1.3. Асинхронный режим синхронного генератора

ПРИ ПОТЕРЕ ВОЗБУЖДЕНИЯ

Асинхронный режим работы синхронного генератора возникает при потере возбуждения либо в результате нарушения динамической устойчи-вости параллельной работы его в электрической системе. Ниже рассмат-ривается асинхронный режим при полной потере возбуждения или с резко уменьшенным током возбуждения одного генератора относительно других генераторов электрической станции или энергосистемы.

Причинами потери возбуждения могут быть различные повреждения и неисправности не только цепей возбуждения генератора, но и цепей защиты, управления и автоматического регулирования источника возбуждения, например :

- несанкционированное отключение автомата гашения поля (АГП) с замыканиием обмотки возбуждения генератора (ОВГ) на гасительное сопротивление и отключением её от возбудителя;

- исчезновение напряжения на возбудителе, когда ОВГ остаётся замкнутой на возбудитель;

- повреждение и разрыв цепи возбуждения генератора или несанкционированное отключение АГП, когда ОВГ остаётся разомкнутой;

- повреждение цепей автоматического регулирования возбуждения, когда цепь ОВГ остаётся исправной и замкнутой на источник возбуждения.

В большинстве случаев возбуждение генератора может быть доста-точно быстро восстановлено и генератор продолжает работать в нормаль-ном режиме.

При потере возбуждения (по любой причине) синхронный электромагнитный тормозящий момент генератора, возникавший в нормальном режиме в результате взаимодействия магнитного потока в зазоре между статором и ротором с током в обмотке возбуждения, исчезает полностью или становится весьма малым. Снижение синхронного момента происходит либо с постоянной времени обмотки возбуждения , когда её цепь остаётся замкнутой, либо с постоянной времени массива бочки ротора, если цепь обмотки возбуждения окажется разомкнутой. С уменьшением синхронного электромагнитного момента генератора уменьшается и его активная мощность.

Поскольку система регулирования турбины и переходные процессы в тепловой части имеют существенно большие постоянные времени по сравнению с длительностью электрических переходных процессов, то в начальный момент потери возбуждения генератора условия работы турбины и её вра-щающий момент остаются без изменения. Поэтому по мере уменьшения тор-мозящего синхронного электромагнитного момента генератора на валу агрегата появляется положительный избыточный момент см. формулу (1.38).

Под действием этого избыточного момента частота вращения агрегата возрастает, становясь больше синхронной, и он переходит в асинхронный режим со всё увеличивающимся скольжением. При этом замкнутые контуры ротора начинают пересекать силовые линии магнитного поля в зазоре машины, создаваемого магнитодвижущей силой статора, и в них будет индуцироваться переменный ток с частотой скольжения, что обусловит появление асинхронного электромагнитного (тормозящего) момента генератора, который будет возрастать с увеличением скольжения.

В асинхронном режиме, также как и в нормальном синхронном, активная мощность от генератора будет поступать в энергосистему. В расчётах сетей энергосистем это направление мощности принимается со знаком плюс. Поэтому, чтобы избежать в расчётах асинхронного режима появления активной мощности, направленной от генератора в систему, с обратным знаком, принято 1 формулу скольжения для генератора представлять в несколько “перевёрнутом” виде:

(1.41)

или n_асх = (1+s) n_с .

Одновременно с увеличением частоты вращения агрегата система регулирования турбины прикрывает регулирующие клапаны, уменьшая тем самым впуск пара в турбину, что ведёт к снижению вращающего момента турбины m_турб (рис. 1.11). Снижение вращающего момента турбины будет продолжаться до тех пор, пока он не уравновесится возрастающим асинхронным моментом генератора m_асх (рис. 1.11). Ввиду запаздывания действия систем регулирования теплотехнического оборудования процесс установления асинхронного режима носит колебательный характер. При снижении синхронного момента m_с (рис. 1.11) частота вращения агрегата и скольжение могут настолько увеличиться, что тормозящий асинхронный момент генератора окажется больше снижающегося момента турбины (это зависит от асинхронных характеристик турбогенератора), и турбоагрегат

начнёт тормозиться. В результате, если асинхронный момент генератора окажется меньше момента турбины, частота вращения агрегата вновь начнёт увеличиваться, вызывая увеличение скольжения и асинхронного момента. После ряда подобных колебаний скольжения, величины и знака избыточного момента агрегата устанавливается равновесное состояние между сниженным моментом турбины и асинхронным тормозящим моментом генератора при некоторой асинхронной частоте вращения n_асх.. В этом установившемся асинхронном режиме генератор может выдавать в сеть некоторую активную мощность с потреблением из сети необходимой реактивной мощности. Параметры этого режима будут зависеть от предше-ствовавшей активной нагрузки генератора, от характеристик систем регулирования теплотехнического оборудования (турбина, котёл), от характеристик асинхронного хода турбогенератора без возбуждения и величины напряжения сети.

Синхронный турбогенератор имеет одну обмотку возбуждения, расположенную по продольной оси. Из-за одноосности обмотки возбуждения и неодинаковости магнитной проводимости по продольной и поперечной осям генератора его асинхронный момент будет периодически изменяться около некоторого среднего значения.

Приняв в первом приближении, что отклонение действующего значения асинхронного момента от его среднего значения происходит по закону cos 2, можно записать выражение асинхронного момента (m_асх) в функции угла сдвига () продольной оси ротора относительно магнитного потока в зазоре:

(1.42)

Подставляя

после выполнения необходимых преобразований, получим

(1.43)

где m_d и m_q  моменты на валу, соответствующие максимуму тока, по продольной и поперечной осям.

Периодическое изменение асинхронного тормозящего момента генератора обусловливает периодические изменения мощности (порядка 5÷7 %) и скольжения генератора. Поэтому, строго говоря, асинхронный ход без возбуждения не является установившимся режимом. Характер периодических пульсаций асинхронного момента на валу генератора в зависимости от угла сдвига продольной оси ротора относительно магнитного потока в зазоре между статором и ротором представлен на рис. 1.12.

Рис. 1.12. Характер периодических пульсаций асинхронного момента

на валу генератора m_асх в зависимости от угла сдвига  продольной

оси ротора относительно магнитного потока в зазоре между статором

и ротором

Величины возникающих колебаний момента и скольжения зависят от неодинаковости параметров по продольной и поперечной осям турбогенератора, от постоянной времени механической инерции вращающихся частей турбоагрегата и величины колебаний напряжения на выводах генератора, которая, в свою очередь, зависит от сопротивления внешней сети и колебаний тока. Характеристики асинхронного режима зависят также от состояния цепи возбуждения – замкнута или разомкнута цепь обмотки воз-буждения.

Если цепь обмотки возбуждения генератора остаётся разомкнутой, то ток в ней не протекает, но в массиве "бочки" ротора наводятся вихревые токи с частотой скольжения. Чем больше скольжение, тем меньше глубина проникновения этих токов в массив "бочки" ротора и тем больше активное сопротивление контуров замыкания вихревых токов.

(1.44)

где   удельное сопротивление материала; _асх  угловая частота вихревых токов; µ  магнитная проницаемость.

Так как в асинхронном режиме частота вращения ротора больше синхронной частоты вращения магнитного поля статора, то с увеличением скольжения угловая частота вихревых токов растёт [1].

При этом растут и потери в роторе Р_асх, распределение которых по поверхности ротора неравномерно. Наибольшие величины их имеют место в торцевых зонах, а значит, именно там будет и наибольший нагрев активных частей, что в конечном счёте играет решающее значение в ограничении мощности турбогенератора в асинхронном режиме при потере возбуждения.

На рис. 1.13 [12] видно, что с ростом скольжения реактивное сопротивление ротора уменьшается, но активное  значительно возрастает. В результате полное сопротивление его увеличивается, что обусловливает сравнительно пологий характер зависимости асинхронного момента от скольжения (рис. 1.14, кривая 1). Установившийся асинхронный режим на-

ступает при довольно больших скольжениях ( 0,01 о.е.). Для генераторов большей мощности характеристики асинхронного момента идут ниже. Для примера на рис. 1.14 сплошной линией показаны характеристики для генераторов 100 МВт, а пунктирной  для генераторов 300 и 500 МВт при разомкнутой обмотке возбуждения. При таких значениях скольжения потери в роторе р_рот могут превысить допустимые. В реальной турбоустановке с учётом действия системы регулирования турбины асинхронный режим при потере возбуждения устанавливается при скольжениях 0,002÷0,007 о.е. Таким величинам скольжения соответствуют для двухполюсного турбогенератора (n_с = 3000 об/мин при f=50 Гц ) частоты вращения агрегата в диапазоне 3006÷3021 об/мин.

Допустимая мощность синхронного генератора в асинхронном режиме без возбуждения может быть определена следующим образом :

(1.45)

Поскольку мощность генератора в асинхронном режиме не остаётся неизменной, то и ток в цепи статора будет иметь пульсирующий характер.

Ток статора в этом режиме можно представить в виде геометрической суммы тока намагничивания и приведенного тока ротора [12]. Намагничивающий ток статора при номинальном напряжении в относительных единицах без большой погрешности можно принимать равным ОКЗ. Если же напряжение статора отличается от номинального, то намагничивающий ток статора можно определить следующим образом 12 :

(1.46)

Приведенный ток ротора

(1.47)

где  реактивное сопротивление рассеяния ротора;  приведенное активное сопротивление ротора при скольжении s.

При малых значениях скольжения активное сопротивление ротора можно приближённо определить из следующего выражения :

(1.48)

а принять равным переходному реактивному сопротивлению [12],

приведенный ток ротора

(1.49)

Тогда полный ток статора

(1.50)

где  угол между приведенным током ротора и напряжением статора.

Потери в роторе

(1.51)

где Р_ст  мощность генератора, отдаваемая в сеть; р_ст  потери мощнос-ти в статоре.

Из выражения (1.50) видно, что закон изменения тока статора имеет колебательный характер. Амплитуда этих колебаний в данном режиме будет невелика. Период этих колебаний

(1.52)

зависит от превышения частоты вращения n_s в асинхронном режиме над синхронной частотой вращения n_с , n_s = n_асх  n_с ; р – число пар полюсов. Величина Т_s варьируется в довольно широких пределах от единиц секунд до десятков секунд.

В случае возникновения асинхронного режима при потере возбужде-ния, когда обмотка ротора остаётся замкнутой на якорь возбудителя (автомат гашения поля остался включенным), либо в случае отключения автомата гашения поля с замыканием обмотки ротора на гасительное сопротивление в обмотке ротора протекает наводимый однофазный переменный ток с частотой скольжения, который создаёт пульсирующее поле той же частоты. Это поле может быть разложено на два противоположно вращающихся с половинной амплитудой каждое. Поле, вращающееся против направления вращения ротора с угловой частотой скольжения _s (обратное поле), будет неподвижно относительно вращающегося поля статора и создаст дополнительный тормозящий момент генератора, который, складываясь с моментом от токов, наводимых в массиве ротора полем статора, значительно увеличит результирующий асинхронный момент при данном скольжении. Это обусловит увеличение жёсткости моментной характеристики генератора (рис. 1.14, характеристика 2).

Составляющая поля, вращающаяся согласно вращению ротора (прямое поле), имеет относительно вращающегося поля статора угловую скорость (1+2s)_s и наводит в статоре токи с частотой (1+2s)f_s, магнитное поле которых находится в противофазе с прямым полем. Поэтому дополнительного генераторного (тормозящего) момента она не создаст. Но эта составляющая тока статора, замыкаясь через сеть, на которую включён генератор, вызывает значительные пульсации (до 2530 %) токов статора с двойной частотой скольжения. Эти наведённые в статоре токи создадут дополнительный тормозящий момент, действующий согласно с моментом, создаваемым обратным полем.

Скольжение при замкнутой обмотке ротора будет меньше, чем при разомкнутой, но амплитуда колебаний токов в статоре будет больше, и период их колебаний будет меньше.

Если обмотка возбуждения будет замкнута на гасительное сопротивление величиной 3÷5-кратной сопротивлению обмотки возбуждения, то асинхронные моменты уменьшаются и моментная характеристика становится более пологой (рис. 1.14, характеристика 3).

Если возбуждение генератора осуществляется от высокочастотного возбудителя через выпрямительное устройство, то в рассматриваемом режиме обмотка ротора оказывается замкнутой на это выпрямительное устройство, которое пропускает ток только в одном направлении. Поэтому переменный однофазный ток с частотой скольжения, возникающий в цепи возбуждения генератора в асинхронном режиме при потере возбуждения, каждые полпериода при переходе тока через нуль прерывается. Это ведёт к резкому периодическому изменению асинхронного момента генератора и возникновению перенапряжений в цепи возбуждения в моменты обрыва тока. Величина этих перенапряжений представляет серьёзную опасность для изоляции ротора генератора и цепи возбуждения его. Для снятия их применяют постоянно включенное параллельно обмотке возбуждения нелинейное сопротивление тиритового типа

На рис. 1.15 показан характер пульсаций тока статора в асинхронном режиме при потере возбуждения для различных состояний цепи обмотки возбуждения.

В нормальном режиме выдача реактивной мощности в сеть от турбогенератора обычно составляет 0,6÷0,65 его активной мощности. При потере возбуждения в начальный момент времени, т.е. когда скольжение ещё мало отличается от нуля, потребляемый из сети реактивный ток, определяемый напряжением сети U_с и суммой реактивных сопротивлений  внешнего x_вн и синхронного x_d или x_q, составляет 0,4÷0,6 номинального тока. В дальнейшем при увеличении скольжения и соответствующем повышении асинхронной нагрузки потребляемый из сети ток увеличивается и может достигнуть, уже при сравнительно малых скольжениях, значительных величин, и даже превышающих номинальный ток статора.

Опытом эксплуатационных испытаний 1, 8 установлены условия допустимости работы турбогенераторов при потере возбуждения. Для генераторов с косвенным охлаждением они заключаются в следующем:

1) потери в роторе при асинхронном режиме должны быть не больше потерь в нормальном синхронном режиме р_{рот.асх}  р_рот.с;

2) ток в обмотке статора в асинхронном режиме не должен быть больше 110 % номинального I_ст.асх  1,1 I_ном ;

3) допустимая длительность асинхронного режима не более 30 минут;

4) допустимая активная мощность не должна превышать 0,5÷0,7 номи-нальной при выполнении предыдущих условий и ограничении потребле-ния реактивной мощности из сети величиной аварийной нагрузки при коэффициенте мощности 0,7.

Для турбогенераторов с непосредственным охлаждением следует учитывать и ряд дополнительных особенностей:

1) значения переходных и сверхпереходных сопротивлений у них больше, что обусловливает меньшие значения асинхронного момента и более высокие скольжения в установившемся асинхронном режиме;

2) более высокие плотности тока в обмотке статора и, следовательно, меньшую допускаемую длительность асинхронного режима;

3) более высокую линейную нагрузку статора;

4) специфику распределения тепловых потоков в массиве ротора.

Правилами технической эксплуатации [16] допускается кратковременная работа турбогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения. Для турбогенераторов с косвенным охлаждением  с нагрузкой не более 60 % номинальной продолжительностью не более 30 минут, для синхронных турбогенераторов с непосредственным охлаждением и асинхронизированных турбогенераторов – по указаниям заводов-изготовителей или по результатам специальных испытаний. В большинстве случаев для турбогенераторов с непосредственным охлаждением активная мощность при потере возбуждения ограничивается величиной 0,4Р_ном при длительности асинхронного режима не более 15 минут. Если же нагрузка выходит за указанные пределы, то её длительность ограничивается двумя минутами, по истечении которых генератор должен быть разгружен.

Для гидрогенераторов (машины с явновыраженными полюсами) потеря возбуждения имеет некоторые характерные особенности. Гидрогенераторы без демпферных обмоток развивают сравнительно невысокий асинхронный момент (обычно не более 0,5÷0,6 номинального). Поэтому при потере возбуждения частота вращения их значительно увеличивается и нагрузка уменьшается практически до нуля. Так как такой режим недопустим, то при потере возбуждения генераторы такого типа должны немедленно отключаться от сети.

Гидрогенераторы с демпферными обмотками имеют характеристики асинхронного момента такие, что установившийся асинхронный режим наступает при значительных скольжениях (порядка 3÷5 %). Длительная работа при таких скольжениях из-за опасности перегрева демпферных обмоток недопустима.

Согласно Правилам технической эксплуатации [16] работа гидрогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения не допускается.

В качестве примера на генераторе лабораторного стенда получены следующие параметры асинхронного режима при потере возбуждения:

1) Мощность предшествующего нормального режима – Р = Р_ном; Q = = Q_ном; I_ст = I_ном = 20А; n_синхр = 1500 об/мин; I_ОВГ = 14А; U_ОВГ = 150 В; I_ОВВ = 3 А.

При разомкнутой обмотке возбуждения:

n_{асх. макс} = 1602 об/мин; s = 6,8 %; диапазон изменения частоты вращения  1602/1599 об/мин (0,2 %); диапазон изменения скольжения 0,2 %; амплитуда колебаний тока статора 4842 А (14,3 %); амплитуда колебаний ак-тивной мощности 2,52,3 кВт; период колебаний частоты вращения 6 с; I_ОВГ = 0; U_ОВГ = 280 В; I_ОВВ = 4,6 А.

При замкнутой обмотке возбуждения:

n_{асх. макс} = 1516 об/мин; s = 1,07 %; диапазон изменения частоты вращения  15161502 об/мин (0,9 %); диапазон изменения скольжения 0,9 %; амплитуда колебаний тока статора 5030 А (67 %); амплитуда колебаний

активной мощности 72 кВт (250 %); период колебаний частоты вращения 2 с; I_ОВГ = 65 А; U_ОВГ = +40 40 В; I_ОВВ = 0.

2) Мощность предшествующего нормального режима – Р = 0,5Р_ном; Q = 0,5Q_ном; I_ОВГ = 10 А; U_ОВГ = 120 В; I_ОВВ = 2А.

При разомкнутой обмотке возбуждения:

n_{асх. макс} = 1548 об/мин; s = 3,2 %; диапазон изменения частоты вращения  15481543 об/мин (0,3 %); диапазон изменения скольжения 0,3 %; амплитуда колебаний тока статора 4840 А (20 %); амплитуда колебаний активной мощности 0,51,5 кВт (67 %); период колебаний частоты вращения15 с; I_ОВГ = 0 .

При замкнутой обмотке возбуждения:

n_{асх. макс} = 1502об/мин; s = 0,13 %; диапазон изменения частоты вращения  15021501об/мин (0,07 % ); диапазон изменения скольжения 0,07 %; амплитуда колебаний тока статора 3225 А (28 %); амплитуда колебаний активной мощности 2,52,3 кВт (8,3 %); период колебаний частоты вращения 10 с ; I_ОВГ = 10 А; U_ОВГ = 5 В; I_ОВВ = 0.

Полученные на стенде результаты хорошо совпадают с изложенными ранее положениями для генераторов с неявновыраженными полюсами.