8.3. Асинхронный режим невозбужденного генератора

Причиной асинхронного режима является потеря возбуждения генератора. Маловероятна одновременная потеря возбуждения сразу на двух или нескольких генераторах. Поэтому в данном случае рассматривается асинхронный режим одного генератора станции, в системе возбуждения которого произошла авария, и он потерял возбуждение.

Напомним кратко сущность перехода генератора в асинхронный режим. Если возбуждение генератора потеряно, то его синхронный момент также исчезает. Будем полагать, что в такой ситуации момент турбины остается неизменным. Тогда под действием момента турбины, неуравновешенного теперь синхронным моментом генератора, агрегат начнет ускоряться. Появится скольжение ротора относительно магнитного поля статора. В замкнутых контурах ротора будет наводиться э. д. с. и токи, взаимодействие которых с магнитным полем статора создает асинхронный момент генератора.

Если при некотором скольжении s асинхронный момент сравняется с моментом турбины, то может возникнуть новый стационарный режим. Если такого баланса нет, то скольжение будет нарастать и при скольжении  турбина будет остановлена действием автомата безопасности.

Для выявления асинхронного режима, обусловленного потерей возбуждения, казалось бы, основным параметром должен быть ток возбуждения. Однако по ряду причин подобная защита работает неудовлетворительно и, как правило, не используется. Потеря возбуждения может произойти по разным причинам. На рис. 8. 7 показаны системы возбуждения генераторов. На этих системах контактами 1, 2, 3 отмечены места возможных разрывов цепи в системе возбуждения. При всех отмеченных разрывах возбуждение генератора теряется, но состояние цепи обмотки возбуждения может быть различным. Так, при разрыве цепи 1 обмотка ротора (рис. 8. 7, а) остается замкнутой на возбудитель. Пренебрегая сопротивлением возбудителя, можно считать, что обмотка возбуждения замкнута накоротко. В этом контуре будет циркулировать ток под действием э. д. с, наведенной со стороны статора.

Рис. 8. 7. Схема возбуждения синхронного генератора

 

Если отключится контакт 3, то обмотка возбуждения будет включена на дополнительное сопротивление автомата гашения поля (АГП). При от­ключении в точке 2 цепь обмотки возбуждения полностью будет разорвана.

Еще сложнее ситуация для тиристорной системы возбуждения (рис. 8. 7, б). При выходе из строя некоторых тиристоров здесь возможна частичная потеря возбуждения. При разрыве цепи 1 обмотка возбуждения остается замкнутой на возбудитель, но в этой цепи стоит тиристор. В асин­хронном режиме в обмотке возбуждения будет наводится э. д. с. из-за сколь­жения ротора относительно поля статора. Но при наличии тиристора ток мо­жет протекать только в одном направлении.

Из сказанного следует, что простота фиксации потери возбуждения по току ротора - кажущаяся. По указанным причинам защита от асинхронного хода из-за потери возбуждения по рассмотренному принципу не выполняется.

Зависимость асинхронного момента от угла  приводит к его периоди­ческому изменению M_ac(s) и к колебаниям мощности в 5 — 7 %, поэтому асинхронный режим без возбуждения, строго говоря, не является установив­шимся. Обычно характеристику M_ac(s) приводят для усредненного асин­хронного момента. На рис. 8. 8, приведена такая характеристика для турбоге­нератора ТГВ мощностью 300 МВт. Кривая 1 соответствует замкнутой нако­ротко обмотке. В случае 2 обмотка ротора замкнута на гасительное сопро­тивление, равное пятикратному значению сопротивления обмотки возбужде­ния. Третья характеристика соответствует разомкнутому состоянию обмотки. Все характеристики определены при нормальном напряжении сети.

На рис. 8. 9 показаны характеристики асинхронного момента для раз­ных типов генераторов. Характеристика 1 соответствует турбогенератору сравнительно небольшой мощности с косвенной системой охлаждения. С точки зрения асинхронного режима при потере возбуждения эта характери­стика является наилучшей. Так, если в доаварийном режиме агрегат работал с номинальной мощностью турбины (характеристика 4), то асинхронный ре­жим автоматически установится в точке «а» без дополнительного воздейст­вия со стороны персонала или специальной автоматики.

Вторая характеристика соответствует турбогенератору большой мощ­ности с форсированной непосредственной системой охлаждения и высоким коэффициентом использования конструкционных материалов. Максимальное значение асинхронного момента здесь соответствует около 60 % от номинального момента турбины.

   Поэтому, если в доаварийном режиме агрегат работал с номинальной нагрузкой, то при потере возбуждения необходимо быстро перейти с характеристики 4 на характеристику 5, чтобы можно было создать баланс моментов в точке «а'».

 

 

 

 

Рис. 8. 8. Усредненная характеристика асинхронного момента генератора в зависимости от состояния обмотки возбуждения

 

 

 

Рис. 8. 9. Характеристики асинхронного момента от состояния обмотки возбуждения

Гидроагрегаты без демпферных обмоток не могут развивать большой асинхронный момент (характеристика 3), поэтому при потере возбуждения эти генераторы значительно увеличивают частоту вращения и уменьшают нагрузку почти до нуля. Такие генераторы при потере возбуждения должны немедленно отключаться от сети.

Исключение составляют сверхмощные гидрогенераторы, имеющие сильную демпферную систему. Например, гидрогенераторы Красноярской ГЭС имеют возможность работать в асинхронном режиме с 30% нагрузкой при умеренных скольжениях и при вполне допустимом температурном ре­жиме ротора.

На основе экспериментальных исследований асинхронного режима турбогенераторов с косвенным охлаждением, установлены следующие реко­мендации по допустимости такого режима:

1. Потери в роторе в асинхронном режиме должны быть не более потерь
при синхронном режиме.

2. Ток в обмотке статора не выше 1, 1  .

3. Длительность асинхронного режима не должна превышать 30 минут.

4. Допустимая активная мощность турбогенератора при этих условиях
ограничена током статора и составляет от 0, 5 до 0, 7 номинальной.

5. Потребление реактивной мощности из сети должно быть не более
50 - 70 % от номинальной активной мощности, в таком случае .

Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей разрешается установившийся асинхронный режим без возбуждения и для генераторов с непосредственным охлаждением, однако, возникают дополни­тельные условия, которые должны соблюдаться при этом:

1. Генераторы имеют повышенные значения  и x" _d, что приводит к
меньшей величине асинхронного момента. В таком случае для создания ста­ционарного асинхронного режима в точке «а'» (см. рис. 8. 9) необходимо бы­строе снижение активной мощности.

2. Длительность асинхронного режима не должна превышать 15 минут.

3. Предельно допустимая асинхронная нагрузка ограничивается током ста­тора и составляет не более 0, 55  для машин типа ТВФ мощностью 60 МВт и
100 МВт и 0, 4  для генераторов ТВФ, ТВВ и ТГВ мощностью 60 - 300 МВт.

 

 

⇐ Предыдущая16171819202122232425Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: