8.4. Способы выявления асинхронного режима

Существуют различные способы выявления асинхронного режима. Различие их определяется тем, на основе какого параметра осуществляется это выявление.

Наиболее информативным является угол  между векторами э. д. с. ге­нератора и сети. Однако по углу нельзя установить причину асинхронного режима - вызвано ли нарушение режима внешним возмущением или потерей возбуждения. Поэтому ниже рассматриваются способы выявления асинхрон­ного режима отдельно для возбужденного и невозбужденного генератора.

Асинхронный ход возбужденного генератора. Причиной нарушения устойчивости и перехода в асинхронный режим являются возмущения - ко­роткие замыкания, неправильная синхронизация и ресинхронизация, отклю­чение линии передачи с последующим нарушением устойчивости по остав­шимся связям и т. д. В таком случае в асинхронный режим переходит, как правило, не один генератор, а целая станция или часть системы относительно другой ее части.

Для выявления асинхронного хода в первую очередь следует рассмот­реть угол   между векторами э. д. с, именно увеличение угла и прохождение значений 90°, 180° и т. д. свидетельствует о возникновении асинхронного хо­да. Это наглядно видно из рис. 8. 3. В то же время имеются определенные не­достатки и трудности использования этого параметра для целей выявления асинхронного режима. Во-первых, для измерения угла необходимо иметь канал связи для передачи информации (вектора ) с противоположного кон­ца линии передачи. В простых случаях эту задачу решают за счет моделиро­вания напряжения противоположного конца по формуле  и, следовательно, , измеряют посредством параметров своего конца линии.

Затруднения возникают в более сложных схемах сети. На рис. 8. 10 представлена такая схема. В общем случае в каждой точке сети может быть как генерация, так и нагрузка. Для некоторых точек это отмечено на рисунке.

Разделение такой системы на несинхронно работающие части может про­изойти по нескольким сечениям, которые указаны пунктирными линиями 1 и 2. В таком случае возникает неопределенность в измерении угла  от станции N до точки М (при первом сечении) или до точки Q (при втором сечении).

 Рис. 8. 10. Схема сложной энергосистемы

В реальных схемах известны наиболее вероятные слабые сечения, которые могут служить границей раздела между несинхронно работающими частями объединенной энергосистемы. С учетом этих сечений и осуществляется измерение угла.

Следует иметь в виду «изменчивость» положения электрического центра при асинхронном режиме в энергосистеме. Если две точки на схеме сети выбраны по одну сторону относительно электрического центра (см. рис. 8. 5), то полного проворота напряжений этих точек не будет.

Для надежного выявления возникновения асинхронного хода используется факт увеличения тока в асинхронном режиме и периодическое изменение действующего значения тока в функции угла. При коротком замыкании ток также возрастает, но закон изменения тока к. з. в функции времени совершенно иной. Для более четкого срабатывания защиты при строго определенном значении угла, устройство защиты дополняют элементом направления мощности, срабатывающим, например, при угле 180°. Сочетание этих двух факторов обеспечивает селективное выявление асинхронного хода и срабатывание при первом же провороте векторов э. д. с.

Асинхронный режим невозбужденного генератора. Причиной перехода генератора в асинхронный режим является потеря возбуждения.

Рассмотренные ранее возможные аварии в системе возбуждения показывают, что источник возбуждения может быть отключен, а обмотка ротора замкнута накоротко или на гасительное сопротивление, при этом ток в обмотке ротора будет наводится со стороны статора. Этот случай говорит о том, что величина и характер тока в роторе не являются наилучшими и достоверными признаками потери возбуждения.

При потере возбуждения генератор начинает потреблять большой реактивный ток из сети. Так, турбогенератор ТГВ-300 в нормальном режиме генерирует 300 МВт активной и приблизительно 200 МВар реактивной мощности. При переходе в асинхронный режим генератор начинает потреблять около 200 МВар. На факте изменения направления реактивного тока (реактивной мощности) иногда выполняют защиту от потери возбуждения. Однако следует иметь в виду, что в определенных нормальных режимах, когда в системе избыток реактивной мощности, генератор может быть переведен на режим потребления реактивной мощности. Поэтому этот способ выявления потери возбуждения применяют очень редко.

Угол  также почти не используют для создания защиты от потери возбуждения. Во-первых, дело в том, что при полной потере возбуждения э. д. с. генератора равна нулю, т. е. вектор Е_г вырождается в точку и измерение угла невозможно. В случае частичной потери возбуждения угол можно измерить, однако фиксация факта асинхронного режима по углу не устанавливает причины возникновения этого режима. Последующие действия релейной защиты зависят от того, является ли асинхронный режим следствием внешних возмущений или есть результат потери возбуждения. В первом случае должна сработать делительная автоматика и разделить две несинхронно работающие части энергосистемы. Во втором случае делительная автоматика бездействует, а релейная защита переводит агрегат в стационарный режим на 15 (30) минут. За это время неполадка в системе возбуждения может быть устранена, и турбогенератор продолжит свою работу в энергосистеме.

Для выявления потери возбуждения чаще используют полное сопро­тивление, измеряемое на выводах генератора . Эту формулу можно записать так

, откуда видно, что сопротивление является весьма информативным параметром, поскольку учитывает величину напряжения и тока, а также фазу между ними. Учитывая это обстоятельство, подавляющее большинство защит от потери возбуждения выполняется на основе этого параметра.