Ліквідація асинхронних режимів роботи турбогенераторів - ліквідація аварій в головних схемах станцій

Сторінка 24 з 29

У нормальному режимі роботи на вал турбогенератора діє два моменти: момент турбіни Мт, що обертає ротор генератора і прагне прискорити його обертання, і синхронний електромагнітний момент Мс, що протидіє обертанню ротора. Синхронний електромагнітний момент виникає в результаті взаємодії магнітного поля статора з полем ротора, що обертається в ту ж сторону і з тією ж частотою обертання, що і поле статора. В даному випадку магнітне поле ротора створюється за рахунок проходження по його обмотці постійного струму від збудника.
Синхронний режим роботи. Рівність моментів Мт = -МС, що діють на вал турбогенератора, і частот обертання магнітних полів статора і ротора визначає синхронний режим роботи генератора, при цьому ковзання, т. Е. Випередження ротором поля статора, дорівнює нулю.
Асинхронний режим роботи. Нерівність між моментами МТ> МС призводить до прискорення обертання ротора турбогенератора. По відношенню до енергосистеми він перейде в асинхронний режим роботи. Такий режим можливий у разі повної або часткової втрати генератором збудження.
Повна втрата збудження може мати місце при несправності збудника, обриві в ланцюзі ротора, помилковому відключенні АГП і в інших випадках.
Перехід генератора в асинхронний режим роботи при втраті збудження відбувається наступним чином. При обриві струму в обмотці ротора зникає його магнітне поле і, отже, синхронний електромагнітний момент Мс. Рівновага між моментами на валу турбогенератора порушується, і генератор, залишаючись включеним в мережу, виходить із синхронізму: надлишковий крутний момент турбіни AfT розганяє ротор, частота його обертання стає вище синхронної (в перший момент до 5 - 6% при номінальному навантаженні). Регулятор турбіни, прагнучи зберегти частоту обертання турбогенератора нормальної, зменшить пропуск пари в турбіну, внаслідок чого дещо знизиться ковзання і активна потужність генератора.
Однак випередження ротором магнітного поля статора залишиться, і це призведе до того, що в замкнутих контурах ротора (клинах, зубцях, обмотці ротора, якщо вона виявиться замкнутої, наприклад, на резистор самосинхронизации) з'являться змінні струми, які мають частоту, чисельно рівну ковзанню, помноженому на частоту енергосистеми. Взаємодія магнітних полів цих струмів з магнітним полем статора створить на валу турбогенератора асинхронний електромагнітний момент Ма, що гальмує ротор. При деякому значенні Ма встановиться рівновагу його з моментом турбіни Мт. У сталому асинхронному режимі (або інакше - при асинхронному ході) генератор буде видавати в мережу асинхронну активну потужність. Робочий магнітний потік в зазорі генератора при асинхронному ході утворюється за рахунок мережі.

Тривалість роботи і допустиме навантаження турбогенераторів в асинхронному режимі без збудження обмежуються різними факторами: для турбогенераторів з непрямим охолодженням - втратами в роторі, що досягають максимальних значень в конструктивних деталях ротора в разі розімкнутої обмотки збудження; для турбогенераторів з безпосереднім охолодженням - значенням допустимого струму статора і нагріванням елементів торцевих зон статора, особливо крайніх пакетів активної стали через різке зростання магнітних полів розсіювання в зоні лобових частин обмоток. Нагрівання залежить від значення активного навантаження, він не скрізь контролюється термометрами опору і наростає дуже швидко - протягом 8-10 хв. Щоб уникнути небажаних місцевих нагревов і пошкоджень, встановлена ​​наступна тривалість роботи турбогенераторів в асинхронному режимі:
30 хв для турбогенераторів з непрямим охолодженням і генераторів серії ТВФ;
15 хв для турбогенераторів з безпосереднім охолодженням обмоток потужністю до 300 МВт.
Активне навантаження при цьому повинна бути знижена до 60% номінальної для турбогенераторів з непрямим охолодженням і до 40% номінальної для турбогенераторів серій ТВФ, ТВВ, ТГВ, ТВМ. Щоб утримати турбогенератори в асинхронному режимі роботи, розвантажувати їх необхідно за час не більше 2 хв, причому розвантаження до 60% номінальної потужності не повинна перевищувати 1 хв для турбогенераторів потужністю до 150 МВт і 30 з для турбогенераторів більшої потужності.
Швидка розвантаження необхідна також і тому, що при переході в асинхронний режим турбогенератор, що втратив збудження, починає споживати з мережі реактивну потужність, при цьому всі інші паралельно працюють генератори можуть перевантажитися по току статора і ротора внаслідок їх участі в покритті виниклого дефіциту реактивної потужності. Тому при переході будь-якого турбогенератора в асинхронний режим персоналу слід контролювати навантаження інших генераторів станції і при необхідності розвантажувати їх до значень струмів статора і ротора, що допускаються в аварійних режимах.
Перехід турбогенератора в асинхронний режим роботи через втрату збудження зазвичай супроводжується наступними змінами показань вимірювальних приладів:
ток статора значно збільшується і коливається з подвійною частотою ковзання близько деякого середнього значення;
напруга статора знижується в залежності від значення навантаження, і стрілка приладу трохи коливається;
видача генератором активної потужності знижується, і стрілка приладу сильно коливається;
реактивна потужність не видається, а споживається генератором з мережі, на що вказує стрілка приладу, що відхиляється (з невеликими коливаннями) в іншу сторону шкали;
в обмотці ротора, якщо вона виявиться замкнутої на збудник або резистор самосинхронизации, протікає змінний струм, і стрілки приладів (амперметра і вольтметра) в ланцюзі ротора коливаються з частотою ковзання в обидві сторони від нуля. При обриві в ланцюзі збудження показання амперметра буде рівним нулю.
Коливання значень струму, напруги та потужності на турбогенераторі, що працює в асинхронному режимі, виникають через періодичне провороту несиметричного в магнітному відношенні ротора щодо поля статора.
Дії персоналу. Переконавшись за показниками приладів у втраті збудження і виході турбогенератора із синхронізму, персонал повинен:
негайно відключити його АГП;
знизити активне навантаження до зазначених вище значень;
з'ясувати і усунути причину втрати збудження від «свого» збудника або перейти на резервне збудження.
Якщо протягом часу, допустимого для роботи турбогенератора в асинхронному режимі, не вдасться відновити збудження, генератор необхідно розвантажити і відключити від мережі.
Практика показує, що після відновлення збудження при зниженій до відповідних значень активного навантаження ресинхронізація турбогенератора проходить успішно, без повторних циклів коливань асинхронного режиму. При повному навантаженні турбогенератори з працею втягуються в синхронізм і лише після значного збільшення струму збудження.
Одночасно з прийняттям заходів щодо відновлення збудження генератора необхідно підняти напругу на збірних шинах станції за рахунок використання резерву реактивної потужності інших паралельно працюючих генераторів. Слід перевірити також значення напруги на шинах с. і. блоків генератор - трансформатор і при необхідності підвищити напругу шляхом переказу за допомогою пристроїв АВР живлення с. н. від резервного джерела. Переклад харчування с. і. від резервного джерела зазвичай проводиться при зниженні напруги на шинах генератора нижче 0,8 Unoм з витримкою часу до 5 с.
Асинхронний режим роботи, турбогенератора виникає не тільки при повній, але і при частковій втраті збудження, наприклад внаслідок неправильного повороту штурвала реостата збудження або помилкових дій з автоматичним регулятором збудження. Турбогенератор, частково втратив збудження, втрачає статичну стійкість і виходить із синхронізму.

Втрата стійкості.

Група турбогенераторів (або станція в цілому) може також втратити стійкість і випасти з синхронізму щодо інших генераторів енергосистеми при підйомі навантаження або плановому відключенні відходять від станції ліній електропередачі, що зв'язують її з енергосистемою, без відповідного збільшення видачі генераторами реактивної потужності, а також при відмові швидкодіючої захисту у відключенні зовнішнього к. з. На відміну від асинхронного ходу, викликаного повною втратою збудження, для асинхронного режиму з порушенням характерна наявність на валу турбогенератора двох електромагнітних моментів - снхронного Мс і асинхронного Ма. Алгебраїчне підсумовування їх в кожен період часу з моментом турбіни Мт призводить до появи на валу знакозмінного результуючого моменту обертання, при цьому турбогенератор (або група турбогенераторів) буде працювати зі змінним по знаку ковзанням, переходячи то в генераторний режим, видаючи потужність в мережу, то в руховий режим, споживаючи її з мережі. Такий режим роботи супроводжується значними коливаннями (гойданнями) струмів, активної і реактивної потужності між турбогенератором, що випав із синхронізму, і всіма іншими паралельно працюють генераторами енергосистеми.
Характер рухів ротора генератора щодо обертового поля статора при асинхронному ході і коливаннях показаний на рис. 18.

Судити про те, чи виник асинхронний режим роботи турбогенератора в результаті повної втрати збудження або порушення стійкості паралельної роботи, за свідченнями щитових вимірювальних приладів, можна тільки при наявності досить практичного досвіду. Однак цілком очевидно, що, якщо коливання стрілок приладів з'явилися під час виконання будь-яких дій з ланцюгами збудження, пристроєм автоматичного регулювання збудження (АРВ), а також при підйомі активного навантаження, необхідно повернути відповідні пристрої в початкове положення і повністю підняти збудження генератора, якщо це не було забезпечено дією пристрою АРВ. Якщо при цьому коливання значень струмів, потужності і напруга не будуть затухати, слід приступити до розвантаження турбогенератора по активної потужності аж до появи ознак втягування його в синхронізм.

Мал. 18. Характер руху ротора генератора щодо обертового поля статора при асинхронному ході і коливаннях:
в - асинхронний хід (# 969;><вс); б — большие качания ротора при потере устойчивости; ωс — частота вращения поля статора в синхронном режиме; (ω — частота вращения ротора; +S — скольжение в режиме двигателя (а>р<(0о); —5 — скольжение в режиме генератора ((ор>(Ос)

При появі коливань (хитань) струмів, потужності і напруги на всіх турбогенераторах даної секції шин станції в цілому слід припустити, що причиною асинхронного режиму є порушення статистичної стійкості або не відключилося к. З. (Порушення динамічної стійкості). Такий режим усувається спільними діями диспетчера енергосистеми і персоналу станції, якщо він не ліквідується мимовільно або дією автоматичних пристроїв (АЧР, делительной автоматики та ін.).