ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
2.1. ХАРАКТЕРИСТИКИ КОТЛОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
Электроснабжение потребителей связано с необходимостью изменения выработки электроэнергии в разное время суток (рис. 2.1). Учитывая, что основная мощность ЭЭС сосредоточена на ТЭС, необходимо в широких пределах изменять производительность котлов и турбин.
Различные типы электростанций располагаются в разных зонах графика нагрузки (см. рис. 2.1). В его базисной зоне (1) — электростанции, мощность которых практически неизменна. К ним относятся теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), электрическая мощность которых оказывается попутным результатом теплоснабжения прилегающих потребителей, а также атомные электростанции (АЭС), мощность которых пока еще используется как базисная.
Мощность современных конденсационных электростанций (КЭС) располагается в полубазисной части графика нагрузки (2). Они по возможности разгружаются в ночное время. Менее экономичные КЭС работают в полупиковой части графика (3). Гидроэлектростанции наиболее маневренны и используются кратковременно в пиковой части графика нагрузки (4). В связи с тем, что мощность ГЭС недостаточна для покрытия пиковой нагрузки, возникает необходимость в маневренных ТЭС, для чего нужны тепловые агрегаты специального исполнения. Применяется и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), которые в ночные часы, используя обратимые турбины в качестве насосов, закачивают воду в водохранилище для последующей выработки электроэнергии в часы максимальных нагрузок, пропуская воду через турбины в обратном направлении.
В процессе планирования суточной работы ЭЭС необходимо заблаговременно предусматривать топливоснабжение, организацию работы персонала, своевременное подключение агрегатов и т. п. Для этого необходимо знать: диапазон изменения нагрузки на действующем оборудовании; допустимые скорости изменения нагрузки; время, необходимое для пуска агрегатов.
Характеристики турбины определяются свойствами паровпускных устройств, состоящих из стопорного и регулирующих клапанов. Стопорный клапан — это аппарат, предназначенный для быстрого прекращения поступления пара в турбину в аварийных ситуациях. В исходном положении клапан находится во взведенном состоянии под давлением сжатой пружины и удерживается защелкой. При срабатывании технологических защит защелка выбивается и клапан быстро закрывается, прекращая доступ пара.
Рис. 2.1. График нагрузки энергосистемы и долевое участие электростанций в его покрытии
На рис. 2.2 приведена упрощенная структурная схема теплового блока, состоящего из котла, турбины и генератора. Пар из котла 1, производительность которого регулируется регулятором Г посредством системы 3, контролирующей давление пара через стопорный клапан 5 и регулирующие клапаны турбин 6, управляемые регулятором частоты вращения 9, поступает в цилиндр высокого давления (ЦВД) 10 турбины. Далее пар для повышения экономичности агрегата, пройдя через ЦВД и потеряв значительную часть первоначального давления и температуры, поступает в промежуточный пароперегреватель котла, в котором догревается до первоначальной температуры.
Рис. 2.2. Структурная схема паросилового блока, состоящего из котла и турбины с промежуточным перегревом пара ~ паропроводы; каналы измерений; — — каналы управления
После перегрева пар через второй стопорный клапан 7 и регулирующие клапаны 8 поступает в цилиндр среднего давления (ЦСД) 11, а затем — в цилиндр низкого давления (ЦНД) 12 турбины. Количество пара, поступающего в турбину, определяется открытием регулирующих клапанов 6, в то время как клапаны 8, открываясь при пуске турбины, в дальнейшем находятся в открытом положении.
Отработавший пар поступает в конденсатор 13. От повышения давления котел защищен быстродействующей редукционной установкой 14, через которую пар при чрезмерном повышении давления пропускается в конденсатор, и предохранительными клапанами 4, выпускающими пар в атмосферу.
Регулирующий диапазон котлов — диапазон нагрузок, в пределах которого котлы работают надежно. Регулирующий диапазон ограничивается максимально- и минимально допустимыми нагрузками [4]. Минимально допустимая нагрузка определяется устойчивостью горения в топке (у котлов, работающих на твердом топливе); температурным режимом пароперегревателя и топочной части экрана (радиационной части); надежностью гидравлического режима (циркуляции воды), устойчивостью работы систем автоматического регулирования. Минимальная нагрузка котлов, работающих на твердом топливе, составляет (соответственно для бурого угля и угля типа АШ) 0,5—0,75 от номинальной.
При сжигании газа и мазута технический минимум ограничивается гидравлическим режимом, нарушение которого может привести к пережогам труб, и температурным режимом радиационной части. Минимальные нагрузки таких котлов равны 0,4—0,5 от номинальной.
Для расширения регулирующего диапазона котлов, работающих на твердом топливе, их при небольших нагрузках частично или полностью переводят на жидкое или газообразное топливо, а иногда — на режим со скользящим давлением пара (режим снижения давления пара по мере разгрузки). Если минимальная нагрузка котлов в режиме минимальной нагрузки ЭЭС оказывается слишком высокой, то часть котлов отключают, а к следующему периоду роста нагрузок их вновь включают в работу.
Регулирующий диапазон турбин в основном определяется характеристиками котлов. Минимальные нагрузки турбин обусловлены работой экономайзеров от отборов пара высокого давления (для поддержания температуры воды, питающей котлы); подачей пара в турбину, включая последнюю ступень (во избежание опасного перегрева ротора из-за вентиляционных потерь, который может привести к разрушению лопаток).
Отключение котлов, работающих в блоке с турбинами, часто требует останова турбин. Этого можно избежать переводом турбогенераторов в двигательный режим, при котором их вращение обеспечивается потреблением мощности из электрической сети. При этом в турбину для вентиляции поступает небольшое количество пара по специальным паропроводам от работающих котлов.
Пусковые характеристики котлов обусловливаются продолжительностью пуска и затратами топлива на пуск. Продолжительность пуска складывается из длительностей растопки котлоагрегата, его прогрева, включения в работу и загрузки.
Продолжительность пуска зависит от исходного температурного состояния, обусловленного временем простоя после отключения; она определяется тепловыми напряжениями в толстостенных металлических элементах, в которых возникает разность температур. Известно, что каждый градус разности температур между внутренней и наружной поверхностями стенки сопровождается термическими напряжениями, равными примерно 2 МПа. Если эта разность велика, то термические напряжения могут превысить величины, предельно допустимые по условиям прочности металла, и вызвать в нем появление трещин, из-за которых происходит значительная часть аварий с агрегатами. Правильный пуск исключает возникновение трещин в толстостенных элементах и коробление фланцев разъемов. При заполнении котла водой ее температура не должна отличаться от температуры металла более чем на 40 °С.
Во избежание сохранения в топке взрывоопасной смеси газов перед растопкой (при останове) ее вентилируют не менее 10 мин. Однако, чтобы избежать чрезмерного расхолаживания при останове котла, вентиляция не должна продолжаться более 15 мин.
При растопке барабанных котлов скорость прогрева стенок барабана не должна превышать 1,5°С в минуту при температуре до 200°С и 3°С в минуту — при дальнейшем повышении температуры.
В процессе растопки после появления давления около 0,5 МПа производится дренирование элементов как котла, так и паропровода, прогреваемого одновременно с растопкой котла. Для обеспечения нормальной циркуляции воды пароперегреватель продувается паром. Котлоагрегат подключается к магистрали при давлении, меньшем на 0,1—0,2 МПа, чем в действующем паропроводе. Продолжительность растопки котлов из холодного состояния для среднего давления составляет 3—4 ч, для высокого давления — 4—5 ч. Продолжительность растопки из горячего состояния сокращается. В прямоточных котлах нет толстостенных элементов. Поэтому их пуск производится быстрее.
Пусковые характеристики турбин. Пуск турбины разрешается при условии, что исправны технологические защиты, предупреждающие возникновение и развитие аварий, а также возникновение недопустимых режимов работы, и прекращающие подачу пара в турбину. Для этого должна быть уверенность в плотном закрытии стопорного клапана и обратных клапанов регенеративных отборов (при срабатывании защит), а также регулирующих клапанов. Должны быть также исправны масляные насосы и система автоматического их включения из резерва.
Перед пуском собирается схема дренажей и производится опробование маслонасосов. Температура масла должна быть в пределах 40—45 °С. Затем в пусковой режим включается конденсатор турбины.
Пуск турбину возможен паром номинальных параметров, а также паром, давление которого повышается в процессе пуска. Скорость прогрева турбины ограничивается температурными напряжениями в толстостенных элементах (цилиндре и фланцах), а также в элементах ротора. Скорость прогрева цилиндра ограничивается разностью температур между верхней частью цилиндра и нижней частью, более холодной из-за скапливающегося в процессе пуска конденсата и влияния теплопроводности нижних присоединении. Скорость прогрева должна быть в пределах 3—4°С в минуту при температурах ниже 400 °С и 2—3°С в минуту при более высоких температурах.
При наличии пускового вакуума и биений вала в допустимых пределах (30—50 мк) пуск производится перегретым паром при предварительном прогреве стопорного клапана. Турбина при скорости вращения 300—500 об/мин прослушивается для выявления задеваний в проточной части. Конденсат из цилиндра удаляется через дренажные линии.
В целях ускорения прогрева массивных фланцев и шпилек на мощных турбинах предусматривается их специальный прогрев паром.
При определенной скорости вращения (критической) наблюдается увеличение вибрации, которая снижается при дальнейшем увеличении скорости вращения.
При приближении скорости вращения к номинальной давление масла обеспечивается главным насосом, находящимся на валу турбины, поэтому пусковой масляный насос останавливают и включают систему охлаждения генератора.
После синхронизации генератора с сетью нагрузка увеличивается с определенной скоростью, так как при этом турбина продолжает прогреваться.
Суммарная продолжительность пуска конденсационных турбин составляет несколько часов.
В качестве примера ниже приведена зависимость продолжительности пуска блоков мощностью 300 МВт от длительности простоя:
Длительность простоя, ч 6—8 16—18 55—60 90
Продолжительность пуска, мин 200 310 390 550
Пуск блоков сопровождается значительным расходом топлива, которое нужно учитывать при оптимизации режима. Так, при пуске из холодного состояния блока мощностью 160 МВт расходуется 55 т (условное топливо), а блока мощностью 300 МВт — 150 т (условное топливо).
При пуске агрегатов вручную персонал удлиняет процесс пуска во избежание превышения допустимой разности температур в толстостенных элементах. Поэтому ведутся работы по автоматизации процесса пуска с помощью управляющих вычислительных машин (УВМ), работающих по заданной программе. С их помощью пуск ведется в режиме заданной скорости прогрева, что обеспечивает сохранность оборудования при одновременном снижении расхода топлива.
Динамические характеристики котлов определяются их тепловыми постоянными, находящимися в диапазоне 80—200 с соответственно для прямоточных и барабанных котлов .
В связи с тем, что инерционность котлов, обусловленная теплоэнергетическими процессами, значительно больше инерционности турбин, изменение мощности турбин сопровождается изменением потребления пара из объемов котла и, следовательно, изменением его давления. При снижении давления уменьшается температура кипения воды, благодаря чему быстро высвобождается дополнительное количество пара. Таким образом используется аккумулирующая способность котла, под которой подразумевается количество дополнительно получаемого пара на единицу снижения давления.
При одинаковых производительности и параметрах в барабанных котлах аккумулируется больше теплоты (в воде — 60—65%, в металле — 25—30%, в паре — 10—15%), чем в прямоточных котлах (в воде и паре — 35%; в металле — 65%). Допустимая скорость снижения давления больше в прямоточных котлах, так как в барабанах из-за бурного кипения поверхность воды набухает и возникает опасность парообразования в опускных трубах. В прямоточных котлах при снижении давления со скоростью 4,5 МПа/мин паропроизводительность повышается на 30—35% в течение 15—25 с. В барабанных же котлах при снижении давления со скоростью 0,5 МПа/мин паропроизводительность растет на 10—12% в течение 2—3 мин. Затем снижение давления постепенно устраняется автоматикой, воздействующей на процесс горения топлива. Процесс восстановления давления можно ускорять автоматической форсировкой режима котла. Однако необходимо учитывать, что инерционность теплоэнергетических процессов исчисляется минутами.
Динамические характеристики турбины определяются в основном постоянными ее паровых объемов. Для ЦВД постоянные невелики (0,2 с), а для ЦСД и ЦНД они значительны (5 с). Паровой объем для ЦСД и ЦНД определяется паропроводами и трубами промежуточного пароперегревателя.
Изменение мощности турбин сначала происходит за счет изменения мощности ЦВД и лишь спустя некоторое время за счет мощности ЦСД и ЦНД (линии / и 2 на рис. 2.3). Во избежание подобной задержки изменения суммарной мощности (линия 3) на современных турбинах используется кратковременное перерегулирование мощности ЦВД (линии 4 и 5), достигаемое специальными элементами регулятора частоты вращения.
При аварийном снижении частоты мощность турбин быстро увеличивается (рис. 2.4) за счет изменения мощности ЦВД и аккумулирующей способности котлов. После этого в течение некоторого времени мощность турбины из-за инерционности ЦСД и ЦНД неизменна (линия 1). Лишь после задержки, обусловленной инерционностью промежуточного пароперегревателя, мощность начинает увеличиваться с постоянной времени котлов. Это происходит при условии, что управление режимом производится с помощью автоматических регуляторов, реагирующих на давление пара или мощность турбины. При использовании в управлении турбиной гибкой положительной обратной связи мощность изменяется по кривой 2. Если же турбиной управлять, сохраняя неизменным давление пара, то спустя некоторое время ее мощность возвращается к доаварийному и даже более низкому значению (линия 4). В целом изменение мощности отражает суммарный эффект изменения мощности за счет аккумулирующей способности котла и его регулирования изменением подачи топлива (5).
Рис. 2.4. Изменение мощности паросилового блока при аварийном снижении частоты
2.2. СПОСОБЫ УПРАВЛЕНИЯ ТУРБИНОЙ
Используются несколько способов управления мощностью турбины. Рассмотрим их подробнее.
Управление мощностью турбины положением регулирующих клапанов. Обычно мощность турбины регулируется количеством пара за счет воздействия регулятора частоты вращения (РЧВ) на открытие регулирующих клапанов. В этих случаях достигается высокая скорость изменения мощности за счет аккумулирующей способности котлов с последующим автоматическим изменением их режима.
Рис. 2.3. Изменение мощности турбины во времени
Пара, поступающего в турбину, что вызывает температурные напряжения в металле элементов ротора ЦВД. Характер данного процесса показан на рис. 2.5. При изменении нагрузки на АР в опасных зонах возникает температурное напряжение А8, которое может привести к усталостным трещинам, сокращающим срок службы агрегата.
В новом установившемся режиме мощности нагрев конструктивных элементов постепенно выравнивается и температурное напряжение исчезает. Процесс снижения температурных напряжений протекает по экспоненте с постоянной времени (Т) нагрева элементов, которая для турбин различных конструкций равна 15—30 мин и описывается формулой
где k — коэффициент пропорциональности; АР — изменение мощности; Т — постоянная времени нагрева элементов ротора; t — текущее время.
Опасность возникновения усталостных повреждений при плановых и флуктуационных изменениях режима различна. Объясняется это тем, что частота плановых изменений режима значительно меньше. При плановом изменении нагрузки паровые турбины допускают быстрое изменение нагрузки в пределах 21—23% номинальной мощности для турбин докритического и 14—18% для турбин сверхкритического давления. Если необходимы большие изменения нагрузок, то следует ограничивать скорости этого изменения во времени (соответственно 0,7—2% в минуту для турбин докритического и 0,4—1% в минуту для турбин сверхкритического давления).
*Экспериментальные исследования режимов энергосистем / Под ред. С. А. Совалова.—М.: Энергоатомиздат, 1985.
Максимально допустимые не ограниченные по скорости изменения мощности, неизбежные при использовании турбин для регулирования частоты и перетоков мощности, должны быть в пределах 9—10% от номинального значения для турбин докритического и 5—8% для турбин сверхкритического давления. Последующие изменения мощности допустимы спустя некоторое время, необходимое для того, чтобы не превысить допустимое температурное напряжение. Изменения мощности, при которых превышаются допустимые температурные напряжения, должны производиться с ограничением скорости соответственно 0,35—0,5% в минуту и 0,2—0,4% в минуту.
Рис. 2.5. Изменения температурных напряжений в элементах ротора турбины
Управление «до себя». Оно используется до ввода в действие регулятора мощности, уставка которого задается давлением пара. В этом случае РЧВ, реагируя на флуктуации частоты, приводит к колебаниям давления острого пара, которое поддерживается автоматикой, управляющей работой котла. Чтобы котел работал
в благоприятных условиях, используется структурная схема, представленная на рис. 2.6, где уставка РЧВ / задается регулятором деления я. Для изменения мощности турбины необходимо воздействовать на паропроизводительность котла /С, обладающего значительной инерционностью, исчисляемой минутами. В связи с тем, что регулятор я контролирует давление пара на входе в турбину, управление называется «до себя».
Подобная система создает более благоприятные условия для работы котла, но в то же время препятствует необходимому изменению мощности турбины в аварийных условиях, сопровождающихся снижением или повышением частоты. Во избежание этого применяется реле частоты, с помощью которого при опасном отклонении частоты регулятор давления выводится из работы и турбина переводится на работу с РЧВ, реагирующим на изменения частоты.
Управление скользящими параметрами. При управлении с помощью РЧВ и «до себя» изменение мощности турбины сопровождается изменением положения регулирующих клапанов, на которых происходит дросселирование пара, что приводит к температурным напряжениям и снижению экономичности агрегата. Во избежание этого в режимах промежуточных и минимальных нагрузок можно использовать режим скользящих параметров, при котором некоторые регулирующие клапаны закрыты, а остальные полностью открыты. Регулирование мощности турбины достигается изменением давления острого пара. Например, на блоках мощностью 300 МВт давление регулируется в диапазоне 13—24 МПа, что дает возможность изменять мощность в диапазоне 140— 230 МВт.
Давление острого пара определяется по выражению, МПа,
π=αΡ+1,
где α — МПа/МВт (а«1); Ρ — мощность турбины, МВт.
Больший удельный объем пара (при работе на пониженном давлении) обеспечивает более низкую температуру труб пароперегревателя. Благодаря этому при тех же температурах труб можно достичь более высокой температуры перегретого пара, что повышает экономичность котла.
Рис. 2.6. Структурная схема регулирования турбины «до себя»
При использовании турбонасоса для подачи воды в котел можно получить дополнительный экономический эффект за счет его работы со сниженной скоростью вращения. Такой режим воз-
можен из-за уменьшения противодавления, которое приходится преодолевать насосу.
Защита турбин предусматривается по признакам, свидетельствующим об опасности их повреждений. Так, осевые смещения свидетельствуют о повреждении упорных подшипников; значительные снижения давления пара, сопровождающиеся конденсацией влаги, могут привести к разрушению лопаток быстроходных агрегатов; снижение давления масла в подшипниках — к их повреждению.
Повреждение лопаток турбины возможно также при повышении скорости вращения на 10% сверх номинальной, которое может быть результатом снижения давления масла в системе РЧВ при неисправном стопорном клапане. Во избежание этого РЧВ выполнен так, что его усилительные органы (золотник) уравновешены лишь при наличии давления масла в системе регулирования. Если оно снижается, то золотник смещается в направлении закрытия регулирующих клапанов, совершающегося с большой скоростью. Эта особенность используется для быстрой разгрузки турбины, которая может потребоваться в послеаварийных режимах для сохранения статической устойчивости, а иногда и для управления динамической устойчивостью. Для этого используются специальные электромеханические устройства, осуществляющие дозируемый сброс давления масла.
В современных мощных турбинах РЧВ имеют различную скорость закрытия и открытия регулирующих клапанов, обеспечивая большую скорость закрытия. Поэтому при знакопеременном действии регулятора турбина, как правило, снижает нагрузку.
Учитывая особую опасность повышения скорости вращения сверх 1,1 Яном, РЧВ резервируется автоматом безопасности, воздействующим на закрытие стопорного клапана. Однако сам РЧВ должен быть налажен так, чтобы при сбросе нагрузки скорость турбины не достигала уставки автомата безопасности. Автомат безопасности представляет собой центробежное реле, срабатывающее при п= 1,1 Яном И выбивающее защелку стопорного клапана. При необходимости стопорный клапан может быть приведен в действие другими устройствами защиты или вручную.
2.3. ТРЕБОВАНИЯ К ХАРАКТЕРИСТИКАМ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ АГРЕГАТОВ
В эксплуатации ЭЭС большое значение имеют характеристики энергетических агрегатов. От них зависят надежность и безопасность эксплуатации котлов, ядерных энергетических реакторов, турбин, генераторов. Поведение управляемого агрегата описывается математически и представляется в структурной схеме регулирования.
Известно, что каждому типу баланса (теплового, электрического, потребления жидкостей, газа) соответствует определенный параметр режима, сопутствующий балансу. Так, балансу воды соответствует напор, пара — давление, активной мощности — скорость вращения турбин, реактивной мощности — напряжение и т. д. Изменение этих параметров в соответствии с характеристиками агрегатов, работающих на ЭЭС, влияет на их режим. Потребляемая мощность также зависит от естественных свойств потребительских установок и элементов ЭЭС.
Назначение энергетических агрегатов — обеспечение изменяющегося потребления установок, питающихся от ЭЭС. Процесс производства энергии связан с флуктуациями процесса подачи топлива, энергоносителей и др. Нарушение равенства производства и потребления мощности приводит к возмущениям, вызывающим переходный процесс.
Свойства агрегата, приводящие к восстановлению установившегося режима работы (после его нарушения) без участия средств автоматического управления и обусловленные конструктивными особенностями, называют саморегулированием или самовыравниванием.
Распространенный вид характеристик агрегата представлен на рис. 2.7. Здесь 1 — зависимость производительности (Г) от параметра (77), сопутствующего конкретному виду баланса, а 2— зависимость потребления (нагрузки) Я от 77. Баланс устанавливается в точке пересечения характеристик Г и Я при изменившемся параметре Я.
Рис. 2.7. Характеристики энергетических установок
Для нового устойчивого состояния необходимо, чтобы при отклонившемся значении А Я изменившаяся нагрузка А Я превышала соответствующий ему параметр производства А Г. Тогда устанавливается новый режим, соответствующий параметрам Я0+АЯ и Го+ДГ (см. рис. 2.7, а). Однако в случае, изображенном на рис. 2.7, б, в зависимости от знака отклонения параметров Г, Я или Я возникает большее изменение Г, чем Я. Это приводит либо к дальнейшему прогрессирующему разбалансу и
стремлению параметра Π к нулю (разгрузка), либо к его безостановочному повышению (до развития максимальной мощности). При подобной характеристике объект имеет положительную обратную связь, что может привести к аварийному режиму, а в ряде случаев повреждению оборудования.
Результирующие характеристики можно получить вычитанием из характеристики генерации характеристики потребления (на рис. 2.7, б линия 3).
Исходя из этого можно математически сформулировать требование к характеристикам агрегатов, обеспечивающим при возмущении их режима переход в новое устойчивое состояние без применения автоматики (эффект самовыравнивания). Работа агрегата устойчива при дН/дП^дГ/дП. Если же это неравенство не выполняется (дН/дП<дГ/дП), то режим агрегата статически неустойчив.
Это условие можно записать в следующем виде:
Из рис. 2.7 следует, что статически устойчивы агрегаты, результирующие характеристики которых с ростом Η имеют наклон вниз. Агрегаты, результирующие характеристики которых наклонены вверх, статически неустойчивы и могут эксплуатироваться (в крайнем случае) только с применением специальной автоматики, корректирующей их характеристики. Однако автоматика может оказаться неисправной, она по ошибке, недоразумению или халатности может быть выведена из работы. Поэтому агрегаты с характеристиками типа д(Г—Н)/дП>0 не должны быть использованы, если нарушения их режима могут привести к тяжелым последствиям.
Получение требуемого для устойчивого режима самовыравнивания энергетических установок должно учитываться в процессе их конструирования.
2.4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГЕНЕРАТОРОВ
Генератор преобразует механическую энергию вращения турбины в электрическую, одновременно он является источником реактивной мощности.
Главное в эксплуатации генератора — это сохранение его электрического режима в допустимой области. Активная мощность генератора определяется режимом турбины.
Управление режимом генератора. Оно сводится к поддержанию необходимого магнитного поля в воздушном зазоре между статором и ротором. Ток статора создает магнитное поле, направленное в основном встречно магнитному полю, создаваемому током возбуждения (эффект реакции якоря). Изменение результирующего магнитного поля компенсируется соответствующими изменениями магнитного поля возбуждения, для чего ток возбуждения генератора должен изменяться в широких пределах в зависимости от его режима.
Источниками тока возбуждения являются возбудители, выполненные либо в виде электрических машин, находящихся на общем валу с генератором, либо в виде статических устройств, например, систем управляемых выпрямителей.
Необходимое изменение тока возбуждения производится автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ), реагирующими на изменение напряжения на выводах генератора, и некоторые другие параметры.
Существует два режима генератора: перевозбуждение и недовозбуждение. В режиме перевозбуждения в сеть поступают активная и реактивная мощности. В режиме недовозбуждения генератор потребляет реактивную мощность. Этот режим обычно необходим во время минимальных нагрузок, когда зарядная мощность ЛЭП превышает потребляемую реактивную мощность. Реактивная мощность, генерируемая в режиме перевозбуждения, ограничена допустимым нагревом обмоток возбуждения и статора.
Режим недовозбуждения ограничен нагревом крайних пакетов железа статора, вызванного увеличенными магнитными полями рассеяния и статической устойчивостью генератора.
В режимах перевозбуждения и недовозбуждения допустимая реактивная мощность генератора зависит от его активной мощности (рис. 2.11). Линия 1 является ограничением по току статора, линия 2 соответствует номинальной мощности турбины. Обычно генераторы не могут быть загружены активной мощностью, превышающей номинальную. Однако если допускается перегрузка турбины, то ограничивающей становится кривая 1, являющаяся окружностью. Линии 3 соответствуют ограничению по условию нагрева обмотки возбуждения для соответствующих напряжений на выводах генератора. Линии 6 и 7 характеризуют допустимую потребляемую реактивную мощность в режиме недовозбуждения по условиям статической устойчивости для генераторов с возбудителями постоянного тока и высокочастотными системами возбуждения соответственно. Линии 4 и 5 ограничивают допустимую потребляемую реактивную мощность для тех же генераторов по условиям нагрева крайних пакетов статора. В достаточно компактных ЭЭС (связи электростанций с нагрузочными узлами не слишком слабые) условием ограничения является нагрев крайних пакетов статора.
Рис. 2.11. Диаграмма режимов генератора
Для обеспечения устойчивого распределения реактивной мощности (тока) между параллельно работающими генераторами АРВ должны иметь статическую характеристику (рис. 2.12), при которой с увеличением реактивного тока статора снижаются напряжения на выводах генератора.
Рис. 2.12. Статические характеристики регулирования возбуждения генератора (изменение нагрузки достигается смещением характеристик 1 и 2)
Однако по требованиям режима ЭЭС напряжение на основных шинах электростанции, связанной с генераторами через повышающие трансформаторы, должно либо увеличиваться с ростом нагрузки ЭЭС, либо оставаться неизменным. Поэтому приходится смещать характеристики АРВ генераторов с помощью установочных устройств регуляторов. Этим обеспечивается изменение как напряжения на основных шинах электростанции, так и загрузки генераторов реактивной мощностью (током) при постоянном напряжении (рис. 2.12).
При отсутствии вторичного регулирования напряжения требуемый режим генераторов поддерживается вручную персоналом, воздействующим на положение установочных устройств.
По условиям режима ЭЭС режим генератора часто выходит за допустимые пределы, что требует от персонала напряженного внимания. Чтобы избежать этого, один из типов АРВ дополняется устройством ограничения возбуждения, с помощью которого режим генератора автоматически удерживается в допустимой области.
Однако большинство АРВ подобных устройств не имеет и поддержание режима в допустимой области полностью зависит от персонала, избегающего напряженных условий работы. Это приводит к существенному недоиспользованию располагаемой мощности генераторов, достигающему 20—25%. Ограничение электрических режимов генераторов вызывает рост потерь в электрических сетях в случаях, когда располагаемая реактивная мощность генераторов должна быть использована полностью из экономических соображений. Например на электростанциях, расположенных в нагрузочных узлах, к которым относятся ТЭЦ. Поэтому эксплуатация генераторов при управлении режимом вручную неполноценна.
Любой генератор должен быть оснащен автоматическими ограничителями верхнего и нижнего уровней возбуждения. Обычно для этого используются астатические ограничители возбуждения, воздействующие на привод установочного устройства АРВ. В этом случае легко выполняется также автоматическое управление режимом напряжения на шинах электростанций.
Управление режимом генератора связано с необходимостью измерения токов обмоток возбуждения и статора. Для упрощения задачи ток возбуждения можно воспроизвести с помощью выражения (2.3) на основе измерения напряжения и тока статора.
Устройства управления режимом достаточно просты и могут быть созданы на основе аналоговой техники на базе микроэлектроники или на микропроцессорной основе.
Система автоматического управления электрическим режимом электростанций позволяет легко осуществлять централизованное управление режимом ЭЭС с помощью ЭВМ для минимизации потерь энергии в электрических сетях.
В аварийных режимах можно в течение некоторого времени использовать перегрузочный ресурс генераторов (рис. 2.13). Время аварийной перегрузки зависит от отношения (кратности) тока обмоток к номинальному току.
Рис. 2.13. Допустимая кратность аварийной перегрузки генераторов: 1 — для генератора с косвенным охлаждением; 2- с непосредственным охлаждением водой; 3 — с непосредственным охлаждением водородом; 4 — допустимая перегрузка по току возбуждения
Существуют аварийные перегрузки двух типов. При кратковременных возмущениях изменение возбуждения приводит в ряде случаев к большим, кратковременным перегрузкам, на которые вторичные астатические системы управления реагировать не успевают. В аварийных режимах (к ним можно отнести, например, лавину понижения напряжения) снижение напряжения протекает в два этапа. Сначала напряжение скачком уменьшается до значения, обусловленного возникшим дефицитом реактивной мощности. Затем по мере повышения возбуждения генераторов, осуществляемого с помощью АРВ, напряжение повышается за счет использования перегрузочного ресурса генератора. В качестве признака возникновения режима, при котором должен использоваться перегрузочный ресурс, можно воспользоваться сочетанием производной напряжения и появлением перегрузки, длящейся больше времени действия основных защит элементов ЭС. В этом случае действие ограничителя верхнего предела возбуждения блокируется устройством, фиксирующим аварийный режим на некоторое время, зависящее от степени перегрузки.
Перегрев обмоток возбуждения и статора генератора приводит к износу изоляции, поэтому недопустимо в нормальных режимах использовать перегрузочные возможности генератора. В нормальном режиме ограничения по верхнему пределу возбуждения осуществляются с небольшой выдержкой времени, обеспечивающей флуктуационную степень свободы АРВ, а по нижнему пределу — без выдержки времени, так как режим по устойчивости близок к пределу.
Настройка устройств автоматического аварийного ограничения возбуждения должна обеспечивать полное использование перегрузочного ресурса, так как преждевременное снятие форсировки возбуждения может привести к тяжелым авариям.
Элементы генераторов. Генераторы включают в себя системы возбуждения и системы охлаждения.
Системы возбуждения генератора содержат источник тока возбуждения (возбудитель) и автоматический регулятор возбуждения.
Возбудители имеют электромашинное или безмашинное исполнение. Электромашинные возбудители для генераторов малых мощностей (до 100 МВт) выполняют в виде коллекторных генераратора непосредственно соединены с выводами вращающихся выпрямителей.
У электромашинных возбудителей напряжение меняется в широких пределах из-за изменения тока возбуждения самих возбудителей. В качестве источника возбуждения возбудителей служат либо напряжение их якоря, либо дополнительная электрическая машина (подвозбудитель), расположенная на валу генератора.
В безмашинных системах возбуждения в качестве источника энергии используется либо мало изменяющееся по значению напряжение выводов генератора (самовозбуждение), либо напряжение вспомогательной электрической машины (возбудителя переменного тока). Рассмотренные системы возбуждения можно отнести к трем типам: с коллекторными возбудителями постоянного тока; с возбудителями переменного тока и выпрямителями; с управляемыми выпрямителями.
Особенности схем возбуждения и его регулирования рассматриваются в курсе автоматизации ЭЭС.
Системы охлаждения генераторов предназначены для поддержания температуры элементов генератора на допустимом уровне. Нагрев генераторов обусловлен потерями в них, которые для крупных машин равны 1—3% от номинальной мощности и складываются из механических и электрических потерь.
Механические потери возникают от трения вращающегося ротора в подшипниках и от его трения при движении в окружающей среде. Электрические потери возникают из-за перемагничивания стали статора, а также в обмотках статора и возбуждения. С ростом мощности генератора доля электрических потерь растет. Для осушки водорода применяются фильтры сорбционного типа, а в последнее время — холодильные аппараты.
Предусматриваются специальные меры для поддержания требуемой чистоты водорода. Располагаемая мощность генератора обеспечивается поддержанием определенного давления водорода, которое вместе с безопасностью эксплуатации гарантируется некоторым избыточным давлением водорода, указанным в паспорте генератора.
Водород в смеси с воздухом при концентрациях от 5 до 81,5% взрывоопасен, поэтому принимаются меры для избежания таких концентраций. Прежде всего эти меры относятся к наполнению и опорожнению корпуса генератора. Операция наполнения корпуса водородом производится в два этапа. Вначале воздух вытесняется углекислотой или азотом, а затем инертный газ вытесняется водородом. Опорожнение корпуса производится в обратном порядке. Для этого имеются баллоны с инертным газом, газопроводы и устройства управления. Газопроводы имеют удаляемые вставки для создания видимого разрыва. Так, при наличии в корпусе генератора воздуха (при ремонте) удаляется вставка водо- родопровода, а при заполнении корпуса водородом — вставка воздухопровода.
Утечка водорода из системы охлаждения должна быть минимальной. Это обеспечивается герметичностью корпуса генератора, гарантируемой уплотнениями вала. Для этого используют специальные кольцевые конструкции, через которые для обеспечения герметичности под давлением прокачивают масло, плотно заполняющее зазоры.
Все элементы системы охлаждения постоянно контролируются как указательными приборами, так и различными устройствами сигнализации.
Благодаря тому, что водород в качестве среды, в которой вращается ротор, снижает вентиляционные потери, он применяется и в других системах охлаждения.
Система водородно-водяного охлаждения — более эффективна и поэтому применяется для генераторов большей мощности. Ротор и активная сталь статора в этом случае охлаждаются водородом, а обмотка статора, выполненная из полых проводников, — водяным дистиллятом, циркулирующим по замкнутому контуру. Проводимость дистиллята мала (200 кОм/см) и не нарушает изоляции обмотки. Горячий дистиллят проходит через охладитель.
В процессе эксплуатации принимаются меры по поддержанию чистоты дистиллята, для чего применяются фильтры, очищающие его от взвешенных обычных и ферромагнитных частиц, а также устройства, удаляющие растворенные газы, поглощаемые дистиллятом при контакте с воздухом, во избежание коррозии меди.
Принимаются также меры по устранению из системы охлаждения воздушных пробок, которые могут препятствовать нормальной циркуляции.
Система водомасляного охлаждения является дальнейшим развитием водяного охлаждения. Трансформаторное масло служит для охлаждения обмотки, сердечника и конструктивных элементов статора, а дистиллят — для охлаждения обмотки возбуждения.
Дистиллят в ротор подается через осевой канал вала со стороны возбудителя. Циркуляция охлаждающих жидкостей осуществляется насосами. Предусмотрено устройство, сигнализирующее о разложении масла, свидетельствующем о наличии повреждения статора, а также устройства измерения давления масла, отклонений его уровней в баках от предельных; снижения удельного электрического сопротивления дистиллята и др.
Охлаждающие жидкости и воздух, циркулирующий в воздушном зазоре, отдают теплоту в охладителях.
