Устранение ненормальностей в работе газо-масляной системы
Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Устранение ненормальностей в работе газо-масляной системы





Газовая панель генератора оборудована рядом световых табло и звуковыми сигналами:

- "Понизилась чистота водорода в генераторе". Чаще всего, больше слив масла в сторону водорода. Необходимо продуть свежим водородом, проверить слив.

- "Понизилось давление водорода в генераторе". Подпитать и проверить. Причиной может быть снижение температуры при снижении нагрузки, если нет автоматики. Может быть неисправен РД или разрыв трубки в газоохладителе. Утечки сначала маленькие, затем увеличиваются. Если не удалось устранить причину, то Г отключают и вытесняют водород углекислотой.

- "Повысилась температура масла на сливе из уплотнений". Следует проверить температуру баббита, входящего масла. Причиной может быть неисправность маслоохладителей или дефект уплотнений.

- "Появилась вода или масло в корпусе генератора". Необходимо слить воду или масло из УЖИ и проверить, как быстро накопится жидкость вновь. Причины: течь в газоохладителе, превышение давления воды над водородом. Газоохладители отключаются поочередно на 1-2 часа, делают заглушки. Разрешается заглушать не более 5-10% общего числа трубок. Другой причиной может быть отпотевание газоохладителей, повышенная влажность водорода. Необходимо повысить температуру воды, снизить влажность путем продувки. Причиной появления масла может быть увеличение слива в сторону водорода.

- "Подплавился баббит". Причина - снижение давления или прекращение поступления масла. Последствия серьезные. Появляется дым и выброс масла из подшипников, снижается давление водорода. Генератор должен быть аварийно остановлен.

 

ЛЕКЦИЯ 3

 

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМЫ ВОДЯНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ



ГЕНЕРАТОРА

 

Схема охлаждения обмотки статора водой по замкнутой системе показана на рис.1.

 

Рис.1

1- расширительный бачок, 2- насосы, 3- поплавковый регулятор, 4- клапан, 5,6-теплообменники, 7- ионообменные фильтры, 8- солемер, 9- измерительная шайба, 10- струйное реле, 11- газовая ловушка.

 

Обмотка статора и вся система охлаждения заполняются обессоленной водой (конденсатом) с солесодержанием 1 мг/л и электрическим сопротивлением не ниже 200 кОм/см. При работе Г допускается повышение солесодержания до 5 мг/л и снижение электрического сопротивления до 50 кОм/см. Для циркуляции конденсата по замкнутому контуру имеются два насоса 2, из которых один – в работе, другой – в резерве . Конденсат подается из расширительного бачка 1, уровень поддерживается поплавковым регулятором 3. При снижении уровня из-за наличия утечек поплавковый регулятор приоткрывается и добавляется конденсат из магистрали обессоленной воды. В бачке 1 поддерживается вакуум, и конденсат после Г попадает на решетку бака, разбрызгивается и под действием разряжения интенсивно очищается от воздуха (а иногда и от водорода). Воздух удаляется через клапан 4. Удаление воздуха очень важно для надежной работы системы охлаждения (СО), иначе он может скапливаться в проводниках обмотки, что приведет к перегреву обмотки. Давление конденсата 0,4-0,35 МПа. Имеется перепускной клапан, через который конденсат сбрасывается в расширительный бак 1 при повышении давления. После насосов конденсат идет в теплообменники 5 и 6, где он охлаждается ЦВ или конденсатом турбины (например, при пуске требуется нагреть конденсат), затем через один из ионообменных фильтров 7, солемер 8, шайбу для измерения расхода 9 поступает в напорный кольцевой коллектор и из него в стержни обмотки Г. На выходе собирается в сливной кольцевой коллектор, проходит струйное реле 10 и возвращается в расширительный бачок 1.

Работа Г при отсутствии циркуляции запрещена во всех режимах, кроме холостого хода без возбуждения. При снижении расхода на 25% действует предупредительная сигнализация, на 50% - аварийная сигнализация и останов Г.

Температура входящего конденсата (40±5)°С , а выходящего £ 85°С. При повышении температуры свыше 85°С нагрузка Г должна быть снижена.

В процессе эксплуатации Г происходит ухудшение качества конденсата, из проводников обмотки вымываются и попадают в конденсат ионы металла, для очистки предназначены фильтры. При снижении сопротивления конденсата до 75 кОм/см часть конденсата заменяют свежим, если снижение сопротивления продолжается, то при 50 кОм/см Г должен быть разгружен и отключен от сети.

Для контроля за наличием циркуляции конденсата по всем параллельным ветвям под клинья в пазах статора заложены термосопротивления, от которых при повышении температуры сверх 75° обеспечивается подача сигнала. Нагрузка снижается, чтобы температура снизилась до 75°С. При первой возможности Г останавливают для выяснения причины повышенного нагрева. Если уменьшением нагрузки снизить нагрев не удается, Г должен быть немедленно разгружен и отключен от сети. Причиной сильного и быстрого перегрева проводников обмотки может быть попадание воздуха или водорода в систему водяного охлаждения. Образуются газовые пробки в каналах, нарушается нормальная циркуляция. На выходе сливного коллектора Г имеется газовая ловушка для контроля за появлением газа в конденсате. Персонал 2 раза в смену должен осматривать газовую ловушку, при появлении газа делается его химический анализ. Газ выпускается из газовой ловушки, и если она вновь заполняется газом или если в ловушку попадает водород, наблюдение за Г усиливается, измерение каждый час. При первой возможности, но не позднее 5 суток, Г следует остановить для выяснения причин неплотности.

При приемке из монтажа и после ремонта плотность обмотки вместе с коллекторами и соединительными шлангами проверяется путем опрессовки сжатым воздухом при давлении 0,3 МПа в течение 3 часов, а затем опрессовкой водой под давлением 1 МПа в течение 24 часов. Система считается водоплотной, если при неизменной температуре воздуха в обмотке давление в ней остается неизменным. Отыскание утечек, если они есть, производится течеискателем, для чего в воздух добавляется фреон. При опрессовке водой не должно наблюдаться никаких следов влаги.

На остановленном Г циркуляция конденсата не прекращается, если температура в машинном зале может быть ниже нуля. При длительных остановах Г конденсат удаляется из Г продувкой сжатым воздухом.

 

 

ЛЕКЦИЯ 4

 

НЕСИММЕТРИЧНАЯ НАГРУЗКА ГЕНЕРАТОРОВ.

 

Этот режим относится к ненормальным режимам работы генераторов, как и несинусоидальный и асинхронный режим.

Причины несимметричной нагрузки генераторов:

1. Большое содержание в нагрузке генератора однофазных потребителей

(эл.тяга, эл.печи и т.д.), режим потребления которых приводит к несимметрии токов в фазах.

2.Схемная несимметрия, т.е. нарушение симметрии самой схемы передачи энергии, например, при ремонте фазы группы, работа через неполнофазную группу трансформаторов, обрыв провода линии, обрыв фазы трансформатора, невключение фазы выключателя и др. Известны многочисленные примеры применения неполнофазных режимов в энергосистемах при аварийных выходах из строя трансформаторных фаз или отдельных проводов ЛЭП. Известен почти двухлетний опыт эксплуатации Куйбышевской электропередачи в неполнофазном режиме ( передача энергии от ГЭС по пяти проводам из шести) при переводе ее с напряжения 400 кВ на 500 кВ, сопровождавшемся усилением изоляции линии и реконструкцией трансформаторов без прекращения работы передачи.

3. Несимметричные короткие замыкания.

 

Рассмотрим подробнее все эти случаи.

ПТЭ допускают длительную работу Г с неравенством токов в фазах при условии, что ни один из токов не превысит номинальнго тока статора, при этом несимметрия не должна превышать 12% для турбогенераторов, 20% для гидрогенераторов с косвенным воздушным охлаждением, 15% для Г/Г с непосредственным воздушным охлаждением, 10% для Г/Г с непосредственным охлаждением обмоток водой.

Несимметрию определяют как (IА - IB) *100/IA при условии, что IA =IC £Iном, а IB < IA.

Почему же такие жесткие условия, если токи даже не превышают номинальных значений?

При несимметричном режиме в статоре возникают токи обратной последовательности, магнитное поле которых вращается относительно ротора с двойной частотой. Это поле индуктирует в замкнутых контурах ротора вихревые токи двойной частоты, вызывающие дополнительный нагрев элементов ротора, дополнительные потери, что и определяет допустимость несимметричного режима.

Вихревые токи индуктируются прежде всего в массивной бочке ротора Г, замыкаются через контактные поверхности между зубцами, клиньями, бандажными кольцами. Из-за выраженного поверхностного эффекта при двойной частоте глубина h проникновения в массив ротора магнитного поля и вихревых токов невелика, фактически эти токи протекают в тонком поверхностном слое бочки ротора h =Ö2r/wm, где r - удельное сопротивление материала, m - магнитная проницаемость, w -угловая частота вихревых токов.

Обычно h не превосходит 5-7 мм в зубцах и 10-15 мм в пазовых клиньях, что обусловливает значительное эквивалентное сопротивление ротора и большие добавочные потери и нагрев. Необходимо учитывать не только общий уровень добавочных потерь, но также и неравномерный характер их распределения на поверхности ротора. Вихревые токи замыкаются через контактные поверхности между зубцами, клиньями и бандажными кольцами. Эти контакты, расположенные вблизи торцевых поверхностей ротора, имеют повышенное сопротивление и вызывают появление местных значительных перегревов. Вот почему тепловое состояние торцевых зон ротора, где наблюдаются наибольшие температуры при несимметричной нагрузке статора, является основным критерием для определения допустимой несимметрии. На рис.1 показано распределение температуры по длине ротора, и видно, что добавочный нагрев ротора с удалением от торцевой

зоны быстро падает и на расстоянии 12-15 см уже невелик.

Главным источником тепла в торцевой зоне является роторная сталь, однако более низкая температура пазовых клиньев и их более высокая теплопроводность обусловливают направление теплового потока в сторону клиньев. Более низкая температура размягчения материала клиньев по сравнению со сталью приводит к тому, что именно они оказываются самым слабым звеном ротора, ограничивающим величину тока обратной последовательности, при котором нагрев будет безопасным.

В обмотку возбуждения вихревые токи из-за поверхностного эффекта проникают мало, дополнительный нагрев обмотки возбуждения происходит только за счет теплопередачи, и возникают дополнительные потери.

 

Рис.1

 

В табл.1 приводится распределение дополнительных потерь от токов обратной последовательности в турбогенераторах разных типов. Из таблицы видно, что в современных высокоиспользованных генераторах при тех же диаметрах ротора растут размеры проводников, и вихревые токи в большей степени проникают в обмотку возбуждения, относительные дополнительные потери растут.

Все вышеприведенные рассуждения относятся прежде всего к турбогенераторам, роторы которых находятся в напряженном тепловом режиме, а их конструкция не способствует интенсивному отводу тепла добавочных потерь, вызванных несимметричным режимом статора.

У явнополюсных машин - гидрогенераторов, синхронных компенсаторов и синхронных двигателей условия охлаждения ротора значительно лучше, чем у турбогенераторов, и поэтому по тепловому режиму эти машины допускают большие несимметрии по сравнению с турбогенераторами. Допустимая несимметрия у гидрогенераторов ограничивается не тепловым режимом ротора, а повышенной вибрацией, возникающей при появления поля обратной последовательности, создающего момент двойной частоты

 

Таблица 1

 

  Косвенное охлаждение ТВФ-100 ТГВ-200 ТГВ-300
1.Общие дополнит. потери при I2*=1, кВт        
Из них: в обмотке возбужд., вне обмотки        
2.Потери в обмотке возб. в номин. ре- жиме, кВт                  
Отношение: дополнит.потери номин.потери   0,35   0,81   2,38   2,44

 

 

Таким образом, эксплуатационный персонал должен следить за симметрией нагрузки по фазам. Релейная защита, реагирующая на токи обратной последовательности, срабатывает при несимметричных режимах, действует на сигнал, и нагрузка генератора должна быть уменьшена или приняты меры для симметрирования схемы.

При длительной схемной несимметрии ( режим отключения одной фазы, например, трансформаторной группы при ремонтах) несимметрия столь значительна, что за счет снижения нагрузки не удастся уменьшить ток обратной последовательности до длительно допустимого значения. В этом случае включают в схему специальный симметрирующий реактор (рис.2). Значение реактивного сопротивления реактора определяется по выражению для тока I2:

I2 = -I1(Xo -Xсим/3) / (Xo+X2+Xсим/3).

 

Как видно из этого выражения, полная компенсация тока обратной последовательности I2, достигается при значении сопротивления симметрирующего реактора Xсим =3Xo.

 

Рис.2

 

Кроме длительно допустимой несимметрии необходимо знать способность генераторов выдерживать кратковременные тепловые перегрузки ротора при несимметричных к.з. (например, для выбора уставок релейной защиты). В этом случае критерий допустимости несимметричного режима приводится в интегральной форме

I22·t £ T,

где t - допустимое время прохождения тока обратной последовательности, с , I2 - среднеквадратичная величина эффективного тока обратной последовательности в относительных единицах, Т - интегральный критерий термической стойкости турбогенераторов, с.

Физическая сущность критерия заключается в предположении, что при адиабатном нагреве некоторого тела заданного объема повышение его температуры будет одинаковым при разных токах, и длительности процесса, изменяющихся так, что количество тепла, сообщаемое телу, каждый раз остается тем же самым.

На основании специальных экспериментов и длительного опыта эксплуатации для роторов ТГ с косвенным охлаждением установлен следующий критерий термической стойкости при кратковременной перегрузке токами обратной последовательности: I22·t=30 с. При установлении этого критерия исходили из предельного допустимого нагрева торцевой зоны ротора в 200°С и из условий отсутствия повреждения элементов торцевой зоны.

Для Г с непосредственным охлаждением типа ТВФ этот критерий составляет 15 с, для ТВВ и ТГВ - 8 с.

Как уже неоднократно отмечалось, для Г с непосредственным охлаждением допустимая длительность несимметричного режима должна быть меньше при таком же токе I2, т.к. линейные нагрузки в этих генераторах больше, использование активных материалов выше.

Приведенные критерии термической стойкости роторов турбогенераторов можно лишь ориентировочно считать достаточными. В эксплуатации имели место случаи повреждения роторов с непосредственным охлаждением при затянувшихся несимметричных режимах. Ужесточение критериев нежелательно из-за трудностей согласования защит, поэтому заводы-изготовители вносят улучшения в конструкцию генераторов для повышения их термической стойкости .

К таким конструктивным мерам относятся:

1) изготовление пазовых клиньев из легированной меди, имеющей значительно более высокую температуру размягчения, чем дюралевые клинья;

2) применение в торцевой зоне роторов демпферных систем;

3) посадка бандажных колец на бочку ротора без изолирующих прокладок.

За рубежом ведущие фирмы также применяют развитые демпферные системы различных конструкций для защиты торцевых зон от вихревых токов, серебрение посадочных поверхностей, торцевое прижатие бандажей и т.д.

Для иллюстрации опасности несимметричного режима для турбогенераторов приведем описание случаев, имевших место в процессе эксплуатации.

При переводе генератора ТВ2-100-2 с одной системы шин на другую произошла поломка траверсы масляного выключателя, в результате чего генератор находился в течение 17 мин в глубоком несимметричном режиме. Повреждение торцевой зоны было настолько значительным, что бандаж приварился к зубцам, и его сначала не удалось снять. Бандажные кольца пришлось вырезать. После снятия бандажа были выявлены характер и размеры повреждений. Большой зуб и малые зубцы, прилегающие к нему, были оплавлены на глубину до 16 мм, а глубина термического влияния (закаленная зона) распространилась на глубину до 30 мм.

При осмотре генератора ТВФ-200-2, проработавшего длительно в несимметричном режиме, были обнаружены наплывы расплавленного дюралюминия на крайних пакетах сердечника статора. После выемки ротора были обнаружено вытекание клиньев из пазов. Объем повреждений: со стороны турбины в торцевой зоне выплавлено 11 клиньев и оплавлено 6 зубцов, со стороны контактных колец - 13 клиньев и 7 зубцов; на торцевых поверхностях выплавлено 4 канавки глубиной до 2 мм с одной стороны и 7 канавок глубиной до 3,5 мм - с другой. При этом термическое влияние проявилось на работоспособности колец и через некоторое время. Бандажные кольца были отремонтированы, а через 7 лет была выявлена трещина длиной 80 мм глубиной 20 мм.

 

 

 

 

ЛЕКЦИЯ 5.

 

НЕСИНУСОИДАЛЬНАЯ НАГРУЗКА ГЕНЕРАТОРОВ.

 

Причины несинусоидального режима:

Подключение к генераторам мощных преобразовательных установок, выпрямительные и инверторные элементы которых имеют нелинейные характеристики и генерируют высшие гармоники тока и напряжения. Известен процесс коммутации выпрямителей. При каждом переходе тока с одного вентиля на другой через них временно образуется контур двухфазного к.з. При этом искажается форма кривой питающего напряжения из-за появления на ней горбов и впадин. Процесс коммутации вызывает также сдвиг фазы между питающим напряжением и входным током, что приводит к потреблению установкой значительной реактивной мощности.

Последствия:

Гармоники тока вызывают повышенный нагрев оборудования, дополнительные потери в стали. В нормальном режиме в генераторе также имеются высшие гармоники: форма кривой напряжения - не идеальная синусоида. С высшими гармониками борются конструктивными мерами, например, укорачиванием шага обмотки. В нормальном режиме рассчитывают номинальные потери, они влияют на к.п.д. генератора. При несинусоидальном режиме - дополнительные потери, дополнительный нагрев, и нагрузку генератора необходимо снижать. Установлен примерный коэффициент снижения мощности Г из-за добавочного нагрева обмотки статора токами высших гармоник при несинусоидальном режиме

Kn =KпРм.ном /(КпРм.ном +DРмn) ,

где Рм.ном -номинальные потери в меди, Кп - коэффициент поверхностного эффекта, DРмn - добавочные потери от высших гармоник.

Гармоники напряжения увеличивают потери в стали и изоляции, а также вызывают помехи, оказывают вредное влияние на измерительные приборы, устройства релейной защиты, управление, регулирование, поэтому коэффициент несимметрии по напряжению также регламентируется

D =ÖSUn2 ·100/Uном £5%

Это критерий допустимости несинусоидального режима по напряжению.

Что происходит в роторе?

Гармоники тока статора создают магнитные потоки, имеющие частоты fn =(kp ±1)f1 , где k =1,2,3...n, р - количество пульсаций выпрямленного тока за один период. Одни из них вращаются согласно ротору, другие - навстречу ему, но все они несинхронны, поэтому индуктируют в роторе вихревые токи, вызывающие добавочный нагрев ротора. Добавочные потери при этом возникают в очень тонком поверхностном слое бочки ротора ввиду сильного проявления поверхностного эффекта (hº 1/w ). Эквивалентное сопротивление ротора этим токам велико, имеют место большие добавочные потери. Необходимо также учитывать неравномерный характер распределения этих потерь на поверхности ротора.

В целом картина по физическим процессам в роторе очень похожа на несимметричный режим, а расчет несинусоидального режима значительно сложнее. Принято эквивалентировать эти режимы с точки зрения теплового воздействия на ротор, на обмотку возбуждения, в которой хотя непосредственно вихревые токи не возникают, однако имеет место косвенный нагрев меди обмотки возбуждения потерями в массиве ротора. Допустимой считают такую несинусоидальную нагрузку, при которой потери в роторе от токов высших гармоник будут не выше потерь несимметричного режима, допускаемого ПТЭ, т.е.

S In2rn £ I22r2

Если принять, что сопротивление ротора высшим гармоникам тока приблизительно равно активному сопротивлению обратной последовательности, то получим

SIn2 £ I22доп.

 

Пример эквивалентности несимметричного режима и режима работы генератора на выпрямительную нагрузку (несинусоидального режима).

 

Схема питания IA-IBIA I2IA

выпрямителей IA IB Iном Iном

 

6-фазная 0,33 1,49 0,233 0,3

12-фазная 0,135 1,155 0,095 0,73

24-фазная 0,035 1,035 0,024 1,0

 

Меры борьбы с несинусоидальной нагрузкой:

Порядок и величины высших гармонических зависят от числа фаз выпрямления, например, 12 или 24 вместо 6 значительно облегчают условия работы генераторов.

Существует и ряд других мер:

используют фильтры высших гармоник, сеть отсоса гармоник и т.д.

 

ЛЕКЦИЯ 6

 

АСИНХРОННЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ГЕНЕРАТОРА.

В энергосистемах возникают асинхронные режимы двух видов:

1) асинхронный режим с возбуждением;

2) асинхронный режим при потере возбуждения.

Первый режим возникает при нарушении устойчивости, когда угол между векторами напряжения двух источников меняется в пределах от 0 до 360°, т.е. имеют место несинхронные повороты ротора относительно статора.

Рассмотрим далее асинхронный режим при потере возбуждения генератора. При нарушении в системе возбуждения часто можно быстро устранить неисправность, в крайнем случае перейти на резервное (на электростанциях обязательно есть резервный возбудитель). Желательно оставить генератор в работе, пока ликвидируется неисправность или происходит переход на резервный возбудитель. Этот режим работы генератора без возбуждения в течение какого-то ограниченного времени и называется асинхронным режимом. Покажем, что он теоретически возможен.

При потере возбуждения синхронный момент исчезает с некоторой постоянной времени, генератор сбрасывает активную нагрузку до нуля. По мере уменьшения тормозящего момента на валу возникает избыточный момент, частота вращения генератора возрастает, впуск рабочего тела пока прежний, ротор вращается несинхронно со статором, и в замкнутых контурах ротора индуктируется переменный ток с частотой скольжения и создается асинхронный (тормозящий) момент. Асинхронный момент создается за счет взаимодействия вращающегося поля статора и токов, наведенных им в замкнутых контурах ротора и бочке ротора. Характер изменения асинхронного момента зависит от типа генератора, состояния обмотки возбуждения и т.д. Как известно, среднее значение Мас от S определяется следующей зависимостью (рис. 1).

В свою очередь моментная характеристика турбины при изменении S и при неизменном впуске рабочего тела имеет падающий вид. Если же еще уменьшить впуск рабочего тела получим характеристику изменения Мт1 Моменты турбины Мт и Мт1 будут уравновешены возрастающим асинхронным моментом, возникает новый установившийся режим при некоторых скольжениях и . И если мы установим, что особых ограничений по таким режимам нет, то можно генератор оставить в работе.

 

 

Рис.1

 

Необходимо сделать замечание, что лишь условно можно считать, что асинхронный режим является устойчивым, т.к. Мас не остается постоянным, а пуль­сирует из-за одноосности обмотки возбуждения и неодинаковой магнитной про­водимости в продольной и поперечной осях генератора около среднего значения по закону:

Мac = Мd sin2δ + Mq cos2 δ,

где - угол сдвига продольной оси ротора относительно магнитного потока в зазоре; Мd и Мq- моменты на валу, соответствующие максимуму тока в продольной и поперечной осях.

График изменения Мас показан на рис.2.

 

 

Рис.2

Периодические изменения Мac приводят к колебаниям мощности

5-7 % и скольжения генератора.

Допустимость асинхронного режима определяется, прежде всего, величиной S. Если генератор, ускоряясь после потери возбуждения, достигает критической частоты вращения (для турбогенераторов это соответствует скольжению 8-10 %), срабатывает автомат безопасности турбины, прекращает доступ пара в турбину, и генератор будет отключен от сети до наступления устойчивого асинхронного режима.

Быстродействующая разгрузка генератора (уменьшение момента турбины) после потери возбуждения уменьшает скольжение, и асинхронный режим окажется возможным.

Рассмотрим возможные неисправности в системе возбуждения генератора на примере электромашинной системы возбуждения (рис.3) (положение контактов АГП показано для нормального режима работы):

1 .Обмотка возбуждения ( OВ) разомкнута из-за ложной работы АГП или просто обрыва цепей.

2. Обмотка возбуждения замкнута на Rг (ложная работа АГП).

3. Обмотка возбуждения замкнута накоротко (цепи исправны, но не работает возбудитель, обмотка замкнута на малое сопротивление якоря возбудителя).

Рис.3

 

В соответствии с перечисленными состояниями OВ получим разные ха­рактеристики асинхронного момента (рис. 4).

 

 

Рис.4

 

При разомкнутой OВ токи частоты скольжения индуктируются в массиве ротора. По мере увеличения скольжения глубина проникновения токов уменьшается, активное сопротивление растет значительно больше, чем уменьшается реактивное сопротивление рассеяния, в результате пол­ное сопротивление ротора растет и обусловливает сравнительно пологий подъем моментной характеристики с увеличением скольжения (кривая 1).

Другой характер приобретает режим работы генератора при замкнутой обмотке возбуждения накоротко или на гасительное сопротивление. В этом случае процессы в роторе усложняются за счет индуктируемого в обмотке возбуждения однофазного переменного тока, имеющего частоту скольжения и создающего пульсирующее поле той же частоты. Поле, вращающееся против движения ротора с угловой частотой вращения ωs, будет неподвижно относительно вращающегося поля статора и создаст тормозящий момент, который складывается с моментом от токов, индуктированных в массиве ротора полем статора, таким образом, асинхронный момент при том же скольжении значительно увеличится. Моментная характеристика асинхронного момента генератора становится «более жесткой» (кривая 3).

При замыкании OВ на гасительное сопротивление (3-5-кратное сопротивлению OВ) имеем некоторый промежуточный вариант (кривая 2).

Существует промежуточный режим у генераторов, имеющих систему возбуждения, выполненную на выпрямителях. Выпрямительное устройство, на которое замкнута обмотка ротора, пропускает ток в одном направлении. Поэтому переменный однофазный ток частоты скольжения, возникающий в обмотке возбуждения турбогенератора при асинхронном режиме, прерывается каждый полупериод при переходе тока через нуль, что эквивалентно периодическому размыканию и замыканию накоротко обмотки возбуждения. Происходит нежелательное периодическое резкое изменение асинхронного момента, режим еще опасен для изоляции обмотки ротора из-за перенапряжений, возникающих на обмотке и выпрямителях в момент обрыва цепи тока. Применяя постоянно включенное параллельно обмотке возбуждения сопротивление тиритового типа, значение которого зависит от приложенного напряжения, удается избежать этих неприятных последствий.

Следует отметить, что также характер изменения асинхронного момента зависит от типа и мощности генераторов: большую величину асинхронного момента имеют генераторы с косвенным охлаждением, у которых меньшие значения переходного и сверхпереходного реактивных сопротивлений, поэтому асинхронный режим этих генераторов давно использовался в энергосистемах. У генераторов ТГВ-200 максимальный асинхронный момент больше или равен номинальному синхронному, и генератор, потеряв возбуждение, спокойно переходит в асинхронный режим; необходимо лишь немедленно разгрузить его до допустимого значения асинхронной нагрузки. У ТГВ-300 даже в самом благоприятном случае при короткозамкнутой обмотке возбуждения максимальный асинхронный момент равен лишь 60% номинального синхронного. Для таких генераторов необходима установка быстродействующей релейной защиты, выявляющей асинхронный режим при потере возбуждения и блокирующих действия автомата безопасности турбины, если генератор должен быть оставлен в работе.

Рассмотрим также все ограничения асинхронного режима.

Переход турбогенератора в асинхронный режим сопровождается увеличением потребления реактивной мощности в системе. Генератор, потеряв возбуждение, во-первых, перестает выдавать в систему реактивную мощность, во-вторых, начинает потреблять из сети реактивный ток.

На рис.5 показана зависимость потребления реактивной мощности повышающим трансформатором блока ТГВ-300 при асинхронном ходе при различных состояниях цепи возбуждения.

Как и следовало ожидать, наибольшее потребление достигается при замкнутой накоротко обмотке возбуждения и составляет 1,6 Qр. Если соsφном = 0,85, а номинальная реактивная мощность в относительных единицах равна 0,527, то наибольшее потребление составит 0,527·1,6 = 0,84 о.е. Учитывая, что в нормальном режиме генератор выдавал 0,527 о.е., суммарный дефицит реактивной мощности для энергосистемы в асинхронном режиме составит 0,84 +0,527 = 1,37 о.е. или 410 МВ*Ар. Если эта мощность не будет компенсирована сетью или другими турбогенераторами станции, напряжение на шинах станции понизится до 0,7 Uн (рис. 6) .

 

 

 

Рис.5

 

 

Рис.6

 

 

Переход генератора в асинхронный режим вызовет нарушение его устойчивости. Таким образом, чтобы конкретный генератор мог перейти в асинхронный режим при потере возбуждения, в системе должен быть резерв реактивной мощности, т.е. другие генераторы в предшествующем режиме должны работать с неполной реактивной нагрузкой. Иначе только на время форсировки возбуждения (30с) режим этот окажется возможным. В любом случае снижение напряжения в асинхронном режиме наблюдается, и собственные нужды блока, оставленного в работе при потере возбуждения, должны быть переведены на резервное питание.

Покажем, как меняется ток в обмотке статора генератора в асинхронном режиме. Величина его в начале перехода в асинхронный режим, т.е. при S = 0, определяется напряжением сети и суммой реактивных сопротивлений внешнего и синхронного сопротивления генератора. Этот ток равен (0,4-0,6) Iном. При увеличении S потребление тока увеличивается из-за увеличения асинхронной нагрузки, и ток статора растет (рис.7).

Рис.7

 

 

На основании многочисленных экспериментальных исследований установили, что ток в обмотке статора генератора в асинхронном режиме не должен превышать 1,1 Iном, и этим определяется необходимость снижения нагрузки в асинхронном режиме.

В асинхронном режиме в замкнутых контурах ротора индуктируются токи частоты скольжения. По мере увеличения S глубина проникновения их уменьшается, потери растут, причем, как и при несимметричном режиме, распределение их по поверхности ротора неравномерно. Наибольшие потери имеют место в торцевой зоне, и поэтому именно там наибольшие температуры, ограничивающие асинхронную мощность генератора. Потери в роторе в асинхронном режиме должны быть не выше потерь при номинальном синхронном режиме ΔPacx ≤ ΔPвозб ном . Так как потери в асинхронном режиме связаны с нагрузкой ΔPacx = S·Pасх, то допустимая нагрузка генератора в асинхронном режиме по критерию потерь определяется как Pacx = ΔPвозб ном/S.

Как и в несимметричном режиме, наибольшие потери возникают в массиве ротора, а наименьшие в обмотке возбуждения.

На рисунках 5,6,7 показаны по три характеристики, соответствующие разным авариям в системе возбуждения. Как видно, наиболее неблагоприятный по последствиям случай замыкания обмотки возбуждения генератора накоротко, хотя в этом случае и наибольшие значения асинхронного момента. Очевидно, что лучше иметь промежуточный вариант, и при асинхронном режиме желательно во всех случаях включать параллельно обмотке возбуждения гасительное сопротивление.

 

ПТЭ разрешают работу в асинхронном режиме:

для генераторов с косвенным охлаждением в течение 30 мин с нагрузкой не бо­лее 60 % номинальной;

для генераторов с непосредственным охлаждением в течение 15 мин с нагрузкой (40 -55)% номинальной.

 

Явнополюсные машины (гидрогенераторы) без демпферных обмоток не могут развивать большого асинхронного момента (не больше 0,5-0,6 номинального), поэтому при потере возбуждения значительно увеличивают частоту вращения и уменьшают нагрузку почти до нуля. Такие генераторы при потере возбуждения должны отключаться. У мощных гидрогенераторов (например, гидрогенераторов Красноярской ГЭС) установлены мощные демпферные системы. Работа таких гидрогенераторов в асинхронном режиме разрешается в течение 10 минут с нагрузкой 30% от номинальной.

Итак, при потере возбуждения генератора должны быть выполнены следующие мероприятия (устройствами релейной защиты, автоматики, эксплуатационным персоналом):

-выявить асинхронный режим (релейная защита действует на отключение, если он невозможен или недопустим, или на сигнал);

-разгрузить турбину;

-одновременно отключить АГП и переключить обмотку возбуждения на Rг;

-обеспечить работу системы собственных нужд;

-контролировать Q, Iр других генераторов;

-обеспечить устойчивость энергосистемы;

-ограничить время асинхронного режима;

-устранить неисправность системы возбуждения либо перейти на резервный возбудитель.

 

ЛЕКЦИЯ 7

 

КРАТКОВРЕМЕННЫЕ СИММЕТРИЧНЫЕ ПЕРЕГРУЗКИ ГЕНЕРАТОРОВ.

Кратковременные перегрузки генератора возникают чаще всего при работе устройств автоматики: АПВ, АВР, АРВ, ФВ, при асинхронном режиме и допускаются довольно в широких пределах, так как причина такой перегрузки устраняется сама собой после действия этих устройств автоматики.

При определении допустимых перегрузок учитывают систему охлаждения Г, его конструктивные особенности. Для Г с непосредственным охлаждением водой, например, учитывается недопустимость вскипания воды при перегрузках. При перегрузке роторной обмотки очень важно не превысить наибольшую разность температур между медью обмотки и сталью бочки ротора, при которой могут возникнуть остаточные деформации стержней обмотки.









Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.