняно пологий підйом моментной характеристики зі збільшенням ковзання (крива 1).

Інший характер набуває режим роботи генератора при замкнутої обмотці збудження накоротко або на гасітельних опір. В цьому випадку процеси в роторі ускладнюються за рахунок индуктируемого в обмотці збудження однофазного змінного струму, що має частоту ковзання і створює пульсуюче поле тієї ж частоти. Пол
е, що обертається проти руху ротора з кутовою частотою обертання s, буде нерухомо щодо обертового поля статора і створить гальмуючий момент, який складається з моментом від струмів, индуктироваться в масиві ротора полем статора, таким чином, асинхронний момент при тому ж ковзанні значно збільшиться. Моментная характеристика асинхронного моменту генератора стає «більш жорсткою» (крива 3). При замиканні oв на гасітельних опір (3-5-кратне со-супротиву oв) маємо певний проміжний варіант (крива 2).

Існує проміжний режим у генераторів, що мають систему збудження, виконану на випрямлячах. Випрямний пристрій, на яке замкнута обмотка ротора, пропускає струм в одному напрямку. Тому змінний однофазний струм частоти ковзання, що виникає в обмотці збудження турбогенератора при асинхронному режимі, переривається кожен напівперіод при переході струму через нуль, що еквівалентно періодичному розмикання і замикання накоротко обмотки збудження. Відбувається небажане періодичне різка зміна асинхронного моменту, режим ще небезпечний для ізоляції обмотки ротора через перенапруг, що виникають на обмотці і випрямлячах в момент обриву ланцюга струму. Застосовуючи постійно включене паралельно обмотці збудження опір тірітового типу, значення якого залежить від прикладеної напруги, вдається уникнути цих неприємних наслідків.

Слід зазначити, що також характер зміни асинхронного моменту залежить від типу і потужності генераторів: велику величину асинхронного моменту мають генератори з непрямим охолодженням, у яких менші значення перехідного і сверхпереходного реактивних опорів, тому асинхронний режим цих генераторів давно використовувався в енергосистемах. У генераторів ТГВ-200 максимальний асинхронний момент більше або дорівнює номінальному синхронного, і генератор, втративши збудження, спокійно переходить в асинхронний режим; необхідно лише негайно розвантажити його до допустимого значення асинхронної навантаження. У ТГВ-300 навіть в найсприятливішому випадку при короткозамкненою обмотці збудження максимальний асинхронний момент дорівнює лише 60% номінального синхронного. Для таких генераторів необхідна установка швидкодіючої релейного захисту, що виявляє асинхронний режим при втраті збудження і блокуючих дії автомата безпеки турбіни, якщо генератор повинен бути залишений в роботі.

Розглянемо також всі обмеження асинхронного режиму. Перехід турбогенератора в асинхронний режим супроводжується збільшенням споживання реактивної потужності в системі. Генератор, втративши збудження, по-перше, перестає видавати в систему реактивну потужність, по-друге, починає споживати з мережі реактивний струм. На рис.5 показана залежність споживання реактивної потужності підвищує трансформатором блоку ТГВ-300 при асинхронному ході при різних станах ланцюга збудження. Як і слід було очікувати, найбільше споживання досягається при замкнутої накоротко обмотці збудження і становить 1,6 Qр. Якщо соs ном = 0,85, а номінальна реактивна потужність у відносних одиницях дорівнює 0,527, то найбільше споживання складе 0,5271,6 = 0,84 в.о. З огляду на, що в нормальному режимі генератор видавав 0,527 в.о., сумарний дефіцит реактивної потужності для енергосистеми в асинхронному режимі складе 0,84 +0,527 = 1,37 в.о. або 410 МВ * Ар. Якщо ця потужність не буде компенсована мережею або іншими турбогенераторами станції, напруга на шинах станції знизиться до 0,7 Uн (рис. 6). Перехід генератора в асинхронний режим спричиняє спотворення його стійкості. Таким чином, щоб конкретний генератор міг перейти в асинхронний режим при втраті збудження, в системі повинен бути резерв реактивної потужності, тобто інші генератори в попередньому режимі повинні працювати з неповною реактивним навантаженням. Інакше тільки на час форсування збудження (30с) режим цей виявиться можливим. У будь-якому випадку зниження напруги в асинхронному режимі спостерігається, і власні потреби блоку, залишеного в роботі при втраті збудження, повинні бути переведені на резервне живлення. Покажемо, як змінюється струм в обмотці статора генератора в асинхронному режимі. Величина його на початку переходу в асинхронний режим, тобто при S = ​​0, визначається напругою мережі та сумою реактивних опорів зовнішнього і синхронного опору генератора. Цей струм дорівнює (0,4-0,6) Iном. При збільшенні S споживання струму збільшується через збільшення асинхронної навантаження, і струм статора зростає (рис
.7). На підставі численних експериментальних досліджень встановили, що струм в обмотці статора генератора в асинхронному режимі не повинен перевищувати 1,1 Iном, і цим визначається необхідність зниження навантаження в асинхронному режимі. В асинхронному режимі в замкнутих контурах ротора индуктируются струми частоти ковзання. У міру збільшення S глибина проникнення їх зменшується, втрати зростають, причому, як і при несиметричному режимі, розподіл їх по поверхні ротора нерівномірно. Найбільші втрати мають місце в торцевій зоні, і тому саме там найбільші температури, що обмежують асинхронну потужність генератора. Втрати в роторі в асинхронному режимі повинні бути не вище втрат при номінальному синхронному режимі Pacx * Pвозб ном. Так як втрати в асинхронному режимі пов’язані з навантаженням Pacx = S * Pасх, то допустиме навантаження генератора в асинхронному режимі за критерієм втрат визначається як Pacx = Pвозб ном / S. Як і в несиметричному режимі, найбільших втрат виникають в масиві ротора, а найменші в обмотці збудження. На малюнках 5, 6, 7 показані по три характеристики, що відповідають різним аварій в системі збудження. Як видно, найбільш несприятливий за наслідками випадок замикання обмотки збудження генератора накоротко, хоча в цьому випадку і максимальні значення асинхронного моменту. Очевидно, що краще мати проміжний варіант, і при асинхронному режимі бажано у всіх випадках включати паралельно обмотці збудження гасітельних опір. ПТЕСіС дозволяють роботу в асинхронному режимі: – для генераторів з непрямим охолодженням протягом 30 хв з навантаженням не бо¬лее 60% номінальної; – для генераторів з безпосереднім охолодженням протягом 15 хв з навантаженням (40 -55)% номінальної. Явнополюсние машини (гідрогенератори) без демпферних обмоток не можуть розвивати великого асинхронного моменту (максимум 0,5-0,6 номінального), тому при втраті збудження значно збільшують частоту обертання і зменшують навантаження майже до нуля. Такі генератори при втраті збудження повинні відключатися. У потужних гідрогенераторів (наприклад, гідрогенераторів Красноярської ГЕС) встановлені потужні демпферні системи. Робота таких гідрогенераторів в асинхронному режимі дозволяється протягом 10 хвилин з навантаженням 30% від но-номінальної. Отже, при втраті збудження генератора повинні бути виконані наступні заходи (пристроями релейного захисту, автоматики, експлуатаційним персоналом): -виявити асинхронний режим (релейний захист діє на відключення, якщо він неможливий або неприпустимий, або на сигнал); -розвантажити турбіну; -одночасно відключити АГП і перемкнути обмотку збудження на Rг; -забезпечити роботу системи власних потреб; -контролювати Q, Iр інших генераторів; -забезпечити стійкість енергосистеми; -обмежити час асинхронного режиму; -усунути несправність системи збудження або перейти на резервний збудник.

Ссылка на основную публикацию