Асинхронный режим генератора

Контрольная работа

по дисциплине

«Режимы работы электрооборудования»

 

 

Вариант 6

Выполнил: студент гр. 4-70к

Зайцев А.А.

 

Проверил: ст. преп.

Батаева В.В.

 

Иваново 2017

СОДЕРЖАНИЕ

1. ЗАДАЧА.. 3

2. НЕНОРМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫРАБОТЫГЕНЕРАТОРА: НЕСИММЕТРИЧНАЯ НАГРУЗКА, АСИНХРОННЫЙ РЕЖИМ ГЕНЕРАТОРА И Т.П. 5

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ... 15

 

 

 

К.

ЗАДАЧА

Дано:

Подстанция с двумя РУ: РУ ВН-500 кВ и РУ СН-110 кВ. Для их связи установлен автотрансформатор связи АТДЦТН-250000/500/110. Максимальный переток мощности со стороны ВН к стороне СН равен 180 МВА.

Номинальная мощность автотрансформатора:

Номинальные напряжения обмоток:

Коэффициент трансформации между сторонами ВН и СН:

Коэффициент выгодности:

Номинальная мощность обмотки НН:

Найти:

Определить коэффициенты загрузки обмоток и допустимость режима работы при заданном перетоке мощности. Классифицировать режим работы автотрансформатора. При расчете принять, что коэффициенты мощности обмоток одинаковы и что обмотка НН не несёт нагрузки:

Решение:

Трехобмоточный автотрансформатор с обмотками ВН, СН и НН может работать в нескольких режимах – автотрансформаторном, трансформаторном и комбинированном.

По условию задачи передача номинальной мощности осуществляется с обмотки ВН на обмотку СН – это автотрансформаторный режим (Рисунок 1.1).

В общей обмотке проходит разность токов , поэтому последовательная и общая обмотки нагружены типовой мощностью.

Рисунок 1.1 – Автотрансформаторный режим передача мощности из ВН в СН

Коэффициент загрузки обмоток определяем по формуле:

Режим работы автотрансформатора допустим, если любая из обмоток не нагружается больше чем на типовую мощность .

При перетоке мощности в 180 МВА условие выполняется. Режим работы АТ допустим.

НЕНОРМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫРАБОТЫГЕНЕРАТОРА: НЕСИММЕТРИЧНАЯ НАГРУЗКА, АСИНХРОННЫЙ РЕЖИМ ГЕНЕРАТОРА И Т.П.

Несимметричная нагрузка

Несимметрия нагрузки обусловливается большим содержанием в общей нагрузке однофазных потребителей, вызывающих неравномерное потребление энергии по фазам (например, металлургические однофазные печи, электрифицированный транспорт и т.п.). Этот случай наиболее вероятен, когда потребитель указанной категории непосредственно соединён с генератором (например, на шины ГРУ ТЭЦ).

Несимметричные режимы при повреждении оборудования (отключение фазы линии электропередачи, отключение фазы выключателя, отключение фазы трансформатора или автотрансформатора) наиболее вероятны при высоких напряжениях (330 кВ и выше), когда применяется оборудование в однофазном исполнении. Такие неполнофазные режимы могут осуществляться в процессе эксплуатации и специально, например для пофазного ремонта или испытаний оборудования без его полного отключения, но с соответствующим ограничением передаваемой мощности.

Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ допускается длительная работа с разностью токов в фазах, не превышающей 12 % номинального тока для турбогенераторов и 20 % для синхронных компенсаторов и дизель-генераторов.

При несимметричном режиме в обмотке статора появляются токи обратной последовательности, магнитное поле которых, вращаясь относительно ротора с двойной угловой частотой, индуцирует в его элементах токи двойной частоты. Возникающий пульсирующий вращающий момент двойной частоты вызывает увеличение вибрации, которое наиболее заметно для гидрогенераторов. Для турбогенераторов, благодаря сравнительно небольшой разнице в магнитной проводимости по продольной и поперечной осям, этот момент и обусловливаемая им вибрация невелики и практически не влияют на ограничение допустимой мощности в несимметричном режиме. Для гидрогенераторов, наоборот, этот фактор может стать решающим для определения ограничения допустимой нагрузки при несимметрии токов в статоре.

Из-за ярко выраженного поверхностного эффекта при двойной частоте глубина проникновения h в массив бочки ротора магнитного поля двойной частоты и индуцируемых им токов невелика:

где ρ – удельное сопротивление материала, Ом∙мм; ω – угловая частота вихревых токов, рад/с; μ – магнитная проницаемость, В∙с/(А∙м).

Ввиду большой индуктивности обмотки ротора и сильного экранирующего действия массива ротора индуцируемые в обмотке ротора токи двойной частоты весьма малы и практически не оказывают сколько-нибудь заметного влияния на её тепловое состояние.

Роторы турбогенераторов выполняют из целой поковки и имеют большую поверхность. Поэтому основное влияние этих токов сказывается на тепловом состоянии массива бочки ротора и его элементов – зубцов, пазовых клиньев, бандажных колец. Фактически эти токи протекают в тонком поверхностном слое бочки ротора. Обычно эквивалентная глубина проникновения вихревых токов двойной частоты в роторах турбогенераторов не превышает нескольких миллиметров в зубцах и 10÷15 миллиметров в пазовых клиньях. При таком малом сечении линий тока эквивалентное сопротивление контуров их протекания весьма значительно, что обусловливает достаточно большие добавочные потери в роторе при несимметрии токов в статоре. Для большинства турбогенераторов с непосредственным охлаждением эти добавочные потери становятся равными номинальным потерям в роторе уже при токе обратной последовательности I₂, равном 0,22 номинального тока симметричного режима I_1ном, а при I₂ = I_1ном они превышают номинальные потери нормального симметричного режима в 15÷20 раз.

Наряду с увеличением общего уровня добавочных потерь имеет место также и неравномерный характер их распределения по поверхности ротора. Линии вихревых токов, охватывая всю поверхность бочки ротора, замыкаются через торцевые зоны, создавая в них высокую плотность тока. При этом замыкание линий вихревых токов в торцевых зонах происходит через зубцы, клинья, бандажные кольца и контактные поверхности между ними, имеющие повышенные электрические сопротивления. Эти факторы обусловливают значительные местные перегревы в торцевых зонах, которые по мере удаления от торцевых зон быстро падают, и на расстоянии 120÷130 мм они уже невелики (Рисунок 2.1). Тепловое состояние торцевых зон является основным критерием допустимости несимметричного режима для турбогенераторов.

Источником тепла в торцевой зоне является активная сталь ротора. Материал пазовых клиньев имеет более высокую теплопроводность и более низкую температуру размягчения. Поэтому тепловой поток будет направлен от стали ротора к пазовым клиньям, через которые и будет основной отвод его к охлаждающей среде. По сравнению со сталью ротора пазовые клинья являются более слабым в тепловом отношении элементом, ограничивающим величину тока обратной последовательности, при котором нагрев зубцов, пазовых клиньев и проводников обмотки ротора будет ещё безопасен для изоляции торцевых частей обмотки ротора.

 

Рисунок 2.1 – Распределение температуры добавочного нагрева ротора в несимметричном режиме

Несимметрию токов принято характеризовать коэффициентом несимметрии U, характеризующем относительное содержание тока обратной последовательности I₂ в токе нормального симметричного режима I₁. В нормальном симметричном режиме ток представляется только током прямой последовательности I₁.

В общем случае, при любой нагрузке генератора, относительный коэффициент несимметрии имеет вид Допустимая величина несимметрии определяется содержанием допустимого тока обратной последовательности в номинальном токе статора в нормальном симметричном режиме: Допустимость несимметричных (неполнофазных) режимов оценивается сравнением фактического коэффициента несимметрии с допустимым по условию нагрева ротора генератора. Работа в этих режимах возможна при условии, что

Для определения коэффициентов несимметрии необходимо знать величины токов прямой и обратной последовательностей.

Из теории симметричных составляющих известны выражения для токов прямой, обратной и нулевой последовательностей:

Обмотки статора серийных турбогенераторов обычно соединяют по схеме звезды без заземления нулевой точки. Поэтому составляющая нулевой последовательности в фазных токах генератора отсутствует. Тогда по известным токам в фазах можно определить симметричные составляющие прямой и обратной последовательности.

Так как допустимая величина токов обратной последовательности регламентируется нагревом ротора, то при нагрузках, меньших номинальных, может быть допущена несимметрия больше регламентируемой по ПТЭ. Чем больше ток нагрузки, тем больше при одинаковой несимметрии величина тока обратной последовательности.

Располагаемая мощность турбогенератора при несимметричных режимах определяется допустимыми величинами вибрации, тока статора в наиболее загруженной фазе и температур активных частей для данного класса изоляции.

Наряду с режимами длительно допустимой несимметрии в условиях эксплуатации возможны и режимы с кратковременной несимметрией. Наиболее опасными из них являются несимметричные короткие замыкания.

В этом случае следует оценить способность генераторов выдерживать кратковременные тепловые перегрузки ротора. Критерий допустимости этого режима приводится в интегральной форме:

где – среднеквадратичное значение эффективного тока обратной последовательности, о.е.: τ – длительность протекания тока обратной последовательности, с; Т – интегральный критерий термической стойкости турбогенератора, с.

Физическая сущность интегрального критерия термической стойкости генератора состоит в следующем: при адиабатном нагреве (т. е. без теплообмена с окружающей средой) некоторого однородного тела определённого объёма повышение его температуры будет одинаковым при разных токах, но при таких длительностях их протекания, что количество теплоты, сообщаемое телу, будет оставаться неизменным.

Основными условиями определения критерия термической стойкости являются непревышение предельно допустимого нагрева торцевой зоны ротора в 200 °С и отсутствие повреждения элементов торцевой зоны.

Для генераторов с непосредственным охлаждением ротора линейная токовая нагрузка и электромагнитное использование активных материалов больше, чем у генераторов с косвенным охлаждением. Поэтому допустимая длительность несимметричного режима и интегральный критерий термической стойкости для них меньше.

Асинхронный режим генератора

Асинхронный режим работы синхронного генератора возникает при потере возбуждения либо в результате нарушения динамической устойчивости параллельной работы его в электрической системе. Ниже рассматривается 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 замыканием 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 достаточно быстро восстановлено и генератор продолжает работать в нормальном 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.

По мере уменьшения тормозящего синхронного электромагнитного момента генератора на валу агрегата появляется положительный избыточный момент

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 формулу скольжения для генератора представлять в несколько «перевернутом» виде;

или

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 (Рисунок 2.2).

Рисунок 2.2 – Зависимости моментов на валу турбоагрегата от частоты вращения при потере возбуждения

Снижение вращающего момента турбины будет продолжаться до тех пор, пока он не уравновесится возрастающим асинхронным моментом генератора (Рисунок 2.2). При снижении синхронного момента (Рисунок 2.2) 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 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 предшествовавшей 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.

где и – 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 рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 – Характер периодических пульсаций асинхронного момента на валу генератора в зависимости от угла сдвига 0 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 возбуждения.

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.

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

При этом растут и потери в роторе 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.

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

или

В случае возникновения асинхронного режима при потере возбуждения, 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 (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 (Рисунок 2.4).

Рисунок 2.4 – Средний асинхронный момент турбогенератора:

1 – обмотка возбуждения разомкнута: 2 – обмотка возбуждения замкнута накоротко 3 – обмотка возбуждения замкнута через гасительное сопротивление

Пунктиром показаны характеристики при разомкнутой обмотке возбуждения

для генераторов 300 МВт (4) и 500 МВт (5).

Составляющая поля, вращающаяся согласно вращению ротора (прямое поле), имеет относительно вращающегося поля статора угловую скорость и наводит в статоре токи с частотой , 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.

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 (Рисунок 2.4, характеристика 3).

Опытом эксплуатационных испытаний 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

2) ток в обмотке статора в асинхронном режиме не должен быть больше 110% номинального

3) допустимая длительность асинхронного режима не более 30 минут;

4) допустимая активная мощность не должна превышать 0,5÷0,7 номинальной при выполнении предыдущих условий и ограничении потребления 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 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 0,4 от Р_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.

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

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Баженов И.А, Марьянова С.И. Режимы работы основного электрооборудования электрических станций: Учеб. пособие. – 2-е изд., перераб. и доп. / ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина». – Иваново, 2011 – 148 с.

 

2. Баженов И.А, Марьянова С.И. Сборник расчетных заданий к лабораторным работам по курсу «Режимы работы электрооборудования электрических станций»: Учебно-метод. пособие. – ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина». – Иваново, 2012 – 52 с.

 

3. Studfiles – Режим доступа: https://www.studfiles.ru/preview/5428402/page:9/.