Параллельная работа генераторов - Электрическая часть электростанций
Включение генераторов на параллельную работу с другими генераторами может осуществляться как способом точной синхронизации, так и способом самосинхронизации. Правилами технической эксплуатации способ самосинхронизации разрешается для всех турбогенераторов с косвенным охлаждением, работающих по блочной схеме, а также для всех гидрогенераторов и синхронных компенсаторов с разгонными двигателями. Включение турбогенераторов с косвенным охлаждением, работающих на генераторные шины, а также генераторов с непосредственным охлаждением должно производиться, как правило, способом точной синхронизации. В аварийных условиях при необходимости быстрого ввода резерва мощности или при зашкаливании частотомера включение на параллельную работу всех генераторов независимо от способа охлаждения может производиться самосинхронизацией. Перед включением генератора в сеть обязательна проверка правильности чередования фаз сети и подключаемого генератора. При неправильном чередовании фаз включение генератора сопровождается возникновением электромагнитного момента, противоположного моменту, развиваемому турбиной, а также появлением чрезмерных токов в статоре генератора. Результатом может быть не только повреждение генератора, но и поломка вала турбины. Проверку правильности чередования фаз необходимо производить при первом включении генератора, а также после ремонтных работ в его первичных цепях. Проверка правильности чередования фаз должна производиться при помощи одного и того же трансформатора напряжения, подключенного к системе шин, на которую поочередно подается напряжение от подключаемого генератора и от сети. При включении генераторов в сеть способом точной синхронизации необходимо иметь отклонения напряжения генератора от напряжения сети по фазе не более чем на 15°, по модулю не более чем на 20 % (обычно в пределах 5 %), по частоте не более чем на 1 % (0,05 Гц). При этом предпочтительно иметь частоту генератора выше частоты сети.
Именно вследствие понижения напряжения на шинах при самосинхронизации этот способ нежелателен для электростанций с общими сборными шинами генераторного напряжения. Для мощных блочных станций способ самосинхронизации допустим, однако выигрыш во времени по сравнению с пуском теплового блока исчезающе 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, при включении резервных гидрогенераторов, при трехфазном АПВ (ТАПВ) с самосинхронизацией генераторов и т. п.
Нормальные режимы генераторов - Электрическая часть электростанций
Под
нормальными режимами генератора
подразумевают такие режимы, в которых
он может работать без ограничений по
времени. К таким режимам относится,
например, номинальный режим, для которого
генератор предназначен и который указан
на его щитке. К нормальным относятся
также все режимы с неполной (частичной)
нагрузкой и режимы с переменной
регулируемой нагрузкой при условии,
что в процессе изменения нагрузки
основные параметры генератора не
отклоняются за допустимые пределы.
Основными
параметрами генератора являются полная
мощность S, напряжение и ток статора Ucx
и /ст, ток ротора /в, коэффициент мощности
cos ф, частота /, температура и давление
охлаждающей среды tохл и рохл.
При
длительном установившемся номинальном
режиме все эти параметры должны
поддерживаться практически неизменными.
При отклонении температуры и давления
охлаждающей среды в сторону ухудшения
охлаждения длительно допустимые токи
статора и ротора должны быть уменьшены
настолько, чтобы тепловой режим генератора
остался неизменным и температура его
отдельных элементов практически
сохранила свое установившееся
значение.
Параметры считают практически
неизменными в том случае, если их
изменения, неизбежные в эксплуатации,
находятся в заданных пределах отклонений,
практически не влияющих на режим
генератора. Например, нагрузка генератора
считается неизменной, если отклонения
тока и напряжения статора от установившегося
значения находятся в пределах + 3 %, а
тока возбуждения и частоты — в пределах
±1 %.
Рис.
1-29. Диаграмма мощности турбогенератора
Рис.
1-30. К построению диаграммы мощности
турбогенератора
U — напряжение на
зажимах генератора; 1 — ток нагрузки
генератора; Я — э. д. с. генератора; 1х —
падение напряжения в синхронном
реактивном сопротивлении; /в R —
номинальный ток возбуждения; 1 — ток
возбуждения, компенсирующий реакцию
статора; — ток возбуждения, соответствующий
потоку в зазоре
Температуру меди и
стали генератора считают неизменной,
если ее отклонения от установившегося
значения не превышают 1 °С в течение 1
ч. Температура охлаждающей среды также,
чтобы считаться неизменной, не должна
отклоняться более чем на 1 °С за 1 ч для
газа и на 0,5 °С за 1 ч для жидкости (ГОСТ
533—85Е).
Но режим генератора считается
нормальным и при несколько больших
отклонениях его параметров, сопровождающих
изменения его нагрузки и вызванных
условиями режима системы или условиями
охлаждения генератора.
Допустимый
диапазон изменения нагрузок удобней
всего находится из диаграммы мощностей,
как это показано на рис. 1-29 для ненасыщенного
турбогенератора. Способ построения
диаграммы мощности ясен из вспомогательных
векторных диаграмм э. д. с. и токов
возбуждения (рис. 1-30). Вектор О А
представляет собой полную мощность
машины, а его проекция на ось ординат —
ее активную составляющую при номинальном
коэффициенте мощности.
Эту так
называемую номинальную активную мощность
генератор в нормальных условиях должен
развивать неограниченно долго. Под
нормальными условиями здесь понимается
прежде всего соблюдение расчетных
условий охлаждения машины, поскольку
длительность установившегося режима
работы генератора ограничивается
главным образом его нагревом.
Температура
входящей в газоохладитель воды и
выходящего из него газа (воздуха или
водорода), а также — в случае
непосредственного охлаждения —
температура охлаждающей жидкости
(дистиллята или масла) должна соответствовать
нормам (у дистиллята 33, у масла 40 °С).
Также должны соответствовать заводским
требованиям избыточное давление водорода
и его чистота (98 %).
Напряжение, % номинального |
110 |
108 |
106 |
105 |
100 |
95 |
90 |
85 |
Полная мощность., % номинальной |
88 |
93,5 |
98 |
100 |
100 |
100 |
94,5 |
89 |
Ток статора, % номинального |
80 |
87,5 |
92,5 |
95 |
100 |
105 |
105 |
105 |
Напряжение генератора должно быть практически симметричным и синусоидальным, т. е. напряжение обратной последовательности не должно превышать 1 %, а коэффициент синусоидальности 5 %. Отклонения напряжения статора допускаются в пределах ±5 %, и при этом генератор должен длительно работать с полной номинальной мощностью, хотя для достижения этой мощности при 95 % напряжения повышается ток статора, а при 105 % — соответственно ток ротора. Допустимость понижения напряжения больше чем на 5 % обязательно проверяется с точки зрения устойчивости, и если при этом генератор будет обладать достаточным запасом устойчивости (не менее 10 %), то все равно мощность его должна быть снижена, поскольку ток статора по условиям нагрева обмотки статора не следует повышать сверх 105 % номинального. Повышение напряжения сверх 105 % опасно, ибо вследствие насыщения стали в современных генераторах даже незначительный подъем напряжения выше, допустимого приводит к возрастанию магнитной индукции, резкому (в несколько раз) увеличению потоков рассеяния и появлению в ребрах корпуса генератора и в других конструктивных элементах очень больших паразитных токов, вызывающих дополнительный нагрев и даже оплавление этих элементов. Вследствие этого нагрузка генератора при повышении напряжения сверх 105 % должна понижаться. Некоторые типы генераторов допускают сохранение полной нагрузки при изменении напряжения до 110 %, но эта возможность должна быть обязательно проверена специальными испытаниями на нагрев активной стали и дополнительные потери в роторе и статоре. До таких испытаний рекомендуется изменять нагрузку генератора при отклонениях напряжения в соответствии с табл. 1-3. Влияние изменений частоты на потери и нагрев генератора сказывается лишь при значительных отклонениях частоты от нормы (больше ±2,5 %). При понижении частоты потери в стали уменьшаются, но одновременно ухудшается охлаждение водородом, что может привести к необходимости понижения мощности генератора из-за повышенного нагрева. При повышении частоты растут потери в стали, но одновременно улучшаются условия охлаждения; поэтому только при значительных повышениях частоты (2—3 %) возникла бы необходимость уменьшения мощности машины. Так как изменения частоты, нормально допускаемые в эксплуатации, не должны превосходить ± 2% по «Правилам технической эксплуатации» (ПТЭ), уменьшения нагрузки генераторов при этих отклонениях частоты не требуется.
Значительно большее влияние на полную и активную мощность генератора оказывают изменения коэффициента мощности; это можно видеть на диаграмме мощностей турбогенератора — рис. 1-29. На участке AD в режимах с пониженными коэффициентами мощности машина с нагрузкой, ограниченной током ротора, может выдавать лишь пониженную по сравнению с номинальной полную мощность при уменьшенном токе статора из-за сильного размагничивающего действия реакции статора. При учете насыщения эта мощность еще уменьшится. Таким образом, в чисто компенсаторном режиме генератор способен развивать лишь около 70 % полной мощности. При работе с повышенными коэффициентами мощности (от номинального до единицы) полная мощность ограничена турбиной и конец вектора ОД будет перемещаться при изменении cosφ по прямой АВ. Если турбина способна повышать свою мощность сверх номинальной (как это имеет место, например, для теплофикационных машин типа КО и КОО), то в области режимов при повышенных коэффициентах мощности генератор сможет работать при номинальной полной мощности (участок диаграммы АА). При работе в емкостном квадранте в режимах с недовозбуждением (влево от прямой <75) активная мощность генератора ограничивается устойчивостью его работы. Работа в режиме недовозбуждения все чаще практикуется в современных энергосистемах в часы провала нагрузки из-за избытков реактивной мощности и невозможности кратковременных остановок крупных генераторов. Такой режим осуществим только при автоматическом регулировании возбуждения, эффективном при работе с опережающим током статора. Но и при этом условии требуется уменьшение активной нагрузки генератора для обеспечения устойчивости в области низких cos φ (участок диаграммы мощности OF). В современных крупных турбогенераторах режимы с недовозбуждением ограничиваются еще дополнительным нагревом крайних пакетов активной стали и конструктивных элементов торцевых зон статора. Этот дополнительный нагрев обусловлен повышенной результирующей индукцией в торцевых зонах, что объясняется слабой магнитной связью обмоток статора и ротора в этих зонах и недостаточной компенсацией потока рассеяния статора потоком ротора. /Магнитная связь обеих обмоток слабее здесь потому, что поля, образуемые лобовыми частями обмоток статора и ротора, вынуждены замыкаться большей частью по воздуху. В табл. 1-4 приведены допустимые нагрузки турбогенераторов в режимах недовозбуждения. В практике эксплуатации для определения допустимых нагрузок в режимах перевозбуждения пользуются не диаграммой Таблица 1-4
Тип генератора |
Допустимая потребляемая реактивная мощность, Мвар, при активной нагрузке, % Рд |
|||||
|
100 |
95 |
90 |
80 |
60 |
40 |
ТВФ-60-2 РИ — 60 МВт; cos φн = 0,8; UH — = 6,3 кВ; избыточное давление водорода 0,2 МПа |
13 |
16 |
18 |
23 |
31 |
37 |
ТВФ-60-2 Ря — 60 МВт; cos фн = 0,8; UB = = 10,5 кВ; избыточное давление водорода 0,2 МПа |
16 |
20 |
22 |
28 |
37 |
42 |
ТВФ-100-2 Рн — 100 МВт; cos фн = 0,85; Ua — — 10,5 кВ; избыточное давление водорода 0,2 МПа |
16 |
20 |
22 |
28 |
37 |
42 |
ТВВ-165-2 РИ — 150 МВт; cos фн = 0,85; Ua = = 18 кВ; избыточное давление водорода 0,3 МПа |
27 |
32 |
35 |
41 |
50 |
54 |
ТВ В-200-2 Рп = 200 МВт; cos фн = 0,85; Un — = 15,75 кВ; избыточное давление водорода 0,3 МПа |
22 |
34 |
39 |
47 |
62 |
74 |
ТВВ-320-2 Рн = 300 МВт; cos фн = 0,85; UH = = 20 кВ; избыточное давление водорода 0,35 МПа |
48 |
54 |
60 |
72 |
90 |
108 |
ТГВ-200 Рв ~ 200 МВт; cos фн = 0,85; UB = = 15,75 кВ; избыточное давление водорода 0,3 МПа |
|
|
18 |
40 |
57 |
69 |
Примечание. Турбогенераторы ТГВ-200 не допускают работу в режиме потребления реактивной мощности при активной нагрузке, равной 95 % номинальной и выше, при этом отдаваемая реактивная мощность при активной нагрузке 200 МВт должна быть не менее 20 Мвар. Турбогенераторь) ТГВ-300 допускают работу с минимальной нагрузкой я cos φ = 1.
Обмотка |
Напряжение статора, кВ |
Температура охлаждающего газа, °С |
|||||
30 и ниже |
31—35 |
36 — 40 |
41—45 |
46—50 |
51—55 |
||
Статор |
6,62 |
6880 |
6700 |
6540 |
6220 |
4900 |
5530 |
6,30 |
7240 |
7060 |
6880 |
6540 |
6200 |
5800 |
|
5,98 |
7600 |
7400 |
7220 |
6860 |
6510 |
6100 |
|
Ротор |
6,62 |
1840 |
1787 |
1735 |
1680 |
1620 |
1560 |
6,30 и ниже |
1800 |
1750 |
1700 |
1650 |
1590 |
1520 |
|
Таблица 1-6
Обмотка |
Напряжение статора, кВ |
Температура охлаждающего газа, °С |
|||
40 и ниже |
41 — 45 |
46 — 50 |
51 —55 |
||
|
21 |
10 100 |
9700 |
9100 |
8550 |
Статор |
|
10 600 |
10 200 |
9600 |
9000 |
59 |
11 100 |
10 700 |
10 100 |
9450 |
|
Ротор |
21 |
2925 |
2830 |
2720 |
2630 |
20 и ниже |
2900 |
2800 |
2690 |
2580 |
|
мощности, а так называемой картой допустимых нагрузок, позволяющей одновременно оценить влияние на нагрузку температуры охлаждающей среды, напряжения и cos φ. 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 %, увеличение мощности при снижении температуры охлаждающей среды и уменьшение мощности при повышении температуры этой среды. В табл. 1-5 и 1-6 приводятся для иллюстрации карты нагрузок (в амперах) генераторов ТВФ-60-2 (U = 6,3 кВ, давление водорода рвол = 0,2 МПа) и ТВВ-300-2 (U = 20 кВ, рвоя = 0,35 МПа). В машинах со смешанным водородно-водяным охлаждением статора повышение нагрузки при уменьшении температуры охлаждающей среды не допускается, так как температуры газа и воды могут изменяться независимо друг от друга и затруднить контроль нагрузок настолько, что нагрузка генератора из-за неправильной оценки условий охлаждения может быть увеличена до недопустимых значений.
Рис.
1-31, Нагрузка генераторов ТВФ, ТГВ и ТВВ
в зависимости от давления водорода
Следует
учитывать недопустимость длительной
перегрузки генераторов по току при
изменении давления водорода в машинах
с косвенным и непосредственным охлаждением
обмоток (рис. 1-31). Из приведенных
зависимостей следует также, что при
понижении давления водорода нагрузка
генератора должна понижаться.