III.1.7. Автоматическая регулировка возбуждения и форсировка возбуждения.

Рис. III.12. Электромашинная система возбуждения с генератором постоянного тока, работающая по схеме самовозбуждения В – возбудитель, ОВГ- обмотка возбуждения генератора, ОВВ- обмотка возбуждения возбудителя; РН – реле минимального напряжения; К –контакт форсировки возбуждения; R_рег- регулировочный реостат; АРВ – автоматический регулятор возбуждения; R_гас – гасительное сопротивление

Все генераторы имеют форсировку возбуждения, а генераторы с P_ном ≥ 3 МВт также имеют АРВ.

Простейшим автоматическим устройством, предназначенным для быстрого увеличения возбуждения генератора в аварийном режиме, является релейная форсировка возбуждения (реле напряжения РН и контакт K на рис. III.12). При снижении напряжения статора ниже 0,85U_ном.ст (это происходит при возникновении близкого к генератору короткого замыкания) реле минимального напряжения РН замыкает свои контакты и приводит в действие контакт форсировки К, который закорачивает регултировочное сопротивление R_рег, с помощью которого производится регулировка тока возбуждения в нормальном режиме. В результате ток возбудителя быстро возрастает до максимального значения, и возбуждение генератора достигает предельного значения. При этом увеличивается напряжение на обмотке статора.

Автоматическая регулировка возбуждения (АРВ) предназначена для поддержания на выводах генератора постоянного напряжения, близкого к номинальному, независимо от его нагрузки, путем автоматического изменения тока возбуждения. Величина тока возбуждения зависит от двух параметров: тока обмотки статора I_ст (он измеряется с помощью трансформатора тока ТТ, который имеет свой коэффициент трансформации k_ТТ) и междуфазного напряжения на обмотке статора U_ст. (он измеряется с помощью трансформатора напряжения ТН, который имеет свой коэффициент трансформации k_ТН). Данная автоматика способна поддерживать номинальное напряжение на выводах генератора при токе обмотки статора, изменяющегося в диапазоне от 0 до примерно двухкратного номинального тока обмотки статора.

III.1.8. Режимы работы турбогенераторов

а) Пуск генератора из холодного состояния

Алгоритм пуска:

1) Пар подается в турбину, турбина разворачивается до n=3000 об/мин (при этом напряжение на обмотках генератора равно 0);

2) Создается магнитное поле в обмотке ротора путем подачи на нее постоянного тока от возбудителя. Ток возбуждения меняется плавно от 0 до номинального значения, при этом на обмотке статора междуфазное напряжение изменяется от 0 до номинального значения (ток в обмотке статора равен 0, т.к. генераторный выключатель отключен).

3) Производится включение генератора на параллельную работу с сетью (включается генераторный выключатель)

4). Производится увеличение активной и реактивной мощностей до требуемых значений. Активная мощность увеличивается с помощью увеличения расхода пара, подаваемого в турбину, а реактивная – c помощью увеличения тока возбуждения.

б) Включение генератора на параллельную работу

Оно может осуществляться способом точной синхронизации или самосинхронизации.

б.1) Способ точной синхронизации

Способ точной синхронизации состоит в том, что синхронный генератор сначала разворачивают турбиной до скорости вращения близкой к синхронной, а затем возбуждают и при определенных условиях включают в сеть.

Условиями, необходимыми для включения машины в сеть, являются:

• равенство модулей напряжений генератора и сети U_г = U_c ;

• совпадение фаз этих напряжений _г = _с ;

• равенство частот колебаний напряжений f_г = f_с ;

Первое условие достигается путем регулирования тока возбуждения синхронного генератора, а для выполнения второго и третьего условий необходимо изменение вращающего момента на валу синхронного генератора, что достигается изменением количества пара или воды, пропускаемых через турбину.

При данном способе синхронизации отклонения U_г и U_с по фазе не должны превышать 15, по модулю – 20%, по частоте 0,1%(0,1·100%·50 Гц = 0,05 Гц). При этом предпочтительно иметь f_г > f_с.

Выполнение условий точной синхронизации может быть осуществлено тремя способами: 1) вручную; 2) автоматически; 3) вручную с автоматическим контролем синхронизма, который запрещает включение выключателя машин при несоблюдении условий синхронизации. При точной ручной синхронизации напряжение и частоту контролируют на щите управления по двум вольтметрам и двум частотомерам, а сдвиг по фазе – по синхроноскопу. Указанные выше приборы образуют колонку синхронизации (см. рис. III.13).

TV_c

Q

V_c

V_г

TV_Г

КС

G

Hz_с

Hz_г

Рис. III.13. Колонка синхронизации (КС)

При точной синхронизации момент подачи импульса на включение выключателя Q определяется по стрелке синхроноскопа, которая вращается с частотой скольжения. Воздействуя на регуляторы скорости турбины, добиваются выравнивания частот таким образом, чтобы стрелка синхроноскопа делала менее одного оборота за 20 с. На шкале синхроноскопа имеется черта, соответствующая совпадению напряжений по фазе. Импульс на включение подается в момент прохождения стрелки через данную черту.

Точной ручной синхронизации свойственны недостатки:

• сложность процесса включения;

• большая длительность включения - от нескольких минут в нормальном режиме до нескольких десятков минут при авариях в системе, сопровождающихся изменением частоты и напряжения системы (f_c и U_c), когда особо важно обеспечить быстрое включение генератора в сеть.

Поэтому такой способ применим в нормальных условиях и неприменим в условиях аварии.

б.2) Способ самосинхронизации

При данном способе синхронный генератор с обмоткой возбуждения, замкнутой на гасительное сопротивление, при отключенном АГП, включается в сеть без возбуждения. Частота генератора и сети должны расходиться не более чем на 2%. Генератор возбуждается сразу же после включения в сеть и плавно входит в синхронизм. Обычно длительность включения этим способом составляет 1÷3 сек.

Включение синхронного генератора по способу самосинхронизации в первый момент эквивалентно КЗ за сверхпереходным реактивным сопротивлением генератора X_d”, которое сопровождается чувствительным понижением напряжения на шинах.

Именно вследствие понижения напряжения на шинах при самосинхронизации этот способ нежелателен для электростанций с ГРУ.

В настоящее время для машин с мощностью до 3 МВт самосинхронизация является основным способом включения на параллельную работу.

Возможность использования этого способа для включения машин с P_ном  3 МВт ограничено допускаемым значением электродинамических сил в обмотке статора. Даже для большинства мощных блоков самосинхронизация по допустимому значению электродинамических сил в обмотке статора допустима, однако выигрыш во времени по сравнению с пуском теплового блока исчезающее мал. Поэтому в настоящее время в нормальных условиях на всех электростанциях, как правило, применяется способ точной синхронизации, а самосинхронизация может применяться лишь в аварийных условиях, например, после потери генератором возбуждения, пр включении резервных генераторов, при трехфазном АПВ с самосинхронизацией генераторов.

в) Ненормальные режимы работы синхронного генератора

К ним относятся:

• режим перегрузки;

• несимметричный режим;

• асинхронный режим.

в.1) Режим перегрузки.

Кратковременная перегрузка по току статора и ротора синхронного генератора будет вызвана внешними КЗ, выпадением машины из синхронизма, пуском двигателей собственных нужд, форсировкой возбуждения и т. п.

Работа в таком режиме опасна из-за повышения температуры обмоток статора и ротора выше допустимой, а при КЗ – и возможных механических повреждениях. Поэтому допускается только кратковременная перегрузка генератора, значение которой зависит не только от ее продолжительности и кратности перегрузки, но и от типа системы охлаждения.

Машины с непосредственным охлаждением более чувствительны к деформации обмоток при их нагревании, поэтому они допускают меньшие перегрузки, чем машины с косвенным охлаждением.

в.2) Несимметричный режим.

Обычно возникает при большом содержании в общей нагрузке однофазных потребителей в виде плавильных печей или при нарушении симметричности схемы (обрыв или отключение одной из фаз (рис. III.14)).

Рис. III.14. Самопроизвольное отключение фазы А генератора (G – генератор; T – блочный трансформатор; Q – генераторный выключатель)

При несимметрии в статоре возникают токи обратной последовательности, которые создают магнитное поле, вращающееся в обратную сторону по отношению к основному. Относительно ротора это поле вращается с двойной частотой (100 Гц) и наводит токи двойной частоты в роторе, что вызывает дополнительный нагрев и вибрацию синхронного генератора, которые при большой несимметрии могут оказаться недопустимыми. Тепловое действие токов двойной частоты наиболее опасно для турбогенераторов, т.к. их ротор выполняется из цельной поковки и имеет большую поверхность. Наибольшему нагреву подвержены торцевые зоны ротора. Дополнительный нагрев обмотки ротора представляет опасность для его изоляции. Дополнительные механические нагрузки в турбогенераторе незначительны.

В эксплуатации допустимость длительной работы синхронного генератора в несимметричном режиме ограничена двумя условиями:

1. ток наиболее загруженной фазы статора не должен превышать номинального; I_C ≠ I_A = I_B, причем I_А I_ном, I_В  I_ном, I_С  I_ном

2. коэффициент несимметрии для турбогенераторов не должен превышать 12%.

в.3) Асинхронный режим.

в.3.1) Понятие асинхронного режима и причины его возникновения.

Под асинхронным режимом понимают кратковременную работу системы при несинхронном вращении одного или нескольких генераторов, которая может быть вызвана либо нарушением их устойчивости, либо потерей возбуждения.

В первом случае генераторы не теряют возбуждения, но выходят из синхронизма по отношению к остальной части системы и работают с переменным скольжением, находясь то в генераторном, то в двигательном режиме (качания). Такой режим является тяжелой аварией и часто влечет за собой полный распад системы (Этот процесс в данном курсе не рассматривается).

Во втором случае синхронный генератор теряет возбуждение и переходит из синхронного в устойчивый асинхронный режим с постоянным скольжением и отдачей некоторой активной мощности в систему. При этом возбуждение генератора осуществляется за счет потребления реактивной мощности из системы.

Причины потери возбуждения (рис. III.15):

1. повреждение в цепях возбуждения (их обрыв);

2. неисправность вторичных цепей защиты и управления, которая приводит к ошибочным отключениям АГП;

3. ошибочное отключение АГП персоналом.

a)

б)

Рис. III.15. Примеры потери возбуждения: а) обрыв цепей возбуждения; б) ошибочное отключение АГП (СГ – синхронный генератор; ОВ – обмотка возбуждения; ОВВ – обмотка возбуждения возбудителя; АГП – автомат гашения поля)

При обрыве цепей возбуждения в обмотке ротора тока нет. В случае же ошибочного отключения АГП в обмотке возбуждения будет наводиться магнитным полем обмотки статора переменный ток небольшой величины.

в.3.2) Физика процесса

При потере возбуждения исчезает синхронный момент М_с нормального режима и возникает избыточный момент на валу турбины М_т. Частота вращения турбины n_т увеличивается и становится больше синхронной частоты вращения n_c. В связи с этим в теле ротора, а также в обмотке возбуждения (если она замкнута) возбуждаются токи с частотой скольжения s (), благодаря которым возникает асинхронный момент M_ac. Величина M_ac увеличивается по мере увеличения скольжения от 0 до определенной величины M_ac.ср., при котором M_т = M_ac (см. рис. III.14).

M_ac(t)

M_ас

M_c

M_ас.ср

M_ас.max

M_T(t)

M_ас.min

n_т

0

n_ас.max

n_ас

n_ас.min

n_с

Рис. III.14. Зависимость асинхронного момента (М_ас) и момента на валу турбины (М_т) от частоты вращения турбины (n_т)

Т.к. регулятор турбины при увеличении n_т действует на уменьшение количества пара или воды, пропускаемых через турбину, то при увеличении n_т снижается М_т. При этом активная мощность, развиваемая генератором, снижается от Р_с  M_c до Р_ас.ср.  М_ас.ср.

Из-за одноосности обмотки возбуждения и неодинаковости магнитной проводимости по продольной и поперечной осям машины М_ас не остается постоянным, а колеблется около среднего значения М_ас.ср. Это приводит к колебаниям мощности, тока и напряжения статора и скорости турбины с двойной частотой скольжения s (см. рис. III.15).

f_cт=2·s·f_c

I

I_cm(t)

f_f=s·f_c

I_f(t)

t

Рис. III.15. Колебания амплитуд токов статора () и ротора (): – частота колебания амплитуд тока статора и ротора; – частота сети

Таким образом, можно лишь условно считать, что асинхронный ход является установившимся режимом.

При обрыве в цепи возбуждения ток ротора равен 0. В случае же неверного срабатывания АГП и замыкания обмотки возбуждения на гасительное сопротивление (см. рис. III.11.(а)) в ней наводится однофазный переменный ток I_f с частотой скольжения (s·f_c) (см. рис. III.15).

Перевод синхронного генератора в асинхронный режим сопровождается увеличением потребления из сети реактивной мощности, т.к. за счет этого обеспечивается создание магнитного поля и возбуждение машины. Потребление реактивной мощности достигает (0,40,6)·S_ном.г.

в.3.3) Условия допустимости асинхронного режима

Гидрогенераторы без демпферных обмоток имеют небольшой максимальный асинхронный момент и пологую характеристику асинхронного момента (кривая 1 на рис. 3.24).

Рис. III.16. Характеристики турбины и асинхронного момента генераторов: M_т(s)- характеристика регулирования турбины;12 – асинхронный момент турбогенератора; 2 – то же для гидрогенератора с демпферными обмотками; 3 – асинхронный момент гидрогенератора без демпферных обмоток

Поэтому в асинхронном режиме их частота вращения n_т возрастает значительно, а нагрузка уменьшается почти до нуля. В связи с этим работа гидрогенератора без демпферных обмоток недопустима.

Гидрогенераторы с демпферными обмотками имеют больший максимальный асинхронный момент и более крутую характеристику асинхронного момента (кривая 2 рис. 3.24). Однако скольжение гидрогенератора при этом достаточно велико (s_2­ = 35%), поэтому возникает опасность перегрева демпферной обмотки. В связи с этим длительная работа гидрогенераторов с демпферными обмотками допустима только в течение нескольких секунд, необходимых для быстрого восстановления возбуждения (обычно используя самосинхронизацию).

Турбогенераторы имеют более благоприятную характеристику асинхронного момента, чем гидрогенераторы (кривая 3 рис. III.16), поэтому они потребляют меньший реактивный ток из сети, а напряжение в сети снижается значительно меньше, следовательно, меньше потери мощности в роторе.

Для турбогенераторов с косвенной системой охлаждения условия допустимости асинхронного режима при потере возбуждения следующие:

1. допустимая активная мощность турбогенератора ограничена током статора и обычно составляет для различных типов генератора от 50 до 70 % от номинальной активной мощности генератора Р_ном.г.

2. длительность асинхронного режима не должна превышать 30 минут.

Более жесткие условия допустимости работы в асинхронном режиме имеют турбогенераторы с непосредственной или смешанной системой охлаждения, так как для них характерны большие номинальные плотности тока в обмотке статора, по сравнению с машинами, имеющими косвенную систему. С учетом этих особенностей

1) длительность асинхронного режима таких генераторов с непосредственной или смешанной системой охлаждения ограничена 15 минутами;

2) предельно допустимая асинхронная нагрузка ограничивается током статора и составляет для большинства машин 40% от номинальной активной мощности генератора Р_ном.г..