Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Ликвидация аварий в главных схемах станций и подстанций

Ликвидация асинхронных режимов работы турбогенераторов - Ликвидация аварий в главных схемах станций и подстанций

Оглавление
Ликвидация аварий в главных схемах станций и подстанций
Главные схемы электрических соединений
Распределительные устройства главных схем
Схемы РУ с двумя системами шин
Схемы РУ в виде многоугольников
Схемы РУ в виде мостиков
Причины аварий
Ремонт, испытания и осмотры оборудования как факторы предупреждения аварий
Перегрузки оборудования и их устранение
Предупреждение отказов в работе шинных разъединителей из-за поломки изоляторов
Предупреждение аварий по вине оперативного персонала
Источники информации и план действий
Разделение функций оперативного персонала энергосистем при ликвидации аварий и самостоятельные действия персонала
Поведение персонала в аварийной ситуации
Ликвидация аварий средствами автоматических устройств
Автоматическое включение резерва
Автоматическая частотная разгрузка
Ликвидация аварий, связанных с автоматическим отключением линий электропередачи
Ликвидация аварий в главных схемах подстанций
Автоматическое отключение сборных шин
Автоматическое отключение синхронного генератора
Автоматическое отключение блока
Ликвидация несимметричных режимов работы турбогенераторов
Ликвидация асинхронных режимов работы турбогенераторов
Автоматическое отключение сборных шин станции
Действия при отказах выключателей
Действия при отказах разъединителей
Проведение противоаварнийых тренировок
Обучение на тренажерах

В нормальном режиме работы на вал турбогенератора действует два момента: момент турбины Мт, вращающий ротор генератора и стремящийся ускорить его вращение, и синхронный электромагнитный момент Мс, противодействующий вращению ротора. Синхронный электромагнитный момент возникает в результате взаимодействия вращающегося магнитного поля статора с полем ротора, вращающимся в ту же сторону и с той же частотой вращения, что и поле статора. В данном случае магнитное поле ротора создается за счет прохождения по его обмотке постоянного тока от возбудителя.
Синхронный режим работы. Равенство моментов Мт = —Мс, действующих на вал турбогенератора, и частот вращения магнитных полей статора и ротора определяет синхронный режим работы генератора, при этом скольжение, т. е. опережение ротором поля статора, равно нулю.
Асинхронный режим работы. Неравенство между моментами МТ>МС приводит к ускорению вращения ротора турбогенератора. По отношению к энергосистеме он перейдет в асинхронный режим работы. Такой режим возможен в случае полной или частичной потери генератором возбуждения.
Полная потеря возбуждения может иметь место при неисправности возбудителя, обрыве в цепи ротора, ошибочном отключении АГП и в других случаях.
Переход генератора в асинхронный режим работы при потере возбуждения происходит следующим образом. При обрыве тока в обмотке ротора исчезает его магнитное поле и, следовательно, синхронный электромагнитный момент Мс. Равновесие между моментами на валу турбогенератора нарушается, и генератор, оставаясь включенным в сеть, выходит из синхронизма: избыточный вращающий момент турбины AfT разгоняет ротор, частота его вращения становится выше синхронной (в первый момент до 5 — 6% при номинальной нагрузке). Регулятор турбины, стремясь сохранить частоту вращения турбогенератора нормальной, уменьшит пропуск пара в турбину, вследствие чего несколько снизится скольжение и активная мощность генератора.
Однако опережение ротором магнитного поля статора останется, и это приведет к тому, что в замкнутых контурах ротора (клиньях, зубцах, обмотке ротора, если она окажется замкнутой, например, на резистор самосинхронизации) появятся переменные токи, имеющие частоту, численно равную скольжению, умноженному на частоту энергосистемы. Взаимодействие магнитных полей этих токов с магнитным полем статора создаст на валу турбогенератора асинхронный электромагнитный момент Ма, тормозящий ротор. При некотором значении Ма установится равновесие его с моментом турбины Мт. В установившемся асинхронном режиме (или иначе — при асинхронном ходе) генератор будет выдавать в сеть асинхронную активную мощность. Рабочий магнитный поток в зазоре генератора при асинхронном ходе образуется за счет сети.

Длительность работы и допустимая нагрузка турбогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения ограничиваются различными факторами: для турбогенераторов с косвенным охлаждением — потерями в роторе, достигающими наибольших значений в конструктивных деталях ротора в случае разомкнутой обмотки возбуждения; для турбогенераторов с непосредственным охлаждением — значением допустимого тока статора и нагревом элементов торцевых зон статора, особенно крайних пакетов активной стали из-за резкого возрастания магнитных полей рассеяния в зоне лобовых частей обмоток. Нагрев зависит от значения активной нагрузки, он не везде контролируется термометрами сопротивления и нарастает очень быстро — в течение 8—10 мин. Чтобы избежать нежелательных местных нагревов и повреждений, установлена следующая продолжительность работы турбогенераторов в асинхронном режиме:
30 мин для турбогенераторов с косвенным охлаждением и генераторов серии ТВФ;
15 мин для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток мощностью до 300 МВт.
Активная нагрузка при этом должна быть снижена до 60% номинальной для турбогенераторов с косвенным охлаждением и до 40% номинальной для турбогенераторов серий ТВФ, ТВВ, ТГВ, ТВМ. Чтобы удержать турбогенераторы в асинхронном режиме работы, разгружать их необходимо за время не более 2 мин, причем разгрузка до 60% номинальной мощности не должна превышать 1 мин для турбогенераторов мощностью до 150 МВт и 30 с для турбогенераторов большей мощности.
Быстрая разгрузка необходима также и потому, что при переходе в асинхронный режим турбогенератор, потерявший возбуждение, начинает потреблять из сети реактивную мощность, при этом все остальные параллельно работающие генераторы могут перегрузиться по току статора и ротора вследствие их участия в покрытии возникшего дефицита реактивной мощности. Поэтому при переходе какого-либо турбогенератора в асинхронный режим персоналу следует контролировать нагрузку других генераторов станции и при необходимости разгружать их до значений токов статора и ротора, допускаемых в аварийных режимах.
Переход турбогенератора в асинхронный режим работы из-за потери возбуждения обычно сопровождается следующими изменениями показаний измерительных приборов:
ток статора значительно увеличивается и колеблется с двойной частотой скольжения около некоторого среднего значения;
напряжение статора понижается в зависимости от значения нагрузки, и стрелка прибора немного колеблется;
выдача генератором активной мощности понижается, и стрелка прибора сильно колеблется;
реактивная мощность не выдается, а потребляется генератором из сети, на что указывает стрелка прибора, отклоняющаяся (с небольшими колебаниями) в другую сторону шкалы;
в обмотке ротора, если она окажется замкнутой на возбудитель или резистор самосинхронизации, протекает переменный ток, и стрелки приборов (амперметра и вольтметра) в цепи ротора колеблются с частотой скольжения в обе стороны от нуля. При обрыве в цепи возбуждения показание амперметра будет равным нулю.
Колебания значений тока, напряжения и мощности на турбогенераторе, работающем в асинхронном режиме, возникают из-за периодического проворота несимметричного в магнитном отношении ротора относительно поля статора.
Действия персонала. Убедившись по показаниям приборов в потере возбуждения и выходе турбогенератора из синхронизма, персонал должен:
немедленно отключить его АГП;
снизить активную нагрузку до указанных выше значений;
выяснить и устранить причину потери возбуждения от «своего» возбудителя или перейти на резервное возбуждение.
Если в течение времени, допустимого для работы турбогенератора в асинхронном режиме, не удастся восстановить возбуждение, генератор необходимо разгрузить и отключить от сети.
Практика показывает, что после восстановления возбуждения при сниженной до соответствующих значений активной нагрузки ресинхронизация турбогенератора проходит успешно, без повторных циклов колебаний асинхронного режима. При полной нагрузке турбогенераторы с трудом втягиваются в синхронизм и лишь после значительного увеличения тока возбуждения.
Одновременно с принятием мер по восстановлению возбуждения генератора необходимо поднять напряжение на сборных шинах станции за счет использования резерва реактивной мощности других параллельно работающих генераторов. Следует проверить также значение напряжения на шинах с. и. блоков генератор — трансформатор и при необходимости повысить напряжение путем перевода с помощью устройств АВР питания с. н. от резервного источника. Перевод питания с. и. от резервного источника обычно производится при снижении напряжения на шинах генератора ниже 0,8 Unoм с выдержкой времени до 5 с.
Асинхронный режим работы, турбогенератора возникает не только при полной, но и при частичной потере возбуждения, например вследствие неправильного поворота штурвала реостата возбуждения или ошибочных действий с автоматическим регулятором возбуждения. Турбогенератор, частично потерявший возбуждение, утрачивает статическую устойчивость и выходит из синхронизма.

Потеря устойчивости.

Группа турбогенераторов (или станция в целом) может также потерять устойчивость и выпасть из синхронизма относительно других генераторов энергосистемы при подъеме нагрузки или плановом отключении отходящих от станции линий электропередачи, связывающих ее с энергосистемой, без соответствующего увеличения выдачи генераторами реактивной мощности, а также при отказе быстродействующей защиты в отключении внешнего к. з. В отличие от асинхронного хода, вызванного полной потерей возбуждения, для асинхронного режима с возбуждением характерно наличие на валу турбогенератора двух электромагнитных моментов — снхронного Мс и асинхронного Ма. Алгебраическое суммирование их в каждый период времени с моментом турбины Мт приводит к появлению на валу знакопеременного результирующего момента вращения, при этом турбогенератор (или группа турбогенераторов) будет работать с переменным по знаку скольжением, переходя то в генераторный режим, выдавая мощность в сеть, то в двигательный режим, потребляя ее из сети. Такой режим работы сопровождается значительными колебаниями (качаниями) токов, активной и реактивной мощности между турбогенератором, выпавшим из синхронизма, и всеми другими параллельно работающими генераторами энергосистемы.
Характер движений ротора генератора относительно вращающегося поля статора при асинхронном ходе и качаниях показан на рис. 18.

Судить о том, возник ли асинхронный режим работы турбогенератора в результате полной потери возбуждения или нарушения устойчивости параллельной работы, по показаниям щитовых измерительных приборов, можно только при наличии достаточно практического опыта. Однако вполне очевидно, что, если колебания стрелок приборов появились во время выполнения каких-либо действий с цепями возбуждения, устройством автоматического регулирования возбуждения (АРВ), а также при подъеме активной нагрузки, необходимо вернуть соответствующие устройства в исходное положение и полностью поднять возбуждение генератора, если это не было обеспечено действием устройства АРВ. Если при этом колебания значений токов, мощности и напряжения не будут затухать, следует приступить к разгрузке турбогенератора по активной мощности вплоть до появления признаков втягивания его в синхронизм.

асинхронный ходскольжение

Рис. 18. Характер движения ротора генератора относительно вращающегося поля статора при асинхронном ходе и качаниях:
в — асинхронный ход (ω><вс); б — большие качания ротора при потере устойчивости; ωс — частота вращения поля статора в синхронном режиме; (ω — частота вращения ротора; +S — скольжение в режиме двигателя (а>р<(0о); —5 — скольжение в режиме генератора ((ор>(ос)

При появлении колебаний (качаний) токов, мощности и напряжения на всех турбогенераторах данной секции шин станции в целом следует предположить, что причиной асинхронного режима является нарушение статистической устойчивости или неотключившееся к. з. (нарушение динамической устойчивости). Такой режим устраняется совместными действиями диспетчера энергосистемы и персонала станции, если он не ликвидируется самопроизвольно или действием автоматических устройств (АЧР, делительной автоматики и др.).



 
« Конкуренция и выбор в электроэнергетике   Линии электропередачи 345 кВ и выше »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.