Электрическая часть электростанций - Допустимые перегрузки статора и ротора

Кратковременные перегрузки статора и ротора по отношению к длительно допустимому току статора /от. дл и ротора 1В. дл, необходимость в которых возникает довольно часто при работе автоматики, форсировке возбуждения, различных видах АПВ, в асинхронных режимах и т. п., допускаются в довольно широких пределах (табл. 1-9 и 1-10).
При определении допустимых перегрузок учитывают систему охлаждения машин, ее конструктивные особенности и необходимость сохранения электрических и механических свойств изоляции. Для генераторов с непосредственным охлаждением обмоток статора и ротора учитывается еще недопустимость вскипания
Таблица 1-9

* При работе с перегрузкой по току более 10 мин требуется повышение давления водорода не менее чем на 0,05 МПа.

Примечание. Снятие перегрузки ротора генераторов указанных типов должно, как правило, производиться автоматически. При отсутствии автоматики меры по снятию перегрузки должны быть указаны в инструкции.
охлаждающей воды или теплового разложения масла при повышенных нагревах, сопровождающих перегрузки. Для роторной обмотки очень важно также не превысить наибольшую разность температур между медью обмотки и сталью бочки ротора, при которой могут возникнуть остаточные деформации стержней и повреждение изоляции обмотки ротора.
При анализе режима перегрузки исходят из классического уравнения нагрева, учитывающего как отвод теплоты от обмотки, так и повышение ее температуры:
(1-37)
где АР — добавочные потери при перегрузке, кВт,
(1-38)
(1 — превышение тока сверх начального (ток перегрузки); R — сопротивление обмотки постоянному току; к$ — коэффициент, учитывающий влияние поверхностного эффекта на повышение активного сопротивления меди); а — коэффициент теплоотдачи, Вт/(см²- К); F — площадь поверхности охлаждения обмотки, см²; с — удельная теплоемкость обмотки, Вт-с/(кг-К); G — масса обмотки, кг; At — превышение температуры обмотки над температурой охлаждающей среды, К.

Для генераторов с непосредственным охлаждением учитывают неравномерный подогрев охлаждающей среды в каналах стержней, а также увеличение постоянной времени нагрева. ГОСТ для турбогенераторов ТГВ, ТВВ и ТВМ устанавливает длительность полуторной перегрузки не две, а одну минуту. Поэтому для статоров турбогенераторов этих типов
(1-53)
Для роторов с непосредственным охлаждением установлена допустимая длительность двукратной перегрузки 20 с, отсюда
(1-54)
Для ротора турбогенератора 800 МВт предварительно установлена длительность двукратной перегрузки 15 с, т. е.
(1-55)
Меньшая перегрузочная способность генераторов с непосредственным охлаждением по сравнению с генераторами с косвенным охлаждением объясняется более высокими номинальными плотностями тока в их обмотках и неравномерностью нагрева обмотки при перегрузках из-за подогрева охлаждающей среды в каналах.
1-9. Несимметричная нагрузка
Несимметричная нагрузка возникает либо при большом содержании в общей нагрузке однофазных токоприемников (электрическая тяга, электрические печи и т. д.), режим потребления которых приводит к несимметрии токов по фазам, либо при нарушениях симметрии самой схемы передачи энергии, вызванных аварийными или другими обстоятельствами (работа через неполнофазную группу трансформаторов, ремонт фазы группы, обрыв фазы линии, трансформатора, выключателя и т. д.).
Правила технической эксплуатации допускают длительную работу генераторов с неравенством фазных токов при условии, что ни один из токов не превысит номинального тока статора. При этом несимметрия токов не должна быть больше 10 % (по щитовым приборам). Если 1Л = /с — 1а, а /в < /А, то коэффициент несимметрии
(1-56)
При несимметричном режиме в статоре возникают токи обратной последовательности, магнитное поле которых вращается относительно ротора с двойной угловой скоростью. Индуцируемые
этим полем в роторе токи двойной частоты вызывают дополнительный нагрев элементов ротора, который может привести к недопустимому и даже опасному повышению температуры этих элементов.
Из-за большой индуктивности обмотки ротора и сильного экранирующего действия массива ротора токи двойной частоты в его обмотке настолько малы, что практически не повышают ее температуры. Значительно большее влияние оказывают эти токи на тепловое состояние массива ротора и его элементов: зубцов, пазовых клиньев и бандажных колец. Из-за ярко выраженного поверхностного эффекта при двойной частоте глубина h проникновения в массив ротора обратного поля и индуцируемых hni токов невелика и фактически эти токи протекают в тонком поверхностном слое бочки ротора :
(1-57)
где р — удельное сопротивление материала, Ом-мм; р — магнитная проницаемость, В-с/(А-м); ю — угловая частота вихревых токов, рад/с.
Обычно эквивалентная глубина проникновения в роторах турбогенераторов не превосходит нескольких миллиметров в зубцах и 10—15 мм в пазовых клиньях, что обусловливает значительное эквивалентное сопротивление ротора токам двойной частоты и, как следствие, весьма большие добавочные потери в роторе из-за несимметрии токов в статоре. У многих турбогенераторов с непосредственным охлаждением эти добавочные потери становятся равными номинальным потерям в роторе уже при /2 = = 0,22/и, а при /2 = /и превышают номинальные потери в 15— 20 раз. Этим и объясняются жесткие ограничения несимметричного режима, допускаемого Правилами технической эксплуатации только при несимметрии токов, не превосходящей 10 %, что соответствует току обратной последовательности, равному 5 %.
При установлении этих ограничений учтен не только общий уровень добавочных потерь, но и неравномерный характер распределения их по поверхности ротора. Вихревые токи, возникающие в массиве ротора при несимметричном режиме, замыкаются через контактные поверхности между зубцами, клиньями и бандажными кольцами. Эти контакты, расположенные вблизи торцевых поверхностей ротора, имеют повышенное сопротивление и обусловливают значительные местные перегревы. Вот почему тепловое состояние торцевых зон ротора, в которых наблюдаются наибольшие температуры при несимметричной нагрузке статора, является основным критерием для определения допустимой несимметрии.
Как видно из рис. 1-34, добавочный нагрев ротора с удалением от торцевой зоны быстро падает и на расстоянии 120—130 мм он уже невелик.

Рис. 1-34. Распределение температуры вдоль клина ротора турбогенератора ТВФ

1 — двухфазное к. з., /2 = 0,3 о. е., т = 120 с, <нач = 30 °С; 2 — двухфазное к. з., 1г — 0,59 о. е., X — 15 с, ?нач = = 17 °С
Главным источником теплоты в торцевой зоне является роторная сталь, однако более низкая температура пазовых клиньев и их более высокая теплопроводность обусловливают направление теплового потока в сторону клиньев. Более низкая температура размягчения материала клиньев по сравнению со сталью приводит к тому, что именно они оказываются самым слабым звеном ротора, ограничивающим ток обратной последовательности /г, при котором нагрев зубцов, пазовых клиньев и медных проводников еще будет безопасным для изоляции торцевых частей обмотки ротора.
Кроме длительно допустимой несимметрии, в условиях эксплуатации необходимо знать способность генераторов выдерживать кратковременные тепловые перегрузки ротора при преходящих несимметричных режимах (например, для выбора уставок релейной защиты).
В этом случае критерий допустимости режима приводится в интегральной форме
(1-58)
где т — длительность тока обратной последовательности, с; /2 — действующий ток обратной последовательности, о. е.,
(1-59)
Т — интегральный критерий термической стойкости турбогенератора, с.
Физическая сущность критерия заключается в предположении, что при адиабатном нагреве некоторого тела заданного объема повышение температуры тела будет одинаковым при разных токах, но при длительностях процесса  изменяющихся так, что количество теплоты, сообщаемое телу, каждый раз остается тем же самым.
Для роторов турбогенераторов с косвенным охлаждением на основании длительного опыта эксплуатации и специально проведенных экспериментов был установлен следующий критерий термической стойкости при кратковременной перегрузке токами обратной последовательности:

Тип
турбогенератора
Линейная нагрузка, % Интегральный критерий, с

ТВ2 ТВФ ТВВ и ТГВ
100
140
190
30
15

Примечание. Для турбогенератора ТЗВ-800-2 длительно допустимый ток /2 = 0,217 о. е., а интегральный критерий равен 6 с.
При установлении этого критерия исходили из предельного допустимого нагрева элементов торцевой зоны ротора 200 °С и из условия отсутствия повреждения этих элементов.
Для машин с непосредственным охлаждением ротора допустимая длительность несимметричного режима при том же токе обратной последовательности /2 должна быть меньше, так как, хотя с поверхности ротора таких генераторов отводятся только добавочные потери, их линейная токовая нагрузка и электромагнитное использование активных материалов выше, чем у генераторов с косвенным охлаждением ротора. Обычно с учетом этого обстоятельства правая часть критерия для турбогенераторов с непосредственным охлаждением уменьшается обратно пропорционально линейной токовой нагрузке Л5, %.
В табл. 1-11 приведены интегральные критерии термической стойкости для турбогенераторов различных типов, вычисленные при указанном выше допущении, а на рис. 1-35 — зависимость тока обратной последовательности /г от длительности его для турбогенератора ТВФ-60-2.
Ток /2 следует вычислять для каждого конкретного случая отдельно. С известным запасом можно изменяющийся ток обратной последовательности принимать равным начальному току, определенному по сверхпереходному реактивному сопротивлению генератора.

При вычислении токов обратной последовательности по известным токам в фазах можно пользоваться следующими выражениями: если ]А = Iс, а 1В 1Л, то

(1 60)
(1-61)
(1-62)
при 1В]1А < 1,7

(1-63)

Для иллюстрации опасности несимметричного режима для турбогенераторов приводим описание повреждения генератора типа Т-2-12-2 12 МВт, 6,3 кВ, имевшего место на одной из электростанций.
При включении генератора в сеть и взятии нагрузки 2 МВт было замечено отсутствие показаний на щитовом амперметре (на щите был установлен только один амперметр). Предположив, что показаний на амперметре нет из-за обрыва во вторичной цепи трансформатора тока, дежурный персонал продолжал увеличивать нагрузку генератора до 8 МВт активной и 9 Мвар реактивной мощности. При этой нагрузке было замечено ненормальное повышение температуры холодного и горячего воздуха в системе охлаждения генератора, и в дальнейшем температура генератора продолжала повышаться.
Затем произошла потеря возбуждения генератора и возникла недопустимая вибрация. При этом генератор задымился, началось искрение и было обнаружено задевание вала об уплотнения. Генератор был отключен по сигналу «Машина в опасности». Выяснилось, что в обмотке статора имел место обрыв фазы и машина проработала с несимметричной нагрузкой на двух фазах в течение двух часов.
Вскрытие генератора показало, что лобовые части обмотки статора покрыты каплями лака, а в расточке статора на длине 430 мм от торца вся поверхность покрыта слоем лака. Лобовые части обмотки статора со стороны возбудителя оказались покрытыми застывшими каплями алюминия и лака. На роторе было замечено выпучивание бронзовых клиньев, а сталь ротора имела цвета побежалости. На внутренней стороне обоих бандажных колец были обнаружены следы вытекания лака и оплавления алюминиевых седел. Со стороны возбудителя на седлах первых двух малых катушек обоих полюсов имелись потемневшие места, представлявшие собой спрессованный сплав алюминия, меди и изоляции. После снятия седел было обнаружено нарушение изоляции на отрезке длиной 100 мм между верхними витками катушек и седлами, а также выплавление верхних витков обмотки возбуждения у всех четырех катушек.
В результате этих повреждений и удлинений бочки ротора из-за нагрева произошло двойное замыкание обмотки возбуждения на корпус и потеря возбуждения. Вследствие сильного нагрева ротор удлинился настолько, что произошло механическое задевание вала ротора об алюминиевые уплотнения и крышку возбудителя. Баббит вкладышей обоих генераторных подшипников оказался частично выплавленным. Генератор выбыл в длительный аварийный ремонт.
Следует отметить, что почти все вышеприведенные рассуждения относились к турбогенераторам, роторы которых находятся в напряженном тепловом режиме, а их конструкция не способствует интенсивному отводу теплоты добавочных потерь, вызванных несимметричным режимом статора.
У явнополюсных машин — гидрогенераторов, синхронных компенсаторов и синхронных двигателей — условия охлаждения обмотки и массива ротора значительно лучше, чем у турбогенераторов, и поэтому по тепловому режиму эти машины допускают большие несимметрии по сравнению с турбогенераторами (20 % по току статора). В большинстве случаев допустимая несимметрия у гидрогенераторов ограничивается не тепловым режимом ротора, а повышенной вибрацией, возникающей при появлении поля обратной последовательности, создающего пульсирующий вращающий момент двойной частоты.