Некоммерческое акционерное общество

Алматинский институт энергетики и связи

Кафедра Электрических станций, сетей и систем

 

Режимы работы синхронных генераторов

 

Конспект лекций

для студентов  всех форм обучения

специальности 050718 - Электроэнергетика

 

Алматы 2009

 

Составители:  С.Е.Соколов, Г.Х. Хожин, Р.М. Кузембаева.

      Режимы работы синхронных генераторов.конспект  лекций для   студентов   всех форм обучения специальности       050718 – электроэнергетика.- Алматы: Аиэс, 2009. -  53   с.

 

         Данный конспект лекций содержит сведения по  нормальным и аварийным режимам работы генераторов электрических станций, работе систем возбуждения и методам регулирования параметров в процессе эксплуатации.

          Ил. 32, табл.2,  библиогр.-7  назв.

Алматы 2008 г.

 

1 Лекция 1.   Современное состояние и тенденции развития турбогенераторостроения 

 

Содержание лекции:

- задачи курса;

- основные определения;

- современное состояние и тенденции развития

турбогенераторостроения.

 

Цель лекции:

- обзор современного состояния турбогенераторостроения. 

 

1.1 Задачи и содержание курса

 

Правильное ведение режимов работы турбогенераторов  гарантирует выполнение основных задач эксплуатации, таких как покрытие установленного максимума нагрузки, обеспечение надежной работы энергосистем и ее элементов, поддержание качества электрической энергии на заданном уровне и достижение наивысшего коэффициента полезного действия.

Это предполагает знание основ теории работы генераторов, особенностей  нормальных и аварийных режимов, их параметров и влияние на них возмущающих  и регулирующих действий, что и является задачами данного курса, в котором рассматриваются:

а) нормальные режимы работы генераторов в условиях, отличающихся от номинальных. Это режимы с неполной нагрузкой и режимы с изменяющейся нагрузкой, при условии, что ток статора в режимах перевозбуждения не превышают допустимых значений;

б) анормальные режимы – это режимы, при которых имеет место значительное отклонение параметров от номинальных. К анормальным режимам работы генератора можно отнести асинхронный режим, несимметричную нагрузку и различные перегрузки.

Кроме перечисленных выше режимов, предметом изучения данной дисциплины являются способы включения генераторов в сеть и  их особенности, назначение и классификация систем возбуждения и их работа.

Важнейшим элементом защиты синхронных генераторов является автоматическое гашение поля. Изучение процесса гашения магнитного поля, определение оптимальных условий и современные способы гашения также входят в перечень вопросов изучаемых в данном курсе.  

 

1.2 Энергетическая система. Суточный  график нагрузки энергосистемы и его покрытие

 

 Совокупность электрических станций и подстанций, электрических и тепловых сетей, объединенных процессами производства, преобразования, распределения и потребления электрической и тепловой энергии представляет энергетическую систему.

Режим работы электростанций определяется неравномерностью  суточного графика нагрузки энергосистемы, приведенного на рисунке 1.1.

Степень неравномерности определяется отношением минимальной нагрузки к максимальной. Для большинства энергосистем она составляет в зимний период 65-70%.

 Летом неравномерность меньше, однако именно зимние режимы работы являются наиболее напряженными.

Рисунок 1.1 - Характерный суточный график зимнего рабочего дня

 

Столь резкая неравномерность суточного графика, имеющая к  тому же тенденцию к дальнейшему увеличению, требует соответствующего изменения генерирующих мощностей за счет предельной загрузки или наоборот, периодической разгрузки вплоть до отключения тех или иных генераторов.

Это требует повышения эксплуатационной надежности турбогенераторов при переменных режимах их работы, что представляет собой все более трудную задачу.

Маневренность современного энергетического оборудования в  большинстве районов,  во многих случаях недостаточна для глубокого суточного регулирования, а тем более для обеспечения глубоких и быстрых изменений нагрузки в аварийных режимах. 

Все это предъявляет качественно новые требования к эксплуатации турбогенераторов, начиная с уровня строительно-монтажных и наладочных работ и кончая грамотностью эксплуатационного персонала, его пониманием причин и возможных последствий нарушения нормальных режимов работы мощных дорогостоящих турбогенераторов и вытекающей из этого понимания ответственностью за правильное ведение режимов.

 

1.3 Тенденции развития турбогенераторостроения

Мощность турбогенератора связана с его основными размерами и электромагнитными нагрузками зависимостью

                                                                                         (1.1)

где  - диаметр расточки статора;

 - длина активной части;    

 - частота вращения машины;    

- линейная токовая нагрузка статора;   

- индукция в воздушном зазоре;     

 - коэффициент пропорциональности.

Чем больше произведение , то есть чем больше габариты машины, тем бóльше номинальная активная мощность турбогенератора. Однако, возможность увеличения диаметра расточки статора турбогенератора ограничена. Эти ограничения накладываются, в первую очередь, условиями механической прочности роторов турбогенераторов и их бандажных колец.

Длина ротора ограничивается его возможным статическим прогибом при остановленной (неподвижной) машине и частотными характеристиками роторной системы турбогенератора. Поэтому, соотношения между основными размерами остаются в сравнительно узких пределах

 

                                                                                    (1.2) 

 

где  - диаметр активной части бочки ротора,

- зазор между ротором и статором.

Внешний диаметр статора -   зависит от магнитного потока  замыкающегося по  активной стали  и  от допускаемой магнитной индукции.

Применение холоднокатаной стали позволило в некоторых пределах повысить магнитную индукцию в зубцах статора турбогенераторов.

В результате примерно за 50-60 лет турбогенераторостроения при увеличении мощности машины от  50 до 1200 МВт, т.е. в 24 раза, индукция возросла лишь на 20%: от 0,8 до 0,965 Тл.

Для двухполюсных турбогенераторов независимо от их единичной мощности сохраняется соотношение

                                              

                                                                                       (1.3)

 

Диаметр корпуса статора находится в пределах

 

                                                                              (1.4)

Полная длина ротора, т.е. длина вала турбогенератора обычно

 

                                                                               (1.5)

 

Приведенные выше соотношения справедливы для двухполюсных турбогенераторов, имеющих частоту вращения 3000 об/мин. За 30 лет генераторостроения мощность машин увеличилась со 100 МВт (1948г.) до 1200 МВт (1976 г). Некоторые сравнительные характеристики  этих генераторов приведены в таблице 1.1.

 

Т а б л и ц а 1.1

мощность  МВт	100	1200
расход меди, кг/КВА	0,11	0,019
расход стали, кг/КВА )	0,765	0,202
диаметр ротора- D2 , мм	1000	1250
воздушный зазор- δ, мм	47.5	150
активная длина ротора- l, мм	5400	8000

 

Из выражения (1.1) видно,  что увеличение единичной мощности турбогенератора неизбежно связано с ростом линейной нагрузки машины  и  может быть обеспечено  увеличением плотности тока в обмотках. В свою очередь,  это возможно  только за счет  повышения эффективности систем охлаждения, и привело к применению непосредственного охлаждения водородом, маслом, водой. Внедрение  непосредственного охлаждения водой обмотки статора дало возможность существенно увеличить ток в этой обмотке и создать предпосылки для конструирования машин на мощность 800, 1200 МВт и выше.

Высокие темпы наращивания энергетических мощностей достигаются в решающей степени за счет увеличения единичной мощности оборудования. Задача увеличения мощности турбогенераторов требует решения большого количества научных и технических проблем, среди которых:

- трудность изготовления крупных стальных поковок для роторов;

- транспортировка по железной дороге;

- внедрение новых систем охлаждения;

- работа генераторов в несимметричных режимах;

- разработка и внедрение новой высоковольтной изоляции на термореактивных связующих;

- меры против увеличения вибрации;

- улучшение работы контактных колец ротора и щеточного аппарата;

- работа электростанции в составе энергосистемы.

2 Лекция 2.  Основы теории работы генераторов

 

Содержание лекции:

- основы теории работы генераторов.

 

Цель лекции:

- изучение основ теории работы.

         2.1 Основы теории работы генераторов

Синхронные генераторы состоят конструктивно из неподвижного статора с трехфазной обмоткой и приводимого во вращение первичным двигателем (турбиной) ротора с обмоткой возбуждения, в которую подается постоянный ток от системы возбуждения.

Частота вращения ротора n y синхронных машин связана с частотой переменного тока f  соотношением

                                                                                                       (2.1)

где  - число пар полюсов;

 f – частота.

При частоте  50 Гц и об/мин.

Роторы турбогенераторов неявнополюсные, что достигается соответствующей укладкой обмотки возбуждения в пазы. Обмотка занимает примерно две трети окружности. При этом ротор оказывается симметричным только относительно двух взаимноперпендикулярных осей d и q, называемых соответственно продольной и поперечной осями машины. Продольная ось условно проходит через центр ротора и делит пополам большой зуб ротора, как это  показано на рисунке  2.1.

1 -большой зуб ротора; 2 –воздушный зазор; 3 –проводники обмотки статора; 4 –проводники обмотки ротора Рисунок 2.1- Расположение потока Ф при холостом ходе генератора

 

Обмотка статора выполняется с таким же числом полюсов, что и  ротор. При работе машины постоянный ток от возбудителя, проходя по обмотке возбуждения генератора, создает магнитный поток Ф, вращающийся вместе с ротором. В установившемся режиме, т.е. при неизменной нагрузке и неизменной скорости вращения сумма моментов, действующих на вал генератора, равна нулю. Если по какой-либо причине это условие нарушается, возникает избыточный момент (вращающий или тормозящий) и скорость вращения увеличивается или уменьшается. Можно сказать, что вращающий момент турбины уравновешивается равным ему по величине, но противоположным по знаку тормозящим моментом турбогенератора.

         Вращающий момент паровой турбины определяется давлением, температурой, количеством пара, поступающего на лопатки, и глубиной вакуума в конденсаторе. Тормозящий момент на валу турбогенератора возникает в результате взаимодействия магнитного потока, пересекающего зазор между статором и ротором, с током в проводниках и противоположен моменту на валу турбины.

            На холостом ходу турбогенератора ось магнитного потока Ф совпадает с осью полюсов ротора. Угол δ между ними нулю. Результирующий  момент на валу, а следовательно, и развиваемая активная мощность . В отсутствии углового сдвига между осью Ф и осью полюсов ротора d обмотанная часть окружности делится на четыре равные части, что изображено на рисунке 2.2.

 

Рисунок 2.2 — Моменты, действующие на проводник обмотки ротора, включенного в сеть генератора, при холостом ходе

 

Ток во всех проводниках один и тот же, число проводников на каждом участке также одно и то же. Отдельные проводники находятся в зоне различной магнитной индукции В, но распределение  индукции  на каждом участке одинаково.

В таких условиях усилия и моменты на валу, образованные по правилу левой руки каждым участком в отдельности, равны по величине и попарно компенсируются. Результирующий момент и активная мощность на валу равны нулю.

При нагрузке появляется угловой сдвиг между потоком Ф осью d - .

При сдвиге оси полюсов d относительно оси магнитного тока машины Ф на угол в пределах от нуля до 90⁰ обмотанная часть окружности ротора может быть  разделена на шесть симметричных попарно равных участков. Усилия на участках  А и К  противоположны, а на участках С и D  совпадают с направлением вращения часовой стрелки. 

На участках L и M различно не только направление тока в проводниках, но и направление магнитного поля относительно проводников. Поэтому на этих участках усилия и соответственно моменты на валу действуют в одном и том же направлении и суммируются.

Эти зоны магнитного потока и обмотки ротора являются активно действующими. Они образуют результирующий момент на валу и определяют активную мощность турбогенератора в данном режиме.

Чем больше угол между d и Ф, тем больше размеры активно действующих зон (на рисунке 2.3 они заштрихованы).

Вместе с тем, эти участки оказываются в зоне все большей магнитной индукции. В результате увеличиваются усилие на валу и активная мощность.

Рисунок 2.3 - Моменты, действующие на проводники обмотки ротора генератора в режиме нагрузки

 

          При угловом сдвиге 90⁰ активно действующей является вся обмотка, что отражено на рисунке. 2.4.

Рисунок 2.4 - Условие получения максимального момента

 

Соответственно этому, момент на валу и активная мощность – наибольшие. При еще бóльшем сдвиге размеры активных участков становятся меньше, уменьшается  и момент на валу. При сдвиге на 180⁰ момент и мощность равны нулю. При сдвиге на  270⁰  величины снова достигают максимума, но действуют в обратном направлении. Сдвиг между осями полюсов и потока в пределах 180… 360⁰  соответствуют работе турбогенератора в режиме двигателя.

 

 

3 Лекция 3. Основные параметры синхронных генераторов

 

         Содержание лекции:

         -параметры турбогенераторов.

 

         Цель лекции:

         -изучение влияния изменения параметров турбогенераторов в условиях

         эксплуатации.

 

3.1 Основные параметры турбогенераторов

 

         3.1.1 Плотность тока в обмотках и перегрузочная способность

 

         Из курсов электротехники и электрических машин известны выражения для плотности тока: , линейной плотности тока статора , а также соотношения линейной плотности токов статора и ротора  и зависимость .

         Увеличение мощности и внедрение непосредственного охлаждения  водородом и водой, потребовали принципиально нового исполнения турбогенераторов, что привело к существенному изменению их параметров, определяющих условия эксплуатации и работы в энергосистеме.

         Увеличение линейной нагрузки машин за счет повышения плотности тока в обмотках значительно усложнило проблему допустимых кратковременных перегрузок по току, потребовав их уменьшения по сравнению с допустимыми, как по величине, так и по времени.

         С повышением номинальной плотности тока  увеличивается скорость нарастания температуры токоведущих частей при увеличении нагрузки. При перегрузке в  раз эта скорость равна

                                                                                            (3.1)

где  - коэффициент пропорциональности, учитывающий тепловой эквивалент мощности, выделяемой в проводниках, и вытеснение тока в пазу.

В соответствии с этой формулой, при увеличении плотности тока в  2 раза скорость нарастания температуры проводников при той же кратности перегрузки увеличивается в 4 раза, что может привести к серьезным повреждениям турбогенератора. В этих условиях прирост температуры обмотки статора в результате полуторакратной перегрузки по току в течение 1 минуты может составить 25- 30^ºС, а для обмотки ротора прирост температуры за время двукратной форсировки в течение 20 с может достигать 35 – 40^ºС, что в 1,5- 2 раза превышает значения допускаемых температур.

Эксплуатация генераторов невозможна без их кратковременной перегрузки.  Поэтому именно необходимость выдерживать кратковременные перегрузки по току в анормальных режимах без остаточных вредных последствий сдерживает еще большее повышение плотности тока в обмотках и дальнейшее увеличение  линейной нагрузки и мощности турбогенераторов.

 

         3.1.2 Объем тока в пазу

 

         С ростом единичной мощности генератора за счет увеличения линейной нагрузки увеличивается также объем тока в пазу статора генератора. При принятой для турбогенераторов закладке в паз двух стержней разноименных или одноименных фаз, объем тока в пазу равен удвоенному току стержня.

         У турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток статора объем тока в пазу достигал 5-7 кА, а у турбогенераторов с непосредственным охлаждением - 17-21,4 кА. Такое увеличение тока сопровождается возрастанием электромагнитных усилий, действующих на стержни,  и   стало возможным с освоением жесткой системы крепления лобовых частей обмоток и применением формующихся материалов.

 

         3.1.3 Номинальное напряжение

 

         Одним из путей сдерживания роста плотности тока в проводниках, линейной нагрузки машины и объема тока в пазу с возрастанием единичной мощности генератора является увеличение его номинального напряжения. Существенную роль в этом отношении сыграли разработка и внедрение новой высоковольтной изоляции обмотки статора на термореактивных связующих.

         Однако с увеличением мощности турбогенераторов от 50 до 1200 МВт, т.е. в 25 раз, их напряжение выросло всего в 2,-2,5 раза  от 10 кВ до  24 кВ. Повышение напряжения турбогенераторов приводит к  снижению использования их активного объема, так как  статор генератора приходится выполнять с большим числом пазов, а толщина изоляции обмотки увеличивается, что приводит к ухудшению заполнения активного объема машины.

 

         3.1.4 Статическая перегружаемость

        

Мощность, которую развивает турбогенератор в установившемся синхронном режиме, связана с ЭДС возбуждения, напряжением статора и углом вылета ротора известным соотношением

                                                         ,                                             (3.2)

где - синхронное индуктивное сопротивление по продольной оси.

         Поскольку генератор включается в сеть, как правило, через повышающий трансформатор и линии электропередачи, то вместо выражения (3.2) обычно используется формула

                                                                                                   (3.3)

где -внешнее сопротивление до точки сети с напряжением ;

-  суммарный угол: .

В данном случае речь идет о параметрах собственно генератора, и  дальнейший анализ продолжим для формулы (3.2), графическому изображению которой  соответствует рисунок 3.2.

 

а, в. с- геометрические оси фаз обмоток статора Рисунок 3.1-Упрощенная векторная диаграмма турбогенератора, совмещенная с пространственным расположением осей d,q полюсов ротора и оси вращающего магнитного потока статора Ф

 

         Из (3.2) следует, что максимальная мощность, которую принципиально может развить генератор

 

.                                                      (3.4)

 

Этому соответствует амплитуда синусоиды на рисунке 3.2, которая зависит от уровня возбуждения генератора и напряжения на его выводах и которая является статическим пределом мощности турбогенератора.

Устойчивая работа генератора может быть обеспечена только в точке пересечения характеристики момента турбины  или соответствующей ему мощности  с восходящей частью зависимости мощности, развиваемой генератором, от угла вылета ротора, т.е. в диапазоне изменения электрического угла  

Уровень напряжения сети, в которую включен генератор и уровень его возбуждения,  часто и в достаточно широких пределах изменяются в зависимости от режима эксплуатации и в аварийных режимах, причем с их уменьшением максимум зависимости мощности, развиваемой генератором, от угла  уменьшается, а сам угол вылета, как это следует из (3.2) и показано пунктиром на рисунке 3.2, при неизменной мощности, развиваемой турбиной, увеличивается. Поэтому очевидно, что генератор должен быть спроектирован таким образом, чтобы угол вылета ротора  при работе в номинальном режиме, т.е. с номинальной активной и реактивной нагрузкой, а следовательно, и при номинальном уровне возбуждения и номинальном напряжении на выводах, был с достаточным запасом меньше .

 

Рисунок 3.2- Угловая характеристика турбогенератора

 

Отношение статического предела мощности, который может быть достигнут при номинальных значениях ЭДС возбуждения и напряжения на выводах генератора, к его активной мощности в номинальном режиме и называется статической перегружаемостью генератора

 

                                        .                                                       (3.5)

 

Значение статической перегружаемости  нормируется стандартом и должно быть для турбогенераторов мощностью до 160 МВт не ниже 1,7, для турбогенераторов мощностью до 500 МВт не ниже 1,6 и для турбогенераторов мощностью 800 МВт и более - не  ниже 1,5.

Величина  может быть получена как частное от деления выражения (3.4) на (3.2)

                       ,                                                         (3.6)

 

что при нормированной величине и определяет запас между углом вылета ротора в номинальном режиме и в режиме, соответствующем статическому пределу мощности, т. е. 90^º, синус которого равен единице.

Так соответствует ,  соответствует ,  соответствует . Таким образом, с увеличением единичной мощности современных турбогенераторов машиностроители вынуждены были пойти на уменьшение указанного выше запаса.

 

4 Лекция  4.  Основные параметры синхронных генераторов

(продолжение)

 

Содержание лекции:

- параметры турбогенераторов.

 

Цель лекции:

- изучение влияния изменения параметров турбогенераторов в условиях  эксплуатации.

 

4.1 Основные параметры ( продолжение)

 

          4.1.1 Ток и напряжение возбуждения

 

Увеличение мощности турбогенераторов требует увеличения намагничивающей силы обмотки возбуждения, что может быть достигнуто за счет повышения тока, либо за счет увеличения количества витков обмотки возбуждения и напряжения возбудителя.

Увеличение напряжения возбуждения сдерживается трудностями создания надежной изоляции обмотки ротора, испытывающей большие механические усилия при его вращении. Кроме того, при увеличении количества витков ухудшается коэффициент использования паза ротора. В настоящее время наибольший уровень напряжения возбуждения турбогенераторов, достигнутый в мировой практике, составляет немногим более 600 В.

Увеличение тока возбуждения стало возможным только при внедрении непосредственного охлаждения этой обмотки. Так например, российский  турбогенератор типа ТВВ-1200-2 выполнен с током возбуждения 7490 А при напряжении 500 В.

Кроме этого, узким местом, которое  сдерживает дальнейшее увеличение тока возбуждения, является надежность работы щеточного аппарата.

 

4.1.2 Отношение которого замыкания

 

Отношением короткого замыкания (ОКЗ) синхронной машины называется отношение установившегося тока трехфазного КЗ  на выводах статора при токе возбуждения, соответствующим номинальному напряжению по xapaктеристике холостого хода , к  номинальному току статора. Величина ОКЗ для современных машин находится в пределах 0,4 – 0,734. Из теории электрических машин ОКЗ связано с величиной зазора между статором и ротором. Уменьшение зазора  приводит к увеличению  и понижению статического предела мощности, а следовательно, и статической перегружаемости генератора. Увеличение зазора влечет за собой увеличение габаритов и требует увеличения мощности и стоимости системы возбуждения.

 

4.1.3  Коэффициент мощности

 

Коэффициент мощности (cosj)  представляет собой отношение номинальной активной мощности генератора к его полной мощности и  численно равен косинусу угла между током и напряжением статора в номинальном режиме работы генератора.  Он характеризует способность генератора  без перегрева обмоток и активных частей машины вырабатывать наряду с заданной активной мощностью  и реактивную.

Номинальный коэффициент мощности современных турбогенераторов находится в пределах  0,8-0,9. Так, для турбогенераторов мощностью до 100 МВт включительно  он равен 0,8, для турбогенераторов мощностью 160-500 MBт  - равен 0,85, а для турбогенераторов мощностью 800,1000 и 1200 МВт - 0,9. Следует отметить, что турбогенераторы  до сих пор являются одним из основных источников реактивной  мощности  в электрической сети, и поэтому повышение его коэффициента мощности, хотя и целесообразно,  но не всегда возможно.

 

4.1.4 Индуктивные сопротивления

 

Характерной особенностью современных турбогенераторов является увеличение синхронного индуктивного сопротивления по продольной оси  и переходных индуктивных сопротивлений  и -. 

Они, вместе с сопротивлениями элементов электрической сети, оказывают существенное влияние на предел передаваемой мощности по дальним линиям электропередачи и на требования, предъявляемые к коммутационным аппаратам, устройствам автоматического регулирования генераторов и турбин и  устройствам релейной защиты и автоматики.

Чем больше мощность генератора, тем больше величина всех этих сопротивлений. Для генераторов относительно небольшой мощности до 150 МВА величина синхронного индуктивного сопротивления находится в пределах 1,45- 1,75 о.е.,   а переходное и сверхпереходное сопротивления в пределах 0,18 -0,122 о.е. 

С увеличением мощности турбогенераторов до 1000 -1200 МВт эти сопротивления возросли  в  1,7 – 2. По этой причине мощные современные турбогенераторы квалифицируются как генераторы с ухудшенными параметрами, т. к. .

4.1.5 Электромагнитные постоянные времени

 

Постоянные времени характеризуют  скорость изменения параметров

генератора при больших и малых возмущениях и изменениях режима.

Турбогенераторы характеризуются следующими постоянными времени:

Сверхпереходная постоянная времени -  определяется скоростью изменения потока рассеяния взаимодействующих между собой контуров  обмотки возбуждения и демпферных контуров в продольной оси ротора.

Переходные постоянные времени -  и   определяются скоростью изменения общего потока взаимодействия между ротором и статором. 

Постоянная времени апериодической составляющей тока статора - _, определяемая отношением эквивалентной индуктивности статора к его активному сопротивлению.

С увеличением мощности турбогенераторов все постоянные времени  растут, а с точки зрения скорости изменения  режима  желательно их уменьшение, так как при применении быстродействующих устройств регулирования возбуждения именно они определяют фактическую скорость изменения тока в обмотке возбуждения  и магнитного потока машины.

 

4.1.6 Время ускорения

 

Время ускорения характеризует механическую инерцию турбогенераторов, поэтому этот параметр часто называют инерционной постоянной - t_j. _.Время ускорения турбоагрегата t_j является одним из важнейших параметров, влияющих на характер переходного электромеханического процесса. Уравнение движения ротора синхронного генератора имеет вид

                                                                                            (4.1)

где М_т- механический  момент, развиваемый  турбиной;

М - электромагнитный (тормозящий) момент генератора.

Производная dw/dt представляет ускорение (положительное или
отрицательное) вращающихся масс агрегата, возникающее npи
любом переходном процессе из-за нарушения равенства между моментом турбины и электромагнитным моментом генератора. Очевидно, что это ускорение тем больше, чем меньше . Следовательно, при меньшем t_j  угол вылета генератора при одной и той же разнице величин М_т и М способен быстрее достигнуть значения, предельного по условиям сохранения устойчивости.

У современных турбогенераторов номинальное время ускорения  находится в пределах 7-15 сек. Указанное существенное уменьшение времени ускорения наряду с  увеличением реактивных сопротивлений генератора влечет за собой необходимость предъявления повышенных требований  к устройствам регулирования скорости турбины и регулирования возбуждения генератора с точки зрения их быстродействия, точности регулирования и стабилизации, поскольку именно за счет этих качеств можно добиться скорейшего восстановления равенства  М_т-М=0 и уменьшить колебательность переходного процесса, возникающего как при изменении нагрузки или уровня возбуждения генератора, так и при КЗ в сети и в любых других случаях нарушения этого равенства.

 

5 Лекция 5. Работа генератора на автономную нагрузку. Регулировочные и внешние характеристики

 

Содержание  лекции:

- особенности  работы  генератора  на  автономную  нагрузку.

 

Цель лекции:

- изучение особенностей режимов работы генератора на автономную нагрузку.

 

5.1 Режим  генератора с    

 

При эксплуатации синхронного генератора, питающего автономную нагрузку, режим его работы меняется в зависимости от типа потребителей электрической энергии, присоединенных к генератору. В этом случае генератора всегда равен нагрузки.

Пусть имеем активно-индуктивный характер нагрузки, тогда

 

                                                                                                 (5.1)

где   - индуктивное и активное сопротивление нагрузки.

В нормальных режимах, при которых мощность, потребляемая нагрузкой, не превосходит номинальной, амплитуда и частота напряжения генератора должны быть близкими к номинальным. Это обеспечивается системой возбуждения и автоматического регулирования генератора. Напряжение на выводах генератора поддерживается на заданном уровне за счет изменения тока возбуждения, а активная мощность и частота  определяются регулированием первичного двигателя.

Изменение сопротивления нагрузки

 

                                                                                               (5.2)

 

при указанных ограничениях приводит к изменению тока возбуждения. Характер изменения последнего можно получить из векторной диаграммы синхронной машины, приведенной на рисунке 5.1.

Обычно  принимают равным номинальному напряжению генератора, а - номинальной угловой частоте . Задаваясь несколькими относительными значениями тока якоря генератора, например = 0; 0,2;0,4; 0,6; 1,0, находят для каждого из этих токов требуемый ток возбуждения из векторной диаграммы, зная, что величина тока возбуждения строго пропорциональна электродвижущей силе генератора .

Рисунок 5.1 - Упрощенная векторная              диаграмма синхронного генератора

Зависимость тока возбуждения  от тока якоря   т.е.  при указанных ограничениях называется регулировочной характеристикой. Семейство регулировочных характеристик генератора при различных углах нагрузки  показано на рисунке 5.2.

При активно-индуктивной нагрузке>0) магнитодвижущая сила (МДС) реакции якоря носит размагничивающий характер и для поддержания заданного напряжения при росте нагрузки требуется увеличивать ток возбуждения.

Наибольшее увеличение тока возбуждения имеет место при чисто индуктивной нагрузке , наименьшее - при активной нагрузке, , что представлено на рисунке 5.2

Рисунок 5.2 - Регулировочные  характеристики   генератора

Из векторной диаграммы рисунка 5.1 видно, что в указанных диапазонах изменения угла  увеличение тока статора сопровождается увеличением  и . Влияние нагрузки на ток возбуждения проявляется тем резче, чем большим индуктивным сопротивлением  обладает обмотка. Номинальный ток возбуждения (см. рисунок 5.2) тем сильнее отличается от тока возбуждения на холостом ходу, чем больше в относительных единицах .

При активно-емкостной нагрузке (<0) ток возбуждения при небольших токах якоря получается меньше, чем при холостом ходе, и достигает минимального значения (точка 5 на  рисунке 5.2), затем снова начинает увеличиваться.

В случае чисто емкостной нагрузки ток возбуждения падает с ростом  тока якоря наиболее резко. При токе якоря, соответствующем резонансу напряжений, ток возбуждения обращается в нуль.

Таким образом, при включении машины на емкостное сопротивление на ее выводах может появиться напряжение при отсутствии возбуждения. Это явление называется самовозбуждением синхронной машины.

 

5.2 Режим генератора, работающего на автономную нагрузку

при , ,

 

Изменение напряжения в зависимости от тока статора при указанных условиях  оценивается по внешним характеристикам синхронного генератора. Семейство внешних характеристик, построенных  при различных углах нагрузки   показано на рисунке 5.3.

____ с учетом насыщения, ------- без учета насыщения Рисунок 5.3 – Внешние характеристики синхронного генератора

 

Основная внешняя характеристика при номинальном угле нагрузки проходит  через точку 1, в которой напряжение и ток  номинальный.

При холостом ходе, когда , ток якоря равен нулю, МДС якоря исчезает и напряжение на выводах машины становится равным ЭДС холостого хода , которая  оценивается по характеристике холостого хода. По  можно определить изменение напряжения генератора при сбросе номинальной нагрузки

                                                 _*=.                                           (5.3)

Увеличение тока активно-индуктивной нагрузки сопровождается  снижением напряжения. При сопротивлении нагрузки, равном нулю, т.е. при коротком замыкании  на выводах генератора, наблюдается режим установившегося симметричного короткого замыкания с током возбуждения, равным  номинальному.

При активно-индуктивной нагрузке, когда , напряжение с увеличением  тока от  до   монотонно снижается от  до нуля, причем наиболее резко это проявляется при чисто индуктивной нагрузке   наименее резко при активной нагрузке .

Изменение угла нагрузки в пределах  приводит к более сложному изменению напряжения.

Внешняя характеристика при чисто емкостной нагрузке  состоит из двух непересекающихся ветвей, одна из которых проходит через точку короткого замыкания, другая - через точку холостого хода.

 

6 Лекция 6. Режимы работы синхронной машины, включенной в систему

 

Содержание  лекции:

 

- режим синхронного компенсатора;

- режим генератора и двигателя.

 

Цель лекции:

 

- изучение режимов работы синхронной машины.

 

6.1 Общие  положения

 

Условия работы синхронного генератора в электрической системе  зависят от его полной мощности  по сравнению с полной мощностью всех параллельного включенных генераторов, питающих общую нагрузку.

Чем больше относительная мощность синхронного генератора, тем  сильнее влияет изменение режима его работы на частоту и напряжение системы.

При работе синхронной машины параллельно с системой возможны следующие режимы работы: режим синхронного компенсатора, режим генератора и режим двигателя.

 

6.2  Режим  синхронного  компенсатора

 

В режиме синхронного компенсатора активную мощность можно  принять равной нулю, пренебрегая малой ее величиной, затрачиваемой на трение при вращении генератора.

При этом напряжение совпадает по фазе с ЭДС, угол  равен нулю и ток генератора сдвинут по отношению к ЭДС и напряжению на 90°. Характер изменения тока статора при изменении тока возбуждения можно проследить по векторным диаграммам, представленным на рисунке 6.1.

 

а ->; б -<<; в - ; г-<; д- =0 Рисунок 6.1- Векторные диаграммы синхронного генератора в режиме компенсатора

В зависимости от соотношения величины ЭДС и напряжения генератор либо отдает реактивную мощность в сеть, либо потребляет ее из сети. При недовозбуждении, т.е. когда ЭДС генератора меньше напряжения на его выводах, генератор потребляет реактивную мощность из сети. Выдача реактивной мощности в сеть имеет место при перевозбуждении. Зависимость реактивной мощности от тока возбуждения показана на рисунке 6.2.

Рисунок 6.2- Зависимость реактивной мощности от тока возбуждения

При этом ток статора генератора в зависимости от тока возбуждения изменяется по U- образным кривым, представленным на рисунке 6.3. Изменение напряжения на выводах генератора приводит к изменению тока статора генератора, а следовательно, и к изменению реактивной мощности.

Рисунок 6.3 - - образные кривые компенсатора

Для нормальной работы электрической системы в определенных ее точках необходимо иметь источники реактивной мощности. Для выработки реактивной мощности в некоторых случаях используются синхронные генераторы и синхронные двигатели.

Наряду с этим применяются и синхронные компенсаторы специально для регулирования реактивной мощности. У таких машин механический момент равен нулю и активная мощность покрывается сетью. По существу синхронный компенсатор представляет собой синхронный двигатель, работающий вхолостую при механическом моменте на валу, равном нулю. Угол  между напряжением и ЭДС генератора мал и может быть принят равным нулю.

 

6.3 Режим  генератора  и двигателя

 

При увеличении усилия на валу машины в сторону вращения (за счет подачи пара в турбину или увеличения подачи воды в гидротурбину) угол  между напряжением и ЭДС генератора изменяется, что представлено на рисунке 6.4. При этом образуется положительная составляющая тока статора совпадающая с напряжением. Вектор ЭДС E_q, жестко связанный с ротором, начнет опережать напряжение. Новый установившийся режим будет при таком , когда наступит равенство моментов турбины и генератора на валу машины. При этом ротор вращается с синхронной скоростью, и генератор выдает активную мощность в сеть.

Рисунок 6.4- Направления  активной и реактивной слагающих тока статора генератора

 

Если от исходного режима с  на вал машины прикладывается механический момент, действующий против направления вращения, то в этом режиме  генератора отстает то напряжения  (см. рисунок 6.5.).

Как видно из векторной диаграммы, возникает отрицательная составляющая тока статора , совпадающая с напряжением и генератор будет  работать в режиме  двигателя.

Рисунок 6.5- Векторная диаграмма турбогенератора в режиме двигателя

 

Таким образом, режим генератора характеризуется положительными значениями угла , режим двигателя соответствует отрицательным углам .

 

7 Лекция 7. Режимы работы генератора, включенного на шины бесконечной мощности

 

Содержание лекции:

- регулирование  активной  и  реактивной  мощности  генератора.

 

Цель лекции:

- изучение способов регулирования активной и реактивной мощности генератора.

 

7.1 Регулирование активной мощности

 

Исследование процессов при параллельной работе значительно облегчается, если представить активную и реактивную мощности в функции напряжения сети, ЭДС возбуждения и угла  между ними. Основные характеристики могут быть получены из векторной диаграммы, приведенной на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1- Упрощенная векторная диаграмма генератора

 

Активная мощность, выраженная через ,  и  , имеет вид

 

                                                          (7.1)                                        

 где  = число фаз.

 Подставляя полученные значения и   из векторной диаграммы, получим для активной мощности

 

                                             .                                                  (7.2)

Угловая характеристика синхронной машины показана на рисунке 7.2.

Рисунок 7.2 - Угловая характеристика синхронной машины

Характеристика электромагнитного момента  генератора повторяет характеристику  мощности в соответствующем масштабе, так как

 

                                                                                                       (7.3)

 

При увеличении угла  согласно характеристике повышаются отдаваемая активная мощность и момент на валу генератора.

Момент механической силы изменяется посредством воздействия на регуляторы турбины в сторону увеличения впуска рабочего тела, поступающего в турбину. Обозначим через  количество рабочего тела, тогда можно представить изменение режима в следующем виде

 

.

 

         Возрастание угла  продолжается до тех пор, пока активная нагрузка генератора не увеличится до размеров уравновешивающих мощность турбины.

Повышение активной мощности при неизменном токе возбуждения приводит к уменьшению реактивной мощности. Реактивная мощность может изменить знак, и тогда машина, генерируя активную мощность, потребляет реактивную из сети.

Длительная работа машины возможна  только при таких ,  при которых возрастание угла сопровождается увеличением тормозящего момента (активной мощности) на валу машины. Это необходимо для того, чтобы могло восстановиться равновесие между мощностью турбины и мощностью турбогенератора, если оно почему-либо нарушится.  При неизменном   и   такое условие соответствует требованию, чтобы первая производная по углу была больше нуля 

                                             .                         (7.4)

Эту мощность называют синхронизирующей. Условие выполняется, если генератор работает на восходящей части характеристики . Максимальный угол , соответствующий максимальной мощности  называют пределом статической устойчивости генератора. Чем больше ток возбуждения, тем больше  и соответственно тем больше возможная по условию устойчивой работы наибольшая длительная нагрузка (см. рисунок 3.2).

При отрицательных углах  угловая характеристика представляет собой зависимость мощности на валу генератора от  в режиме двигателя.

Изменение реактивной мощности в зависимости от угла  можно получить из векторной диаграммы аналогично изменению активной мощности   

                           

                                             .                                         (7.5)

 

На основании этой зависимости можно построить угловую характеристику реактивной мощности . Рассматривая совместно угловую характеристику электромагнитного момента или активной мощности и угловую характеристику реактивной мощности, можно судить о том, как изменяется реактивная мощность при регулировании активной мощности (см.рисунок 7.3).

Рисунок 7.3 – Угловые характеристики активной и реактивной мощности

При     

                                        .                              (7.6)

 

Из (7.5) ,      при   .                                               (7.7)

 

При           _.                                                         (7.8)

 

7.2  Регулирование реактивной мощности

 

Регулирование реактивной мощности при постоянной активной производится путем изменения тока возбуждения. Рассмотрим физическую картину явлений, которые произойдут, например, после уменьшения тока возбуждения. Предложим, что в исходном режиме машина работает генератором в точке 1(см. рисунок 7.4) угловой характеристики с моментом , током возбуждения  и углом . При уменьшении тока возбуждения  до , угловые характеристики момента и реактивной мощности станут  иными, а угол  благодаря  инерции  ротора сохранится.                              

Электромагнитный момент, действующий на ротор уменьшится на  до его значения в точке 2 угловой характеристики  при . На ротор начнет действовать неуравновешенный момент , ускоряющий его движение.

Скорость вращения ротора  превзойдет синхронную,  и угол  будет возрастать до тех пор, пока не достигнет значения , при котором снова наступает равновесие моментов.

Рисунок 7.4 - Регулирование реактивной мощности

 

При регулировании реактивной мощности путем изменения тока возбуждения при постоянном напряжении и моменте турбины активная составляющая тока, соответствующая заданному моменту, сохраняется постоянной. Ток генератора изменяется только за счет реактивной составляющей.

 

8 Лекция 8. Диаграмма мощностей турбогенератора

 

Содержание лекции:

- построение диаграммы мощностей турбогенератора.

 

Цель лекции:

- определение  условий работы турбогенератора с параметрами, отличными от номинальных.

 

8.1 Построение диаграммы мощностей

 

Из рассмотренных режимов генератора можно определить условия, при которых допустима его работа с токами статора и ротора, коэффициентом мощности, напряжением и частотой, отличными от номинальных. При этом следует учитывать изменение  температуры и давления охлаждающей среды.

Допустимый диапазон изменения нагрузок генератора находится из диаграммы мощностей, которая представляет собой взаимозависимость активной  и  реактивной мощностей при различных коэффициентах мощности.

Диаграмма мощностей строится на основании векторной диаграммы генератора (см. рисунок 6.4) следующим образом. Умножив векторы напряжения, падения напряжения на сопротивлении генератора  и ЭДС ,    на постоянный множитель, равный отношению напряжения к синхронному реактивному сопротивлению , получим векторную диаграмму, представленную на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1- Построение диаграммы мощностей турбогенератора

При неизменном значении напряжения на выводах генератора, вектор  пропорционален току возбуждения, а произведение тока на напряжение представляет собой полную кажущуюся мощность S, которая зависит от тока статора. Проекции полной мощности на оси координат   и   определяют активную и  реактивную мощности генератора при различных   и токах возбуждения.

 Если провести из начала координат окружность  радиусом , то получим область, которая ограничивает увеличение тока статора сверх номинального значения  (линия А-Е на рисунке 8.2).

С целью исключения перегрузки по току ротора проводится окружность  радиусом, равным  (участок А-D). Наличие двух окружностей дает возможность выяснить зависимость располагаемой активной мощности от реактивной.

Точка А соответствует номинальному режиму работы генератора. Нагрузки, ограниченные участком окружности A–D, определяются допустимым в эксплуатации нагревом обмотки возбуждения (зона 1).

 

 

Рисунок 8.2 - Диаграмма располагаемых мощностей турбогенератора

 

Нагрев обмотки возбуждения определяется только током ротора и практически не зависит от нагрузки статора. При работе на этом участке машина имеет пониженное значение коэффициента мощности по сравнению с номинальным, а также пониженное значение кажущейся мощности и тока статора. Статическая устойчивость при работе с пониженным значением коэффициента мощности выше, чем в номинальном режиме, так как угол  меньше номинального .

Участок окружности ACE характеризуется работой генератора с номинальными кажущейся мощностью и током статора при коэффициенте мощности больше номинального (зона 2). Статическая устойчивость машины на этом участке значительно ниже, чем в номинальном режиме. Прямой  OC, соответствующей работе генератора с коэффициентом мощности равным единице, диаграмма делится на две части. Зона справа от ОС характеризуется режимом с отстающим током статора, реакция которого является размагничивающей. Для компенсации последней необходимо увеличение тока возбуждения машины. При этом говорят, что машина работает с перевозбуждением.

Зона слева от ОС характеризуется опережающим намагничивающим током статора, и об этих режимах говорят, что машина работает с недовозбуждением.

Если турбина не может развивать мощность выше полной мощности генератора, то на диаграмме проводится прямая, параллельная оси , которая определяет величину активной нагрузки генератора по возможностям турбины (зона 3).

При работе в области недовозбуждения одним из факторов, ограничивающих нагрузки, является условие обеспечения устойчивой параллельной работы машины с сетью, так как в этих режимах предел статической устойчивости оказывается близким к активной нагрузке генератора. Практически стремятся при работе с недовозбуждением иметь некоторый запас по статической устойчивости за счет возможностей автоматического регулирования возбуждения и ограничения мощности генератора. На участке ВЕ активная нагрузка машины и предел статической устойчивости одинаковы. Работа в таком режиме невозможна, так как угол  равен 90°. Способы ограничения такого режима могут быть различными, в простейшем случае принимается, что предел мощности на десять процентов превышает активную нагрузку при том же токе возбуждения, т.е. отрезок BN=BK и KN '=0,1. В соответствии с этим условием допустимые нагрузки генератора в режимах недовозбуждения ограничиваются на диаграмме кривой FG  ( зона 5).

Помимо обеспечения устойчивости параллельной работы применительно к турбогенераторам с непосредственным охлаждением обмоток могут возникнуть дополнительные ограничения, связанные с нагревом крайних пакетов активной стали и конструктивных элементов торцевых зон статора в режиме недовозбуждения.

Повышение нагревов обуславливается возрастанием результирующей магнитной индукции в концевых областях машины при сложении полей лобовых частей обмоток статора и ротора в режимах с коэффициентом мощности, близким к единице, и особенно при переводе генератора на работу с опережающим током статора.

Уровни потерь и нагрев в нормальных режимах и в режимах недовозбуждения зависят от конструктивного исполнения торцевых зон. Область ограничения по условию нагрева торцевых зон стали статора показана на диаграмме рисунка 8.2 (участок 4).

Диаграмма мощности реальной машины с учетом насыщения и действительных условий электрических связей генератора с системой будет несколько отличаться от  выше приведенной.

 

8.2 Карта допустимых нагрузок

 

В практике эксплуатации для определения допустимых нагрузок в режимах перевозбуждения пользуются не диаграммой мощностей, а так называемой картой допустимых нагрузок.

Карта позволяет оценить одновременно влияние температуры охлаждающей среды и ее давления, напряжения и . Такие карты составляются для каждой машины на основании специальных эксплуатационных испытаний на нагрев. Исходными условиями для их составления являются сохранение полной мощности генератора при отклонении напряжения на ±5% и увеличение мощности при снижении температуры охлаждающей среды и при повышении ее давления.

 

          9 Лекция 9. Асинхронный режим синхронных генераторов

 

          Содержание лекции:

- характеристика асинхронного режима.

 

Цель лекции:

- изучение условий и допустимость работы генератора в асинхронном режиме.

 

9.1 Общая характеристика режима

 

Асинхронный режим может иметь место в двух случаях: либо при потере возбуждения в рабочем режиме, либо при нарушении динамической устойчивости параллельной работы данной станции относительно других. В первом случае возникает асинхронный ход без возбуждения одного турбогенератора по отношению к системе. Во втором случае – асинхронный ход с возбуждением всех генераторов данной станции по отношению к системе.

Особенности асинхронного режима современных турбогенераторов необходимо учитывать при выработке и внедрении комплекса системных противоаварийных мероприятий.

Причины потери возбуждения могут быть следующие:

- неправильное отключение автомата гашения поля (АГП) с замыканием обмотки возбуждения на гасительное  сопротивление;

         - разрыв цепи возбуждения;

          - повреждение цепей автоматического регулирования, при этом обмотка

возбуждения остается замкнутой на возбудитель.

Во всех указанных случаях исчезает полностью или становится очень малым синхронный момент и происходит сброс нагрузки турбогенератора.

В начальный момент условия работы турбины не меняются, т.е. вращающий момент остается постоянным. С уменьшением тормозящего синхронного момента турбогенератора появляется избыточный момент, вызывающий увеличение  скорости вращения. Частота вращения ротора турбогенератора становится  больше синхронной, возникает скольжение и асинхронный момент. Из-за запаздывания действия регулятора турбины асинхронный момент может оказаться больше момента турбины. При этом происходит торможение ротора генератора. После ряда колебаний установится равновесие между моментом турбины  и асинхронным моментом генератора (точка а на рисунке 9.1). В таком режиме турбогенератор выдает активную мощность, а реактивная  потребляется из сети.

Рисунок 9.1 - Характеристики асинхронного момента генератора  и регулирования турбины

Величина нагрузки, при которой наступает установившийся режим, зависит от характеристики регулирования турбины и от характеристики асинхронного момента. Если характеристика асинхронного момента турбогенератора «жесткая», т.е. при значительном увеличении тормозящего момента скольжение мало, а максимальный момент велик (М_ас1) , то равновесие наступает при малых скольжениях и генератор уменьшает нагрузку незначительно (см. рисунок 9.2). Если же кривая асинхронного момента такова, что при сравнительно малом изменении момента скольжение меняется значительно, или, если асинхронный момент меньше момента турбины в исходном режиме, то равновесие может наступить только при повышенных значениях скольжения (М_ас2)  (см. рисунок 9.2). В этом случае за счет регулирования турбины активная нагрузка в асинхронном режиме будет существенно ниже предшествующей. При (М_ас3) – асинхронный режим неосуществим.

Рисунок  9.2 – Соотношение между характеристиками регулирования турбины и асинхронным моментом

При переходе в асинхронный режим без возбуждения ток статора возрастает за счет увеличения реактивной слагающей. Ток статора и потребление из сети реактивной мощности возрастают с увеличением скольжения. Этот режим  сопровождается снижением напряжения на выводах машины.

За счет скольжения возникают наведенные токи, прохождение которых по зубцам, бочке ротора и клиньям вызывает потери , значение которых пропорционально электромагнитному асинхронному моменту и скольжению.

С увеличением скольжения уровень потерь возрастает, возрастает и неравномерность нагрева ротора, в результате чего возможно чрезмерное повышение температуры, особенно в области торцов бочки ротора, где замыкаются наведенные токи. В силу указанных причин работа ротора турбогенератора в асинхронном режиме с сохранением доли активной мощности оказывается допустимой только при наличии в системе достаточного резерва реактивной мощности для поддержания  напряжения. Для генератора с косвенным охлаждением допускается работа в асинхронном режиме примерно тридцать минут, а для генератора с непосредственным охлаждением - пятнадцать минут.

 

9.2 Условия работы генераторов в асинхронном режиме

 

          Переход турбогенераторов в асинхронный режим сопровождается увеличением потребления реактивной мощности в системе. Генератор, потеряв возбуждение, перестает выдавать реактивную мощность в систему и начинает  потреблять из сети реактивный ток. Величина последнего в начале перехода в асинхронный режим определяется напряжением сети и суммой внешнего  и синхронного сопротивлений   

                                              .                                                ( 9.1)

Для турбогенераторов разных типов этот ток  изменяется в пределах  (0.4- 0.6)  от номинального.

При увеличении скольжения потребление тока из сети возрастает из-за повышения асинхронной нагрузки турбогенератора и может достигнуть больших значений даже при малых скольжениях.

Многочисленные экспериментальные исследования позволили выработать допустимые условия асинхронных режимов для машин с косвенным охлаждением:

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

2. Ток в обмотке статора не должен быть больше 1,1  от номинального.

3. Длительность асинхронного режима не должна превышать 30 минут.

4. Допустимая активная мощность, ограниченная током статора,  не должна быть для разных машин 0,5….0,7  от номинальной.

5. Потребление реактивной мощности из сети в асинхронном режиме должно быть равно активной нагрузке.

При работе в асинхронных режимах машин с непосредственными системами охлаждения учитываются следующие особенности этих машин.

1. Более высокие значения ^' и  ^", что обусловливает меньшую величину асинхронного момента и большие скольжения в установившемся режиме по сравнению с машинами, имеющими косвенное охлаждение.

2. Более высокие номинальные плотности тока в обмотке статора, а следовательно и  меньшая допустимая  длительность асинхронного режима.

3. Иное распределение потоков тепла в массиве  ротора.

4. Более высокая линейная нагрузка статора.

С учетом этих особенностей длительность асинхронного режима машин с непосредственным охлаждением ограничена до 15 минут.

 

9.3 Асинхронный ход с возбуждением

 

Асинхронный ход с возбуждением возникает при затяжном отключении короткого замыкания в сети. При этом турбогенераторы выпадают из синхронизма относительно системы. Такой режим приводит к значительным колебаниям токов, активной и реактивной мощности между электрической станцией и системой. При значительной относительной величине  мощности станции, выпавшей из синхронизма, создаются весьма неблагоприятные условия не только для турбогенераторов, но и для системы в целом.

 

10 Лекция 10. Включение генераторов на параллельную работу

 

Содержание лекции:

- способы включения генераторов на параллельную работу.

 

Цель лекции:

- изучение процессов включения генераторов на параллельную работу.

 

10.1 Способы включения генератора в сеть

 

Включение генераторов в сеть может осуществляться способами точной синхронизации и самосинхронизации.

При включении генератора в сеть способом точной синхронизации необходимо выполнять ряд условий:

- отклонение напряжения генератора от напряжения сети по модулю не должно быть более 20% (обычно 5%);

- отклонение  по углу - не более 15 электрических градусов;

- отклонение по частоте - не более 0,1%  от частоты сети.

Несоблюдение любого из этих условий может привести к серьезным по­вреждениям генератора.

Возможны три режима, предше­ствующих моменту включения генератора.

1. Векторы фазных напряжений генера­тора U_Г и системы U_c не равны по величине, но совпадают по фазе и изменяются во време­ни с одинаковой частотой (см. рисунок 10.1б).

При этом  возникает разность напряжений,   приводящая к  возникновению индуктивного уравнительного тока, не представляющего особой опасности.

 

а -исходная схема; б - векторная диаграмма напряжений при ;

в - то же при  ;   г- осциллограмма   напряжения биения при

Рисунок  10.1 – Включение генератора в сеть способом точной синхронизации

 

2. Векторы   фазных   напряжений  не совпадают по фазе на некоторый угол ψ (см . рисунок 10.1в).

 

                                .                                (10.1)

 

В этом случае уравни­тельный ток имеет значительную активную составляющую. Вектор напряжения  генератора либо отстает, либо опережает  вектор напряжения системы и активная составляющая уравнительного тока создает либо ускоряющий, либо тормозящий момент. В обоих случаях включение генератора сопро­вождается значительными толчками на вал, что может повлечь за собой серь­езные механические повреждения агрегата.

 3. В третьем случае (см. рисунок 10.1г) угол между напряжениями генератора и системы непрерывно изменяется и  появляется так называемое напряжение  биения, которое колеблется в пределах от 0 до 2U_ф.м.

 

При сдвиге в 180°, т.е. при включении в противофазу, ток включения значительно превышает ток короткого замыкания на выводах генератора

 

                                                                               (10.2)

 

Возникающий при этом момент в несколько раз превышает момент на валу генератора при коротком замыкании на его выводах.

 

          Включение способом самосинхронизации производится следующим образом:

          а) с помощью первичного двигателя угловая скорость ротора устанавливается близкой к синхронной; при этом скольжение ротора в крупных машинах не должно  превосходить  0,01….0,04;  в  процессе  разгона  ротора  обмотка  возбуждения  отключена  от  возбудителя  и замкнута   на  сопротивление  самосинхронизации;

б) при угловой скорости, близкой к синхронной, на возбудителе  устанавливается напряжение возбудителя, соответствующее току возбуждения холостого хода, когда  равна ;

в) генератор включается в сеть с одновременной подачей напряжения на обмотку возбуждения.

После включения генератора в сеть начинается переходный процесс, связанный с нарастанием токов в обмотке возбуждения и в обмотке статора генератора. В результате  взаимодействия магнитных полей, созданных  этими токами, появляется периодически изменяющийся электромагнитный момент, под действием которого ротор при определенных условиях втягивается в синхронизм. Время переходных процессов при включении генераторов указанным методом не превосходит 1…2 секунды.

Втягивание генератора в синхронизм определяется результирующим действием следующих моментов:

а) избыточного момента, равного разности между моментом турбины и моментом сопротивления генератора;

б) синхронного момента, развиваемого генератором в результате взаимодействия поля ротора с полем статора;

в) реактивного момента, развиваемого ротором при взаимодействии вращающегося поля статора с явновыраженными полюсами ротора;

г) среднего асинхронного момента, который является одним из определяющих по обеспечению вхождения генератора в синхронизм.

          В момент включения генератора в сеть указанным способом появляется

сравнительно большой уравнительный ток. Максимальный уравнительный ток будет при включении генератора на шины бесконечной мощности, и он составит

 

                                                                                  (10.3)

т.е. будет равен ударному току короткого замыкания на выводах генератора. Однако, как правило, сопротивление системы не равно нулю, поэтому уравнительный ток оказывается меньше ударного тока  при коротком  замыкании.

Наличие уравнительных токов является недостатком способа самосинхронизации, а их величина является критерием допустимости использования этого метода. Критерием допустимости является  неравенство: I_*ур≤3,5.

Другой особенностью способа самосинхронизации является понижение напряжения на шинах станции при включении генератора в сеть,  так как

 

 

Заменив  через его значение, равное ,     получим 

,    откуда

.                               (10.4)

 

При      ,     _%. Однако, такое снижение напряжения не опасно, так как оно кратковременно.

 

11 Лекция 11. Системы возбуждения генераторов

 

Содержание лекции:

- классификация систем возбуждения и их особенности.

 

 Цель лекции:

 - изучение особенностей существующих систем возбуждения.

 

11.1 Назначение  и характеристики систем возбуждения

 

Система возбуждения предназначена для питания обмотки возбуждения синхронной машины постоянным током и  соответствующего его регулирования. Она характеризуется:

- номинальным напряжением  и током в обмотке возбуждения ;

- номинальной мощностью возбуждения , которая составляет 0,2…0,6% от номинальной мощности машины;

- форсировочной способностью ( кратностью форсировки), под которой понимают отношение наибольшего установившегося (потолочного) напряжения  возбудителя к номинальному напряжению  либо отношение предельного (наибольшего допускаемого по условиям нагрева обмотки ротора) тока возбуждения   к номинальному току ;

- быстродействие системы возбуждения в процессе форсировки напряжения при авариях в энергосистемах характеризуется скоростью нарастания напряжения возбудителя [с^-1], которая определяется по формуле  

 

                                                ,                                    (11.1)

где  - предельное  (потолочное) напряжение  возбудителя;

 – время,  в  течение  которого  напряжение  возбудителя  возрастает   до  значения

                                     .                               (11.2)

 

         11.2  Классификация источников питания обмоток возбуждения синхронных  машин

 

Системы возбуждения по автономности их режима работы делятся на два вида: системы независимого возбуждения, работа которых не зависит от напряжения генератора или сети; системы зависимого возбуждения, режим работы которых зависит от напряжения генератора или сети.

 

Т а б л и ц а 11.1 – Способы получения постоянного тока для питания обмоток возбуждения генераторов

11

2

3

4

5

6

7

8

9

Вспомогательный  генератор

Самовозбуждение от выводов обмотки статора генератора через отдельные трансформаторы и управляемые выпрямители (тиристоры)

постоянного тока

переменного тока

соединен с валом генератора

размещен на отдельном валу (мотор-генератор)

обмотки возбуждения питаются  через выпрямители

неуправляемые

управляемые

без последовательных трансформаторов

с последовательными трансформаторами

неподвижные

вращающиеся

неподвижные

вращающиеся

енепосредственно

через редуктор

К первому виду относятся все электромашинные возбудители постоянного и переменного тока, соединенные к валом возбуждаемой синхронной машины. Ко второму виду относятся отдельно установленные электромашинные возбудители, вращаемые двигателями переменного тока, подключенными к шинам собственных нужд станции. К этому же виду относятся и  системы возбуждения, получающие  питание от выводов генератора через специальные трансформаторы. Существующие способы получения постоянного тока для питания обмоток возбуждения генераторов приведены в таблице 11.1.

Схемы питания обмоток возбуждения генераторов в соответствии с таблицей показаны на рисунках 11.1 и 11.2, где обозначено: ПТ – приводная турбина; ТГ- турбогенератор; ККР – контактные кольца ротора; ГПТ – генератор постоянного тока; РС – редуктор скорости; АД – асинхронный двигатель; М – маховик; ВН – выпрямитель неподвижный; ВВ – выпрямитель вращающийся; Т – трансформатор; ПТр – последовательный трансформатор.

 

11.2 Особенности систем возбуждения

 

Рост единичных мощностей синхронных машин связан с увеличением плотности тока в их обмотках возбуждения, что приводит к возрастанию мощности возбудителя. Выполнение коллекторных машин постоянного тока на большие мощности вызывает серьезные затруднения из - за работы коллектора и щеточного аппарата с высокими значениями окружной скорости. Для турбогенераторов c n= 3000 об\мин мощностью 100 МВт мощность возбудителя составляет 450 кВт и  является предельной по указанным выше причинам.

Рисунок 11.1 – Схемы питания обмоток возбуждения турбогенераторов в соответствии с  таблицей 11.1 (1,2,3)

 

Рисунок 11.2 – Схемы питания обмоток возбуждения турбогенераторов в соответствии с  таблицей 11.1 (4,5,6,7,8,9)

 

 

Коллекторные возбудители применяются и для машин большей мощности, но они выполняются на меньшие скорости вращения и присоединяются через редуктор скорости.

Для систем возбуждения 4,5,6,7, согласно таблицы 11.1, применяются вспомогательные генераторы трехфазного тока  промышленной частоты и высокочастотные генераторы с  частотой 500 Гц с выпрямлением тока с помощью тиристорных  выпрямителей.

Общим недостатком всех рассмотренных систем  является необходимость использовать контактные кольца на большие токи.

Трудности передачи тока в тысячи ампер через вращающиеся кольца  ротора привели к разработке бесщеточных систем возбуждения, что показано на рисунке 11.1 (5.7).

В таких системах возбудитель представляет собой обращенный трехфазной синхронный генератор, соединенный с валом турбогенератора. В таком генераторе обмотка возбуждения возбудителя расположена на статоре, а обмотки переменного тока – на роторе.

 Выпрямители укрепляются  на дисках, расположенных на валу возбудителя, и вращаются вместе с ними.

 

      

 12 Лекция 12. Автоматическое гашение поля синхронных машин

 

Содержание лекции:

- автоматическое гашение поля синхронных генераторов (АГП).

 

Цель лекции:

         - изучение процесса гашения поля.

 

12.1 Общие положения

 

 После  внезапного  отключения  генератора   необходимо  его  развозбудить, т.е.  погасить  магнитное  поле   ротора.  Гашение  поля - быстрое  (автоматическое) сведение  магнитного  потока  к  нулю    с  помощью  специальных  устройств. Процесс  гашения  можно  считать  законченным, если  амплитуда  ЭДС  статора  снизилась  до  величины  500 В, при  которой  происходит  естественное  погасание  дуги. Время, в течение которого ЭДС, создаваемая током возбуждения, снизится до величины 200 В, называется временем гашения поля.

Гашение поля является единственным способом, позволяющим ограничить размеры повреждений электрической машины при внутренних коротких замыканиях.

Простейший способ гашения поля – отключение обмотки возбуждения. Однако вследствие большой индуктивности на ее зажимах возникают значительные перенапряжения, опасные для изоляции ротора. Поэтому прибегают к замыканию обмотки возбуждения на разрядное сопротивление или на встречновключенную ЭДС.

Размеры аварии при коротких замыканиях на выводах статора зависят не только от величины тока короткого замыкания, но и его длительности. Время протекания тока короткого замыкания тем меньше, чем быстрее действие АГП.

Требования к АГП можно сформулировать следующим образом:

- АГП должно приводиться в действие всеми защитами, производящими

отключение генератора от сети;

          - время отключения поля должно быть минимальным;

- напряжение на зажимах ротора не должно быть больше некоторого напряжения, определяемого в зависимости от величины испытательного напряжения изоляции ротора

                                                                                           (12.1)                                                        

где  – испытательное напряжение изоляции обмотки ротора;

          - ЭДС генератора после действия АГП должна быть минимальной и равной  150 – 200 В.

К дополнительным требованиям следует отнести надежность эксплуатации в нормальных и аварийных режимах, а так же «энергоемкость» - поглощение энергии, запасенной в магнитном поле.

 

          12.2 Процесс гашения магнитного поля синхронных машин

 

Рассмотрим процесс гашения поля на примере разряда обмотки возбуждения на активное сопротивление (см. рисунок 12.1). При подаче сигнала от релейной защиты срабатывает контактор, который сначала замыкает контакт 2 и затем размыкает контакт 1. При этом обмотка возбуждения генератора оказывается подключенной к гасительному сопротивлению R, в котором поглощается  энергия, запасенная в магнитном поле ротора.

В соответствии со схемой замещения (см. рисунок 12.2)  переходный процесс в указанном контуре описывается дифференциальным уравнением

 

                                                       .                                      (12.2)

Разделяя переменные

и интегрируя, получим        ,                                 (12.3)

 

где С – постоянная интегрирования.

Рисунок  12.1 – Схема АГП с гасительным  сопротивлением	Рисунок 12.2 – Схема  замещения

 

Из последнего уравнения   где  – постоянная времени гасительного контура

                                                  .                                                (12.4)

 

После определения постоянной интегрирования  получим выражения для тока и напряжения на обмотке возбуждения в любой момент времени – t

 

                                        ;                                            (12.5)

 

                                         ,                                    ( 12.6)

где  – ток в обмотке возбуждения при  t=0.

Опустив индекс f , обозначим   тогда

                                          .                                          (12.7)

 

Выразим постоянную времени гасительного контура через постоянную времени обмотки  возбуждения T=L/r и через коэффициент К

                                                =  .                                    (12.8)

 

Обычно  для современных генераторов . Тогда при   

Процесс гашения можно считать законченным, когда ЭДС статора упадет ниже 500В, при этом ЭДС, создаваемая током в обмотке возбуждения , будет составлять 200 В.

За время гашения поля ток возбуждения должен  уменьшиться в  раз, или если   то в  раз. Тогда из уравнения (12.5) получим

                                         _.  

 

При  ,  , и принимая   получим

                           

 

При , , т.е. в шесть раз больше, чем при .

Для крупных турбогенераторов  При средней постоянной времени  ,  , что слишком много.

Характер процесса гашения поля  при принятых параметрах показан на рисунке 12.3. В момент срабатывания АГП напряжение на контактных кольцах ротора изменит знак вследствие большой ЭДС самоиндукции

 

.

 

Рисунок 13.1 - Характер процесса гашения поля

 

13 Лекция 13. Оптимальные условия гашения поля

 

Содержание лекции:

- оптимальные условия гашения поля.

 

Цель лекции:

- определение продолжительности гашения поля при оптимальных условиях.

 

13.1 Определение условий оптимального гашения

 

Процесс гашения поля, имеющий наименьшее возможное время, является оптимальным. При этом напряжение на обмотке возбуждения не должно превосходить величины , допустимой по условиям электрической прочности изоляции.

По схеме с активным гасительным сопротивлением при r<<R можно записать ( опуская индекс f )   

                          .                                          (13.1)

 

Согласно этому уравнению, для того чтобы процесс гашения протекал наиболее быстро и  произведение  должно сохранять постоянное значение в течение всего времени гашения поля и быть равным . т.е.

 

                                     .                                      (13.2)

 

Отсюда следует, что .

Решая уравнение (13.1) с учетом (13.2)

 

                                     ;  ,                             (13.3)

 

получим                                  .                                            (13.4)

 

После определения постоянной интегрирования  при начальных условиях     окончательно имеем

                                              .                                                 (13.5)

 

Таким образом, ток должен убывать по линейному закону и достигать нуля через .

Так как                     ;         ,                   (13.6)

 

то при , получим  .

Сравнивая это соотношение с , полученном при использовании активного сопротивления неизменной величины, видно, что при оптимальных условиях продолжительность процесса гашения  в 4,6 раза меньше, чем при  постоянном активном сопротивлении .

 

 

 

13.2 АГП с  дугогасительной решеткой

 

Для создания оптимальных условий гашения поля необходимо иметь такое нелинейное сопротивление R, падение напряжения на котором сохранялось бы постоянным, не зависящим от тока. Этому условию удовлетворяет короткая электрическая дуга постоянной длины(1,5…3мм). Схема автомата гашения поля с дугогасительной решеткой показана на рисунке 13.1.

 

Рисунок 13.1- АГП с дугогасительной решеткой

Процесс гашения начинается с замыкания контактов 2, и ток возбуждения протекает через ветвь а-в, в которую включено небольшое активное сопротивление 3, предохраняющее возбудитель от короткого замыкания. Затем размыкается контакт 1, отключая обмотку возбуждения от источника постоянного тока. Через короткий промежуток времени размыкаются  контакты 2,   возникает  дуга, которая втягивается в дугогасительную решетку 5. Здесь дуга разбивается на ряд коротких дуг.

          При этом напряжение на дугогасительной решетке остается постоянным и равным

 

                                      ,                                                       (13.7)

где - напряжение на короткой дуге;

 – число последовательно включенных дугогасительных пластин

 

                                                    .                                                         (13.8)

При гашении небольших по величине токов на дугогасительной решетке наблюдаются перенапряжения, как это показано  на рисунке.13.2,а. Это обусловлено тем, что происходит срыв тока и  дуга в решетке гаснет раньше, чем ток, изменяющейся по прямолинейному закону, достигает нуля. Для предотвращения этого параллельно дугогасительной решетке включается относительно большое шунтирующее сопротивление 4, защищающее всю систему от перенапряжений.

 

а	б

 

а- без шунтирующего сопротивления, б- с шунтирующим сопротивлением

Рисунок 13.2 - Характер процесса АГП с дугогасительной решеткой

 

При большом числе пластин погасание дуги в одном из промежутков ведет к погасанию всей дуги. Чтобы этого не было, сопротивление разбивается на части, каждая из которых шунтирует только одну определенную группу пластин, вследствие чего дуга в решетке гаснет не вся, а по секциям, что  и способствует уменьшению перенапряжений, как  показано на рисунке 13.2, б.

Если, аналогично вышесказанному, определить время гашения поля, то с учетом сопротивления обмотки возбуждения,  получим  , т.е на 7,5% больше оптимального. Поскольку для крупных синхронных машин ,  то  t_гаш будет равно 1,81 секунды, что более чем в 4 раза меньше времени гашения  при включении обмотки возбуждения на гасительное сопротивление.

С целью предотвращения плавления пластин дугогасительной решетки, дуга должна быстро перемещаться по поверхности пластин. Это достигается с помощью радиального магнитного поля, под действием которого дуга, приходит во  вращательное движение, удлиняется и гаснет.

 

14  Лекция 14.  Анормальные режимы работы турбогенераторов

 

Содержание лекции:

- перегрузки генераторов;

- несимметричные режимы.

 

Цель лекции:

- ознакомление с  возможными анормальными режимами и мерами их предотвращения.

 

 

14.1 Перегрузки генераторов и их ограничение

 

Турбогенераторы должны сохранять номинальную и максимальную длительную мощности при одновременных отклонениях напряжения на выводах до ±5% и частоты до ± 2,5% номинальных значений, при этом в режимах работы с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не должна превышать 6%.

Очевидно, что при снижении напряжения статора до 0,95U его номинального значения ток статора увеличивается до 1,05I номинального, что приводит к нагреву активных частей турбогенератора, а также охлаждающей среды. Следовательно, турбогенераторы должны быть сконструированы таким образом, чтобы при номинальных параметрах режима они имели достаточный тепловой запас.

Заводские инструкции и стандарты нормируют значения температуры  охлаждающей среды, при которых обеспечиваются условия работы генераторов без перегрева, при этом основным ограничивающим фактором при работе генератора с нагрузками является нагрев активных частей.

Допускаемые нагрузки (перегрузки) можно  определить по диаграмме мощностей, приведенной  на рисунке 14.1.

Так, при нагрузка турбогенератора лимитируется только нагревом обмотки ротора, так как при  номинальном напряжении генератора ток статора оказывается меньше номинального значения,  а для  поддержания его номинальным, или, тем более, максимально допустимым, понадобилось бы увеличение  тока ротора  сверх номинального, что недопустимо (участок 1).

В пределах изменения  от  до 1 ток возбуждения уменьшается. В этом случае нагрузка турбогенератора ограничивается  величиной тока статора  и температурой его обмотки (участок 2). Исключение в этом диапазоне изменения  может составить участок диаграммы 3, где мощность турбины   оказывается меньше активной мощности, которую мог бы развить генератор при данном напряжении на его выводах и максимально допустимом токе статора, то есть

                                              (14.1)

 

При опережающем основным ограничивающим фактором для увеличения нагрузки является повышенный нагрев стали крайних пакетов сердечника статора и металлических конструктивных элементов в его торцевых частях (участок 4). Для большинства турбогенераторов именно эти нагревы, а не условия сохранения статической устойчивости являются определяющими в режимах недовозбуждения.

 

1- зона, определяемая предельным током обмотки ротора; 2- зона, определяемая предельным током статора; 3- зона, определяемая мощностью турбины; 4 – зона, определяемая нагревом торцевых частей статора; 5 – зона, определяемая устойчивостью параллельной работы Рисунок 14.1-Диаграмма располагаемой мощности генератора

 

Сказанное определяет ответственность оперативного персонала за ведение режимов работы турбогенераторов и постоянное наблюдение за их параметрами. Токи статора и ротора турбогенератора в любых длительных режимах работы не должны превышать предельных значений, указанных в карте допустимых нагрузок. Эта карта должна в обязательном порядке содержаться в местной инструкции по эксплуатации турбогенератора.

В эксплуатации не следует использовать предельные возможности турбогенераторов, если это не диктуется обстановкой, сложившиеся в энергосистеме. В случае, если температура активных частей и охлаждающей среды на выходе из обмотки статора превысит длительно допустимую, нагрузка генератора должна быть незамедлительно снижена до значения, при котором это превышение исчезает. Если уменьшением нагрузки  снизить нагрев не удается, то генератор должен быть разгружен и отключен от сети.

Во всех случаях должна быть выяснена и устранена причина повышенных нагревов.

В процессе эксплуатации неизбежно возникновение кратковременных и нередко значительных перегрузок как  по току статора, так и  по току ротора. При КЗ в сети перегрузка определяется близостью и видом КЗ (обмотка статора) а также форсированием возбуждения (обмотка ротора). По току статора эти перегрузки могут иногда достигать 2-3 кратной величины по сравнению с номинальным током и продолжаться до срабатывания  соответствующей защиты

Опасность больших кратковременных перегрузок турбогенераторов связана с возможностью повреждения изоляции обмоток в наиболее нагретых точках и с увеличением вероятности возникновения вследствие этого серьезных повреждений машин.

В связи с опасностью последствий недопустимых перегрузок турбогенераторов во всех странах существенно ограничивается величина, а иногда и частота перегрузок, допустимая кратность и длительность форсировки возбуждения.

Выполнение изоляции обмоток статора современных турбогенераторов из стекломикаленты на термореактивных связующих значительно повысило тепловую стойкость изоляции по сравнению с компаундированной. Испытания показали, что термореактивная изоляция выдерживает без заметного теплового старения многократное кратковременное повышение температуры до 150 ⁰С.

 

14.2 Влияние нарушения симметрии электрической сети 

 

Широкое применение электрической тяги, металлургических электропечей, использование неполнофазных режимов работы линии электропередачи при обрыве одного из проводов влекут за собой длительную несимметрию токов в электрической сети, вследствие чего токи в фазах обмоток статора турбогенеаторов также оказываются несимметричными.

Несимметричные токи трехфазной обмотки статора создают эллиптическое поле, которое эквивалентно сумме двух полей, вращающихся с одинаковой скоростью в противоположных направлениях. Составляющая поля , соответствующая токам обратной последовательности, вращается относительно ротора с двойной  синхронной скоростью и наводит в роторных контурах токи двойной частоты, что приводит к возникновению дополнительных потерь в бочке ротора, зубцах и пазовых клиньях. Эти потери могут быть недопустимо большими.

Поэтому главным ограничивающим фактором при возникновении несимметрии токов статора турбогенератора является опасность недопустимого нагрева элементов ротора.

Заводы-изготовители применяют целый ряд мер для уменьшения нагревов элементов торцевой зоны ротора турбогенераторов.  Концевые клинья в пазах ротора стали выполняться стальными, бронзовыми, иногда титановыми, так как допустимая длительная температура для ранее используемого дюралюминия составляет около 130 ⁰С. Существенное влияние на повышение термической стойкости роторов мощных турбогенераторов в несимметричных режимах оказывает применение специальных демпферных систем.

Тем не менее, допустимую величину несимметрии приходится нормировать, что приводит к  снижению нагрузки и, как следствие, влечет за собой недовыработку электроэнергии.

 

15 Лекция 15. Анормальные режимы работы турбогенераторов (продолжение).

 

Содержание лекции:

- искажение синусоидальности тока статора;

- работа в условиях изменения напряжения в сети;

- короткие замыкания в сети.

 

Цель лекции:

- ознакомление с причинами возникновения анормальных режимов и  рекомендации по их устранению.

 

15.1 Искажение синусоидальности тока статора

 

Существует нагрузка, которая требует преобразования переменного тока в постоянный. К такой нагрузке относятся привод мощных прокатных станов, электрическая тяга, электролизные агрегаты, система самовозбуждения генераторов, вставки постоянного тока между энергосистемами,  устройства, требующие преобразования тока промышленной частоты 50 Гц в ток другой частоты и др.

 Такие преобразования неизбежно связаны с генерацией в сеть высших гармоник различных порядков. При этом токи третьей гармоники и кратные ей  в генераторы не проникают, так как замыкаются в обмотках низшего напряжения силовых трансформаторов, соединенных в треугольник. Токи остальных гармоник  протекают по обмоткам статора  и искажают синусоидальную форму кривой тока.

Высшие гармоники в кривой тока статора турбогенератора вызывают дополнительные потери в обмотке и активной стали статора.Кроме этого, вращающиеся поля наводят в контурах ротора токи повышенной частоты, которые протекают в верхних слоях массивных частей ротора, и, замыкаясь по его торцам, вызывают дополнительные потери и местные нагревы. В этом случае может  потребоваться уменьшение нагрузки генератора.  Поэтому следует периодически контролировать степень искажения синусоидальности кривой тока статора турбогенератора с анализом порядка присутствующих гармоник.

Наибольшее влияние оказывают  5,7 и 11-я гармоники. Степень их влияния определяется путем специальных испытаний, на основании которых даются рекомендации по ведению режима.

 

15.2 Работа генератора при понижении напряжения в

электрической сети

 

Напряжения в различных частях энергосистемы, объединенных между собой линиями электропередач, неодинаковы. В некоторых районах, где мощность собственных генерирующих источников недостаточна для покрытия активной и реактивной нагрузки и их покрытие осуществляется за счет перетоков из соседних частей энергосистемы (дефицитные районы), уровень напряжения в электрической сети в период максимальных нагрузок иногда оказывается значительно ниже номинального.

В таких случаях напряжение генераторов, работающих в этих частях энергосистемы, тоже оказывается ниже номинального.

При уменьшении напряжения на зажимах статора больше, чем на 5%, генератор не может выдавать в сеть располагаемую реактивную мощность без уменьшения активной мощности.

Уменьшение выдачи генераторами реактивной мощности способствует еще большему понижению уровня напряжения сети и в сочетании с увеличением потребления реактивной мощности нагрузкой может повлечь за собой лавинообразное уменьшение напряжения - «лавину напряжения ».

Сохранить или увеличить выдачу генераторами реактивной мощности с целью увеличения напряжения сети можно только при условии их разгрузки по активной мощности. Однако при уменьшении с этой целью активной нагрузки генераторов больше, чем на 20% на первый план выступает второй ограничивающий фактор - недопустимость увеличения тока возбуждения генератора по сравнению с длительно допустимым по условиям нагрева обмотки ротора.

В районах, где при прохождении максимума нагрузок глубоко понижается напряжение, должны незамедлительно устанавливаться дополнительные источники реактивной мощности – синхронные компенсаторы или батареи конденсаторов. В противном случае, необходимо отключение значительной части потребителей и разгрузка генераторов по активной мощности для увеличения выдачи реактивной мощности и поддержания напряжения на допустимом уровне.

 

15.3 Особенности работы турбогенераторов при повышении напряжения

 

В соответствии  с Правилами технической эксплуатации наибольшее рабочее напряжение турбогенераторов не должно превышать 110% от номинального. Это связано с тем, что с увеличением напряжения увеличивается индукция магнитного поля генератора, которая пропорциональна напряжению.  Увеличение индукции приводит к насыщению, а следовательно, и к недопустимому увеличению нагрева стали статора.

Увеличение напряжения на зажимах статора генератора происходит, как правило, в случаях существенного увеличения напряжения в примыкающей электрической сети. Это характерно для периодов работы энергосистемы с малыми нагрузками,  и может быть следствием внезапного ослабления связи избыточного энергорайона с другими участками энергосистемы из-за отключения части линий электропередачи, когда складывающийся баланс выработки и потребления реактивной энергии приводит к повышению напряжения в избыточном районе.

Если в избыточном энергорайоне увеличивается частота, то это приводит к еще большему возрастанию напряжения, так как с увеличением частоты увеличивается генерация реактивной мощности сетью, а ее потребление индуктивной нагрузкой уменьшается.

В таких ситуациях основным средством предотвращения нарастания напряжения в сети, а следовательно, и на зажимах генераторов является применение шунтирующих реакторов. Кратковременно может быть использован резерв маневренности генераторов по реактивной мощности. Эти меры должны осуществляться автоматически или по указанию диспетчера энергосистемы. Одним из эффективных средств  для понижения напряжения является быстрая разгрузка генераторов по активной мощности. Она может производиться только по указанию диспетчера энергосистемы или должна быть предусмотрена местной инструкцией по ликвидации аварий.

 

15.4 Короткие замыкания в электрической сети

 

Короткие замыкания в электрической сети происходят довольно часто. При нормальном действии защиты  короткие замыкания, как правило, не представляют непосредственной опасности для турбогенераторов. Наиболее тяжелыми являются случаи КЗ между генератором и блочным трансформатором, при которых токи в обмотках и вызванные ими динамические усилия во много раз превосходят токи нормального режима.

Турбогенераторы должны выдерживать  все возможные симметричные и несимметричные КЗ как  на выводах, так и в непосредственной близости к  ним.

Методика расчетов токов и моментов,  возникающих при КЗ в статорной цепи турбогенераторов известна и приведена во многих литературных источниках.

При нормальном действии устройств релейной защиты тепловое воздействие на турбогенератор токов КЗ при его возникновении как за трансформатором, так и непосредственно на выводах турбогенератора не представляет опасности.

Основную же опасность при КЗ представляет механическое воздействие, связанное с возникновением электродинамических усилий между стержнями обмотки и механических моментов на валу, которое может вызвать  большие  деформации и повреждения в элементах турбогенератора. 

Поэтому на мощных турбогенераторах необходима установка регистрирующих приборов, позволяющих своевременно анализировать тяжесть переходного процесса в турбогенераторе при очередном КЗ, а также фиксировать количество случаев возникновения КЗ с целью определения  сроков профилактического осмотра  и проведения текущего ремонта.

 

Список литературы

 

         1. Электрическая часть станций и подстанций / Под ред. А.А. Васильева -М.: Энергоатомиздат, 1990. – 575 с.

         2. Электрическая часть электростанций / Под ред. С.В. Усова.  -Л.: Энергия, 1987.

         3. Иванов – Смоленский А.Б. Электрические машины. -М.: Энергия, 1980.

         4. Мотыгина С.А. Эксплуатация электрической части тепловых электрических станций.  -М.: Энергия, 1979-568 с.

         5. Коган Ф.Л. Анормальные режимы мощных турбогенераторов -М.: Энергия, 1988-192 с.

         6. Ветров В.И., Ключенович В.И. Режимы основного оборудования электрических станций: Учебное пособие. – Новосибирск.: Издательство НЭИ, 1988. – 81 с.

         7. Соловьев И.И. Автоматические регуляторы синхронных генераторов. -М.: Энергоиздат, 1981. – 247 с.

    

 

Содержание

1 Лекция 1. Современное состояние и тенденции развития  турбогенераторостроения ……………….3

2 Лекция 2. Основы теории работы генераторов ……………………...7

         3 Лекция 3. Основные параметры синхронных генераторов…………10

4 Лекция 4. Основные параметры синхронных генераторов (продолжение)................................14

5 Лекция 5. Работа генератора на автономную нагрузку. Регулировочные и внешние характеристики .17

6 Лекция 6. Режимы работы синхронной машины, включенной в систему ………..20

7 Лекция 7. Режимы работы генератора, включенного  на шины бесконечной мощности …………...23

8 Лекция 8. Диаграмма мощностей турбогенератора ………………..27

9 Лекция 9. Асинхронный режим синхронных генераторов …………30

10 Лекция 10. Включение генераторов на параллельную работу……33

11 Лекция 11. Системы возбуждения генераторов ……………………...36

12 Лекция 12. Автоматическое гашение поля синхронных машин …..40

13 Лекция 13. Оптимальные условия гашения поля …………………..43

14 Лекция 14.   Анормальные режимы работы турбогенераторов ….46

15 Лекция 15. Анормальные режимы работы турбогенераторов (продолжение) ………………..49