Лабораторная работа №1

«Исследование работы синхронного генератора в асинхронном режиме»

Цель работы: изучение особенностей работы синхронного генератора в асинхронном режиме.

Асинхронный режим работы возникает вследствие полной или частичной потери возбуждения генератора.

Полная потеря возбуждения происходит в случаях: ошибочного отключения АГП (автомат гашения поля), обрыва или к.з. в силовой цепи обмотки возбуждения генератора, повреждения возбудителя или элементов схемы цепей возбуждения и т.д. В зависимости от характера неисправности обмотка возбуждения генератора, перешедшего в асинхронный режим, может оказаться разомкнутой, замкнутой накоротко или на резистор (гасительный, для самосинхронизации или обмотки возбудителя).

Частичная потеря возбуждения может произойти в случае работы турбогенератора без автоматического регулятора возбуждения и неправильных действий персонала при перераспределении активных и реактивных нагрузок между ним и другими работающими генераторами, при некоторых повреждениях в цепях возбуждения и т.д.

Физический процесс перехода в асинхронный режим происходит в следующей последовательности: при исчезновении или значительном уменьшении тока в обмотке возбуждения генератора уменьшаются магнитный поток возбуждения и соответствующий ему синхронный электромагнитный момент на валу турбогенератора. При некотором значении тока возбуждения значение синхронного электромагнитного момента становится меньше вращающего момента турбины и генератор, продолжая оставаться в сети, выпадает из синхронизма. Для поддержания

магнитного поля генератор – начинает потреблять намагничивающий ток из сети. Вследствие нарушения равновесия между вращающим моментом турбины, и электромагнитным (тормозным) моментом генератора начинает увеличиваться частота вращения турбоагрегата выше синхронной. Регулятор турбины при этом уменьшает впуск пара в турбину и стремится сохранить нормальную частоту вращения, вследствие чего активная нагрузка турбоагрегата несколько снижается.

Увеличение частоты вращения турбоагрегата приводит к тому, что ротор генератора вращается быстрее, чем магнитное поле статора, и в роторных контурах возникают переменные токи, имеющие частоту скольжения sf. Взаимодействие наведенных в контурах ротора токов с основным потоком статора создает асинхронный электромагнитный момент на валу генератора, тормозящий ротор.

Установившийся асинхронный режим наступает при равенстве асинхронного электромагнитного момента и момента вращения турбины, генератор в этом режиме выдает в сеть активную и потребляет из сети реактивную мощность.

Активная нагрузка, при которой наступает установившийся режим, определяется характеристикой регулирования турбины и значением асинхронного момента генератора, который в общем случае определяется индуктивными сопротивлениями генератора в установившихся и переходных режимах и постоянными времени его контуров. Асинхронный момент турбогенераторов резко возрастает с увеличением скольжения (рис. 1), поэтому равновесие между асинхронным моментом генератора и моментом турбины наступает при относительно небольших скольжениях.

Асинхронный режим работы генератора сопровождается следующими изменениями показаний приборов:

1. ток статора увеличивается и колеблется с частотой скольжения возле некоторого среднего значения;

2. напряжение статора снижается тем больше, чем больше нагрузка машины (на величину падения напряжения U с в блочном трансформаторе);

3. в обмотке ротора протекает переменный ток, стрелки приборов тока и напряжения ротора колеблются с двойной частотой скольжения в обе стороны от нуля;

4. ваттметр реактивной мощности указывает направление мощности из сети к генератору.

Рис. 1. Расчетные характеристики асинхронных моментов турбогенераторов при различном состоянии обмотки возбуждения и схем подключения к сети: а – ТВ-2-150-2, 1, 2, 3 – х ВН = 0; U С = 1,0; 4, 5, 6 – х ВН = 0,13; U С = 0,94; 1 и 4 – при ОВГ, замкнутой на источник возбуждения, 2 и 5 – при ОВГ, замкнутой на резистор (гасительный или самосинхронизации); 3 и 6 – при разомкнутой ОВГ; б – турбогенераторы с непосредственным охлаждением, ОВГ замкнута на источник возбуждения; 1 – ТВФ-100-2; 2 – ТГВ-200; 3 – ТВВ-500

В асинхронном режиме значительно понижается напряжение на выводах статора генератора и в меньшей мере – на шинах высокого напряжения, на которые работает данный блок генератор-трансформатор. Прохождение наведенных токов по бочке, зубцам и клиньям ротора вызывает потери, пропорциональные скольжению и электромагнитному асинхронному моменту. С другой стороны, увеличение результирующей м.д.с. потока рассеяния в зоне лобовых частей вызывает рост нагрева крайних пакетов и не защищенной нажимным фланцем части спинки статора, характерный для режима глубокого недовозбуждения.

Сохранение в работе турбогенератора, потерявшего возбуждение, возможно только в тех случаях, когда в энергосистеме существует необходимый резерв реактивной мощности, обеспечивающий поддержание напряжения в узловых точках, энергосистемы.

Допустимая длительность асинхронных режимов работы турбогенераторов зависит от их конструктивных особенностей. Генераторы с косвенным охлаждением вне зависимости от охлаждающей среды могут работать в асинхронном режиме не более чем 30 мин с нагрузкой до 0,6 номинальной. Для генераторов с непосредственным охлаждением допустимая длительность работы в асинхронном режиме без возбуждения устанавливается на основе специальных испытаний или конкретных указаний в директивных материалах, при этом должна быть также установлена допустимость влияния этого режима на сеть.

В случаях, появления признаков повреждения машины или если генератор до потери возбуждения работал с замыканием на землю в цепях возбуждения, при переходе в асинхронный режим его следует немедленно отключать от сети.

Колебания токов, напряжений и мощности на турбогенераторе, работающем в асинхронном режиме, возникают из-за проворотов ротора относительно поля статора. Амплитуды колебания всех величин пропорциональны активной нагрузке генератора и обратно пропорциональны сопротивлению в цепи ротора.

При асинхронном режиме турбогенератора его ротор движется неравномерно, что обусловлено, пульсацией асинхронного момента, вызывающей колебания активной мощности. Меньшую неравномерность частоты вращения имеют турбогенераторы при асинхронном режиме с разомкнутой обмоткой ротора, когда он практически симметричен, большую – с обмоткой ротора, замкнутой на резистор (самосинхронизации и др.). В последнем случае в момент прохождения тока в обмотке возбуждения через нуль ротор получает резкое ускорение, поскольку тормозящий асинхронный момент, создаваемый токами, наведенными в роторных контурах, в этот момент имеет минимальное значение. С появлением тока в обмотке возбуждения и увеличением отдаваемой активной мощности ротор тормозится, при уменьшении активной мощности вновь получает ускорение.

У мощных турбогенераторов с непосредственным охлаждением несимметрия ротора больше, особенно при замкнутой обмотке возбуждения, за счет сравнительно меньшего числа пазов и значительного увеличения линейных нагрузок в обмотанной части ротора. В связи с этим, а также меньшей относительной массой этих турбоагрегатов степень ускорения и последующего замедления их роторов в асинхронном режиме с замкнутой обмоткой возбуждения больше, чем у машин с косвенным охлаждением. Наибольшей неравномерностью движения ротора отличаются турбогенераторы с высокочастотными возбудителями при замыкании обмотки ротора на выпрямители возбудителя.

Когда полярность наведенного в роторе тока совпадает с полярностью вентилей, по последовательной обмотке возбуждения возбудителя протекает ток, появляется вынужденный поток возбуждения генератора, создающий синхронизирующий момент и уменьшающий скольжение агрегата. В обратный полупериод, когда вентили запираются, обмотка ротора оказывается разомкнутой и ротор получает резкое ускорение.

Для всех турбогенераторов допустимая активная нагрузка в асинхронном режиме ограничивается следующими положениями:

- средний ток статора не должны превышать

где I ас.доп, I мин, I макс – соответственно средний допустимый, минимальный и максимальный токи статора в асинхронном режиме;

I ном.ст – номинальный ток статора;

- температура крайних пакетов стали статора и конструктивных элементов торцевой зоны не должна превышать допустимых значений;

- потери в роторе не должны быть выше потерь на возбуждение при нормальном режиме. Потери в роторе, обусловленные скольжением, зависят от активной нагрузки генератора Δ р 2 ≈ Р s.

На рис. 2 приведена зависимость средней активной мощности от скольжения для турбогенераторов ТВВ-320-2 и ТВ-2-150-2.

Рис. 2. Зависимость средней активной мощности и потерь в роторе от скольжения при асинхронном режиме турбогенераторов:

1 – Р ас.ср = f (s) (ТВВ-320-2);

2 – Δ Р = f (s) (ТВВ-320-2);

3 – Р ас.ср = f (s) (ТВ-2-150-2)

Рис. 3. Нагрев пакетов стали сердечника

турбогенератора ТГВ-200 в асинхронном режиме:

1 – нагрузка 8,1 МВт;

2 – 52,8 МВт;

3 – 83,2 МВт;

4 – 111,5 МВт;

5 – 81,8 – 121,5 МВ

Допустимая мощность в асинхронном режиме турбогенераторов с косвенным охлаждением ограничивается потерями в роторе, достигающими наибольших значений в клиньях пазов, зубцах и в контурах по торцам бочки ротора в случае разомкнутой обмотки возбуждения. Допустимая мощность в асинхронном режиме турбогенераторов с непосредственным охлаждением ограничивается значением допустимого тока статора и нагревом крайних пакетов и конструктивных элементов торцевой зоны. Зонами наибольшего нагрева являются области дна пазов, коронки, основания зубцов сердечника, части нажимных фланцев, непосредственно прилегающие к обмотке статора, и участок нажимных пальцев, прилегающих к фланцам в этой зоне, места сочленения бандажных колец и бочки ротора. Нагрев зависит от активной нагрузки турбогенератора в асинхронном режиме (рис. 3) и нарастает в течение 8…10 мин.

На характеристики асинхронного момента турбогенераторов оказывает влияние внешнее реактивное сопротивление до точки сети, где напряжение не зависит от режима работы данного генератора и состояния цепи его обмотки возбуждения(разомкнута, замкнута на резистор).

При больших скольжениях (до 5%) напряжение, индуктированное в обмотке возбуждения при асинхронном режиме с разомкнутой обмоткой ротора, может достичь опасных для изоляции значений. Поэтому для уменьшения скольжения АГП должно быть отключено и ротор замкнут на резистор самосинхронизации.

У турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток значения x d примерно в 1,5…2,0 раза выше, чем у турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток, поэтому значения их асинхронных моментов соответственно меньше (см. рис. 1б), а значения скольжений при работе в асинхронном режиме больше.

Успешная ресинхронизация турбогенераторов после подачи возбуждения, как правило, возможна в случае, если активная нагрузка меньше 0,6⋅ Р ном. При этом вхождение в синхронизм генератора после включения АГП происходит без дополнительных циклов колебаний асинхронного режима. Накопленный опыт эксплуатации турбогенераторов с непосредственным охлаждением мощностью до 200 МВт в асинхронном режиме позволил рекомендовать разгружать такие генераторы до 60% номинальной нагрузки за время 1,5 с, а затем в течение 1,5 мин –до указанных в инструкциях значений.

Длительность работы в асинхронном режиме рекомендуется не превышать 15 мин.

Сохранить в работе энергоблоки мощностью 300 МВт при потере возбуждения можно практически лишь при условии автоматизации выявления асинхронного режима генератора, разгрузки агрегата до 40% номинальной нагрузки и удержания блока при сниженной нагрузке. Автоматическая разгрузка генератора ТВВ-320 с воздействием на нагрузку блока через двигатель синхронизатора турбины производится от номинального значения нагрузки до значения 60% номинальной в течение 11 с, а до 40% номинальной в течение 17 с.

На каждой электростанции испытаниями должна быть установлена допустимость питания двигателей с.н. от работающего в асинхронном режиме генератора. При переходе генератора в асинхронный режим с подключенной секцией с.н. из-за понижения напряжения (в отдельных случаях до 0,7 номинального) значительно снижается производительность механизмов с.н., что может привести к нарушению технологического режима работы блока, поэтому секции с.н. при длительном асинхронном режиме и снижении напряжения на шинах с.н. ниже 0,8 номинального рекомендуется автоматически перевести на резервный источник питания с выдержкой времени не менее 1 с. Если это невозможно, необходимо отключить все двигатели неответственных механизмов.

Релейная защита генераторов и блочных трансформаторов перестраиваться при работе турбогенераторов в асинхронном режиме не должна. Устройства АРВ и форсировки возбуждения выводятся из действия, после чего принимаются срочные меры по отысканию и устранению причин полной или частичной потери возбуждения. В случае полной потери возбуждения подачу возбуждения от резервного возбудителя следует производить с включенным на нем АРВ.

Для турбогенераторов мощностью 150…300 МВт восстановление синхронного режима, после подачи возбуждения обеспечивается, если внешнее сопротивление связи с энергосистемой x вн ≤ x "dг, и напряжение на выводах генератора при его асинхронном режиме не ниже 0,7⋅ U ном.

Испытания турбогенераторов разных конструкций в асинхронном режиме и опыт эксплуатации подтверждают, что наиболее устойчиво генератор работает в случае, когда его обмотка возбуждения оказывается замкнутой на гасительный резистор или резистор самосинхронизации. Амплитуда колебаний токов и напряжений статора, а также скольжение ротора, при этом меньше, лучше условия работы потребителей и энергосистемы.

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей допускает работу генераторов в асинхронном режиме при следующих условиях:

1. Допускается кратковременная работа турбогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения при сниженной нагрузке. Для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток допустима нагрузка в указанном режиме до 60% номинальной, а продолжительность работы при этом не более 30 мин.

2. Допустимая нагрузка и продолжительность работы в асинхронном режиме без возбуждения асинхронизированных турбогенераторов и турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток должны быть установлены на основании указаний заводских инструкций, а при их отсутствии – на основании результатов специальных испытаний или положений нормативных документов.

3. Допустимость асинхронных режимов турбогенераторов по их воздействию на сеть должна быть установлена расчетами или испытаниями.

4. Работа гидрогенераторов и турбогенераторов с наборными зубцами ротора в асинхронном режиме без возбуждения не допускается.

5. Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любого типа относительно других генераторов электростанции не допускается.

Дата добавления: 2015-05-09