3.6. Асинхронні режими роботи генераторів

При втраті збудження через несправність збудника, розчіплення напівмуфт між ротором і збудником, обриву в колі ротора, випадкового відключення АГП і з будь-якої іншої причини генератор переходить в асинхронний режим. При цьому у міру зниження магнітного потоку, що створювався до цього струмом в обмотці ротора, генератор починає споживати реактивну потужність з мережі.

Рівновага між синхронним електромагнітним моментом, що зменшується до нуля, і обертовим моментом турбіни порушується, і швидкість обертання генератора починає зростати понад синхронну. Під впливом магнітного поля від струму статора, в зубцях і клинах ротора і в його обмотці, якщо вона залишається замкнутою на збудник або замкнеться на резистор самосинхронізації, з'являться струми з частотою ковзання. Магнітний потік від цих струмів, взаємодіючи з магнітним полем статора, створює гальмуючий асинхронний момент, що забезпечує видачу генератором активної потужності в мережу при асинхронному режимі. Асинхронний гальмуючий момент із збільшенням ковзання ротора зростає. Коли він стане рівним обертаючому моменту турбіни, подальше підвищення ковзання припиниться. Наступить сталий асинхронний режим.

Реагуючи на збільшення швидкості обертання, регулятор швидкості обертання турбіни скорочує надходження пари (води) і тим самим зменшує активну потужність. Тому, як правило, в результаті втрати збудження активна потужність на генераторі знижується.

Якщо при збільшенні асинхронного гальмуючого моменту ковзання змінюється мало (жорстка крива асинхронного моменту), а максимальний асинхронний момент, що розвивається генератором, достатньо великий, то сталий асинхронний режим наступає при невеликому ковзанні і зменшення активної потужності невелике.

Турбогенератори ТВФ, ТВВ і ТГВ у області малих ковзань мають достатньо жорстку криву асинхронного моменту. При роботі без збудження з активним на-

вантаженням 0,5—0,6 номінального, навіть при розімкненій обмотці ротора, ковзання у них не перевищує 0,3—0,8%. Втрати в роторі при цьому складають 0,3—0,9 номінальних втрат на збудження, а струм статора близько 1,0—1,15 номінального.

Але максимальний асинхронний момент у турбогенераторів з безпосереднім охолоджуванням значно нижчий, ніж у машин з непрямим охолоджуванням. Тому втрата збудження у них при навантаженнях, близьких до номінальних, супроводжується підвищеними ковзанням і струмом статора. Через підвищення швидкості обертання до неприпустимих меж може відбутися відключення турбіни спрацюванням автомата безпеки.

Для виключення цього на турбінах 300 МВт почали застосовувати швидкодійні електрогідравлічні приставки до регуляторів, що утримують швидкість обертання в допустимих межах і автоматично розвантажують турбогенератори до допустимих меж.

Струми, що з'являються в зубцях, клинах і бочці ротора, при асинхронному режимі турбогенератора викликають нагрів ротора.

При підвищеному ковзанні струм статора може значно перевищувати номінальне значення, що може привести до перегріву обмотки статора.

Через зростання результуючої магнітної індукції в торцевих областях турбогенератора при втраті збудження збільшується нагрів крайніх пакетів сталі і конструктивних елементів торцевих зон статора.

В асинхронному режимі в обмотці ротора наводиться напруга. Якщо обмотка розімкнена або включена не на електромашинний збудник, а на систему випрямлячів збудження, що виключає проходження струму зворотної полярності, то при великих ковзаннях наведена напруга може досягти небезпечного для обмотки ротора і випрямлячів значення. Крім того, при розімкненій обмотці середнє значення асинхронного моменту менше, а ковзання більше, ніж при замкнутій. Тому при переведенні генератора в асинхронний режим обмотку ротора необхідно автоматично або ручним відключенням АГП замикати на активний опір (самосинхронізації або гасильний).

Використання асинхронного режиму для залишення в роботі генератора при втраті збудження хоча б на якийсь час, необхідне для переходу на резервне збудження, дозволяє в більшості випадків уникнути аварійних зупинок генераторів. Але при цьому необхідно дотримувати наступні умови.

Для турбогенераторів з непрямим охолоджуванням активне навантаження повинне бути не вищим 60 % номінального, а тривалість режиму не більш 30 хв.

Турбогенератори з безпосереднім охолоджуванням потужністю до 300 МВт включно по умові нагріву елементів торцевих зон статора, особливо крайніх пакетів активної сталі, безпосередньо дотичних з обмоткою, можуть працювати без збудження 15 хв (генератори ТВФ —30 хв) з навантаженням не більш 40 % номінального. Розвантаження до допустимої межі повинне виконуватися вручну або автоматично протягом 2 хв. При цьому час розвантаження до 60 % номінального для турбогенераторів менше 150 МВт не повинен перевищувати 60с, а для турбогенераторів більшої потужності —30 с.

У гідрогенераторах через велике ковзання (3—5%), обумовлене меншим, ніж в турбогенераторах, асинхронним моментом, при асинхронному режимі швидко перегрівається заспокійлива обмотка. Тому робота гідрогенераторів в асинхронному режимі не допускається, і при втраті збудження вони відключаються спеціальним захистом від струмового перевантаження статора.

При втраті збудження необхідно понизити активне навантаження до допустимих значень (якщо немає автоматики) і спробувати доступними з щита управління засобами (зміною положення штурвалу шунтового реостата, дією на коректор і компаундування і т.д.) відновити збудження. Якщо зробити це не вдається, слід перейти на резервне збудження з відключенням на час переходу АГП.

Генератор може випасти із синхронізму при недостатньому збудженні або в результаті аварії в системі. Для відновлення синхронізму збільшують струм збудження і знижують активне навантаження. Якщо генератор не увійде в синхронізм, він повинен бути відключений від мережі.