Основные характеристики асинхронного режима турбогенератора

В эксплуатации турбогенераторов асинхронный режим возникает главным образом после отключения возбуждения, которое может произойти либо в результате аварии системы возбуждения либо переключении с одной систе­мы возбуждения на другую (резервную). Аварии систем возбуждения состав­ляют большой процент среди общего числа аварий, поэтому вопрос о режи­ме, наступающем после потери возбуждения, всегда представлял практиче­ский интерес.

При переходе в асинхронный режим генератор начинает потреблять из се­ти значительную реактивную мощность, что обычно сопровождается пони­жением напряжения на зажимах генератора. При этом отдаваемую им актив­ную мощность необходимо уменьшить по сравнению с номинальной.

Режим такого рода является сравнительно редким для каждой машины, однако в масштабе крупной энергосистемы вероятность его появления высо­ка.

Практика показывает, что при продолжительной работе в асинхронном режиме более 1,5 ÷ 2 мин. активную нагрузку генераторов устанавливают рваной 0,4 ÷ 0,9 от номинальной активной мощности генераторов в синхронном режиме, предшествующем потере возбуждения.

Причины потери возбуждения распределяются следующим образом (в %):

· потеря возбуждения возбудителя - 18

· повреждения в цепи ротора - 18

· повреждение возбудителя - 16

· разрыв муфты возбудителя -12

· случайные отключения АГП - 14

· прочие причины - 22

С целью выяснения влияния асинхронного режима на генератор и на энергосистему проводятся исследования асинхронных режимов, вызываемых искусственно.

Асинхронный режим ограничивается следующими факторами:

· повышение тока статора за счет существенного возрастания реактивной составляющей;

· потери от вихревых токов в бочке ротора;

· увеличенные потери в торцовых частях статора;

· недостаток реактивной мощности в системе и понижение напряжения на зажимах генератора.

Для турбогенераторов малой и средней мощности (до 100 МВт) наиболь­шее значение имел обычно первый фактор. Практикой эксплуатации было установлено ограничение допустимого тока статора в асинхронном режиме. Потери в роторе при асинхронном режиме в целом обычно меньше, чем в синхронном режиме. Система непосредственного охлаждения обмоток рото­ра, эффективная в синхронном режиме, может оказаться неэффективной для асинхронного режима, так как основное выделение тепла в этом случае наблюдается в элементах ротора, не имеющих непосредственного охлаждения. Выделение потерь неравномерно, т.е. могут иметь место повышенные мест­ные нагревы.

Одно из основных опасений в машинах с непосредственным охлаждением обмотки ротора вызывает нагрев в местах перехода вихревых токов, замыкающихся по торцу бочки ротора, через контактные поверхности в пазовых клиньях и бандажном кольце (смотри рисунок 3).

Это может привести к местным нагревам и повреждениям краевых пазовых клиньев и носика бандажного кольца.

Серьезной опасностью является повышенный нагрев крайних пазовых клиньев ротора турбогенератора в асинхронном режиме вследствие недоста­точно определенного контактного сопротивления на пути перехода тока из клина в зубец бочки ротора.

По этим причинам современные фирмы не допускают работы крупных турбогенераторов в асинхронном режиме, предусматривая устройства защи­ты, отключающие генератор от сети при потере возбуждения почти без вы­держки времени. Кратковременная работа в асинхронном режиме приводит к повышенному старению машины и нерациональна для энергосистемы, по­скольку при потере возбуждения и переходе СГ на работу в асинхронном режиме в энергосистеме образуется обычно недопустимый дефицит реактивной мощности.

Кроме того, возникают трудности автоматического снижения активной нагрузки, требуемого при переходе в асинхронный режим, если до перехода машина работала в режиме номинальной нагрузки. Очевидно, что сразу по­сле выпадения из синхронизма с потерей возбуждения машина, работавшая в режиме нагрузки, будет ускоряться до тех пор, пока скольжение не будет со­ответствовать номинальной нагрузке.

При этом результирующий ток статора существенно превысит номинальный за счет возрастания реактивной состав­ляющей и посадки напряжения. Только по мере сравнительно медленного действия регулирования турбины активная нагрузка и скольжение будут уменьшаться до предельно допустимых. Поскольку речь идет о больших из­менениях электромагнитного вращающего момента при незначительных из­менениях скольжения, возможны сравнительно большие качания токов и электромагнитного вращающего момента при реальных характеристиках ре­гулирования первичного двигателя турбины.

Применение демпферной системы в торцовых зонах ротора существенно снижает опасность повышения местных нагревов в местах контактных пере­ходов тока из пазовых клиньев в тело ротора и в местах посадки бандажа.

Для уменьшения скольжения ротора в асинхронном режиме при заданной активной мощности желательно, чтобы обмотка возбуждения в этом режиме была короткозамкнута.

Для турбогенераторов мощностью 165 – 300 МВт с непосредственным га­зовым или жидкостным охлаждением обмоток статора и ротора допускается работа в асинхронном режиме без возбуждения в течение 15 мин. с активной нагрузкой до 40% от номинальной и с током статора 110% от номинального.