Лабораторная работа №1. С образованием Джунгарского государства в Центральной Азии произошли существенные переменыЛабораторная 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.
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. Вопросы для защиты лабораторной работы 1. Что называется асинхронным режимом работы СГ? 2. В каких случаях происходит полная и частичная потеря возбуждения генератора? 3. Опишите физический процесс перехода СГ в асинхронный режим. 4. Какой асинхронный режим называется установившимся? 5. Как изменяются показатели приборов при наступлении асинхронного режима СГ? 6. Какими параметрами ограничивается допустимая активная нагрузка в асинхронном режиме? 7. При каких условиях допускается работа СГ в асинхронном режиме?
Список используемых источников
1. Режимы работы электрооборудования электрических станций часть 1/ Пушков А.П., конспект лекций. - Киров: Изд-во ВятГУ, 2003. - 54 с. 2. Режимы работы электрооборудования электрических станций и подстанций: Часть 1. Режимы работы синхронных генераторов и компенсаторов. Конспект лекций./ Гайсаров Р.В. − Челябинск: Изд-во ЮУрГУ, 2005. − 42 с.
|
