 |
Автоматика прекращения асинхронного хода.
|
|
|
|
ГЛАВА 8
Автоматика прекращения асинхронного хода.
8. 1. Асинхронный режим.
Под асинхронным режимом понимают кратковременную работу энергосистемы при несинхронной работе одного или нескольких генераторов (энергосистем), что обусловлено либо нарушением устойчивости, либо потерей возбуждения
Выскажем некоторые соображения, касающиеся терминологии.
По нашему мнению, термин «асинхронный режим» целесообразно использовать для режимов, сопровождающихся совместной работой возбужденных и невозбужденных (потерявших возбуждение) синхронных машин по аналогии с режимами работы асинхронных электрических машин. Ведомую роль в этом играют синхронные электрические машины.
Термин «асинхронный ход» целесообразно использовать для несинхронной работы возбужденных синхронных машин.
Во время асинхронного хода возбужденного генератора фазовый сдвиг между вектором э. д. с. генератора и вектором напряжения приемной сети многократно проходит значения от 
до 
. При этом машина работает то в генераторном, то в двигательном режиме, что сопровождается очень большими уравнительными токами, значительными отклонениями напряжения, а также большими моментами, действующими на генератор и турбину. Асинхронный ход в энергосистеме не допустим.
При потере возбуждения генератор может перейти в устойчивый асинхронный режим. При этом его возбуждение осуществляется за счет потребления реактивной мощности из энергосистемы. В результате скольжения ротора генератора возникает асинхронный момент, при этом генератор выдает в энергосистему определенную реактивную мощность. Такой режим кратковременно допустим и для генератора и для энергосистемы, поэтому «Правилами технической эксплуатации» разрешается работа турбогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения в течение определенного времени.
|
|
|
Рекомендации по ликвидации асинхронного режима генератора в результате потери возбуждения зависят от типа генератора (турбо-, гидро) и его системы охлаждения. Для турбогенераторов с косвенным охлаждением допускается работа в асинхронном режиме в течение 30 минут. При этом его активная мощность должна быть снижена до (0, 5 - 0, 7) 
, а ток в статоре не должен превосходить 1, 1 
.
Так как турбогенераторы с непосредственным охлаждением имеют более высокие номинальные плотности тока в обмотке статора, то длительность асинхронного режима для них не должна превышать 15 минут. Допустимая асинхронная нагрузка ограничивается в пределах (0, 55 - 0, 4) . Допустимость асинхронного режима генератора определяется и требованиями энергосистемы. Так как при потере возбуждения генератор потребляет реактивную мощность из сети, мощность энергосистемы должна быть достаточной для поддержания напряжения на сборных шинах прилегающей сети не ниже 0, 7 
, чтобы предотвратить нарушение устойчивости параллельной работы генераторов.
Характеристики асинхронного момента гидро- и турбогенераторов отличаются друг от друга. Причем максимальный асинхронный момент гидрогенератора ниже, чем у турбогенератора, прежде всего это относится к гидрогенераторам без успокоительных обмоток. Поэтому при потере возбуждения эти генераторы значительно увеличивают частоту вращения и уменьшают активную нагрузку почти до нуля. Вследствие этого гидрогенераторы при потере возбуждения должны немедленно отключаться от сети.
Гидрогенераторы с демпферными обмотками имеют больший асинхронный момент, в результате чего может наступить установившийся асинхронный режим. Но это равновесие происходит при значительном скольжении (3-5 %), что по условиям нагрева демпферных обмоток недопустимо.
|
|
|
Исключение составляют сверхмощные гидрогенераторы, имеющие демпферную систему. Моментная характеристика подобных генераторов приближается к характеристике турбогенераторов с высоким использованием активных материалов. Для этих генераторов рассматривается вопрос о возможности асинхронного режима при потере возбуждения с активной нагрузкой в пределах до 30 % от номинальной.
Релейная защита должна выявлять возникновение асинхронного режима независимо от причины, вызвавшей этот режим. Но действие релейной защиты должно быть селективным. При асинхронном ходе возбужденного генератора несущего полную нагрузку, последний необходимо как можно скорее отключить от сети. Потерявший возбуждение турбогенератор может сравнительно долго работать, если снизить его нагрузку до уровня допустимой. За это время причина потери возбуждения может быть ликвидирована или генератор может быть переведен на резервное возбуждение. Таким образом, релейная защита должна фиксировать не только сам факт асинхронного режима, но и устанавливать причину нарушения режима.
Из того факта, что асинхронный режим при потере возбуждения длительно допустим, не следует вывод, что релейная защита может быть медленнодействующей. И в этом случае, так же как и при асинхронном ходе возбужденной машины, выявление режима должно осуществляться как можно быстрее.
Поясним это положение. На рис. 8. 1 показаны характеристики асинхронного момента генератора (кривые 1, 3) и моментные характеристики турбины (прямые 2, 4). Точка пересечения моментной характеристики турбины с осью ординат соответствует предаварийному режиму. В этом случае скольжение равно нулю и асинхронный режим отсутствует. Момент турбины Мт уравновешивается синхронным моментом генератора Мcн. При потере возбуждения синхронный момент исчезает. Тогда избыточный момент 
пойдет на ускорение ротора, который будет вращаться с некоторым скольжением относительно поля статора. Возникает асинхронный момент, максимальный при критическом скольжении 
. Для генератора, имеющего моментную характеристику 1, установившийся асинхронный режим наступит в точке «a». По инерции скольжение ротора может превзойти 
, но при этом момент Мизб изменит знак и будет тормозить ротор. Если точка «а» находится на достаточном расстоянии от максимума кривой 1, то режим со скольжением будет устойчивым.
|
|
|
Как видно из рис. 8. 1, для получения устойчивого асинхронного режима без каких-либо дополнительных мероприятий необходимо пересечение моментной характеристики турбины с характеристикой асинхронного момента генератора. Это возможно либо при большом моменте 
либо при условии, что в предаварийном режиме агрегат работал с незначительной нагрузкой (точка «b» на пересечении характеристик 3, 4).
Рис. 8. 1. Характеристики асинхронного момента
Иная картина получается у генератора, имеющего небольшой момент 
и работающего в исходном режиме с номинальной мощностью. Выпадение генератора из синхронного режима поясним, ориентируясь на характеристику асинхронного момента 3 и моментную характеристику турбины 2. При таком расположении характеристик момент 
меньше момента Мт при всех значениях скольжения и установившийся асинхронный режим без дополнительных мероприятий невозможен. Из-за избыточного момента частота вращения ротора будет непрерывно повышаться до тех пор, пока не сработает автомат безопасности турбины и турбогенератор не будет отключен от сети.
Устойчивый асинхронный режим возможно получить в результате быстрого снижения момента турбины. Ради упрощения дальнейших рассуждений сделаем предположение, что такое снижение осуществляется без задержки. Еще раз обратимся к характеристикам 2, 3 и 4. Экстренное снижение момента турбины осуществляется здесь из точки «с» в точку «d». До точки «с» ротор генератора ускорялся. При переходе в точку «d» избыточный момент изменит знак, и ротор генератора может начать тормозиться, при этом принципиально возможен переход в устойчивый асинхронный режим в точке «b». Может оказаться, что снижение момента недостаточно и скольжение будет нарастать дальше. Очевидно, что чем раньше будет совершен подобный переход, тем больше вероятность получения устойчивого асинхронного режима.
|
|
|
Необходимо стремиться к тому, чтобы переход на сниженную моментную характеристику производился раньше, чем скольжение достигнет значения . С учетом этого переход с характеристики 2 на характеристику 4 в точках m, n предпочтителен в сравнении с рассмотренным ранее случаем.
Ориентируясь на характеристики агрегата 1 и 2, оценим время, в течение которого достигается значение скольжения sa. Будем считать, что возбуждение генератора исчезает полностью и с этого времени синхронный момент генератора равен нулю. Тогда избыточный момент при t = 0 равен моменту турбины. С течением времени асинхронный момент нарастает, вследствие чего избыточный момент уменьшается. При скольжении
избыточный момент становится равным нулю.
Уравнение агрегата имеет вид 
, где 
- постоянная времени агрегата; 
- частота вращения; 
M - момент в относительных единицах. Поскольку асинхронный момент в диапазоне скольжения от 
до увеличивается почти по линейному закону, то в упрощенном расчете можно принять M = const = 0, 5 
и время достижения заданного скольжения можно расcчитать по формуле 
. Подставляя =1, =10с, = s=0, 005, имеем t=0, 1c. Обычно sa< 0, 005, поэтому воздействие на турбину с целью получения устойчивого асинхронного режима должно начинаться не позже, чем через 0, 1с. Вот почему время выявления начала асинхронного хода должно быть как можно меньше.
|
|
|
