СКАЧАТЬ:  Kursovaya_rabota.zip [698,81 Kb] (cкачиваний: 110)  

Содержание

Введение. 5

Исходные данные. 6

1 Выбор синхронного генератора, его основные параметры и система возбуждения. 8

1.1 Выбор синхронного генератора и его основные параметры.. 8

1.2 Система возбуждения. 8

1.3 Система охлаждения. 11

2 Действия оперативного персонала при пуске, синхронизации, наборе нагрузки и останове блока 13

2.1 Пуск энергоблока. 13

2.2 Пуск энергоблока из холодного, неостывшего и горячего состояния. 14

2.3 Причины планового и немедленного останова. 15

3 Определение допустимости работы в нормальном режиме. 16

4 Определение тока возбуждения генератора различными способами. 18

4.1 Характеристика холостого хода. 18

4.2 Характеристика короткого замыкания. 18

4.3 Спрямленная характеристика холостого хода. 18

4.4 Графическое определение тока ротора. 19

4.5 Графическое определение тока ротора по спрямленной х. х. х. 21

5 Определение допустимости работы синхронного генератора в режиме компенсатора. 23

6 Критерии допустимости асинхронного и несимметричного режимов работы генератора. 24

6.1 Асинхронный режим работы.. 24

6.2 Несимметричный режим работы.. 25

7 Расчет времени пуска и выбега агрегатов секции собственных нужд. 27

7.1 Выбор двигателей. 27

7.2 Описание графоаналитического метода определения пуска и выбега. 27

7.3 Расчет времени пуска и выбега агрегата с вентиляторным моментом сопротивления. 29

7.4 Расчет времени пуска и выбега агрегата с постоянным моментом сопротивления. 32

7.5 Проверка двигателя на нагрев. 34

8 Расчёт самозапуска для секции собственных нужд. 38

8.1 Определение самозапуска. 38

8.2 Выбор схемы рабочего и резервного питания с.н. 39

8.3 Определение агрегатов с.н., участвующих в самозапуске. 42

8.4 Расчет самозапуска группы двигателей. 42

8.5 Расчет самозапуска на ЭВМ... 43

Заключение. 54

Приложение А (справочное) Библиографический список. 55

Введение

На любой ЭС генераторы являются самыми дорогими и важными агрегатами. Рост единичной мощности агрегатов, совер­шенствование и разработка новых конструкций электрического оборудования, упрощение схем и компоновок, новые режимы выдвигают пе­ред персоналом электростанций новые вопро­сы, новые требования к уровню знаний и ква­лификации работников эксплуатации.

Непрерывное увеличение энергетических мощностей в нашей стране привлекает в энер­гохозяйство все большее количество молодых специалистов, что вызывает необходимость опыта в эксплуа­тации электрического оборудования тепловых электростанций, энергосистем с учетом совре­менных требований Правил устройства элект­роустановок, Правил технической эксплуата­ции электростанций и сетей, циркуляров и ре­шений Министерства энергетики и электрифи­кации РФ.
Исходные данные

Вид основного топлива электростанции – газ.

Мощность блочного турбоагрегата .

Мощность турбогенератора .

Состав агрегатов собственных нужд приведены в таблице 1,а принятые обозначения в таблице 2.

Таблица 1 – Состав механизмов собственных нужд

Таблица 2 – Обозначения, принятые в таблице 1

В таблице 3 указан диспетчерский график нагрузки.

Таблица 3 – Диспетчерский график нагрузки

1 Выбор синхронного генератора, его основные параметры и система возбуждения

1.1 Выбор синхронного генератора и его основные параметры

В соответствии с заданием курсовой работы принимается турбогенератор ТВВ-220-2ЕУЗ. Параметры его приведены в таблице 4.

Таблица 4 – Параметры турбогенератора ТВВ-220-2ЕУЗ

Продолжение таблицы 4

Примечание:

1. В типе генератора: Т – турбогенератор, ВВ – водородно-водяное охлаждение обмоток. Число после первого дефиса – номинальная мощность, МВт; число после второго дефиса – количество полюсов; Е – принадлежность к единой унифицированной серии; буква У – для работы в районах с умеренным климатом; цифра 3 – для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

2. Буквой В обозначено водородное охлаждение, Н – непосредственное, Водой – водяное.

3. В типе систем возбуждения ТН – тиристорная система независимого возбуждения с возбудителем переменного тока.

1.2 Система возбуждения

У генератора ТВВ-220-2ЕУЗ тиристорная система независимого возбуждения с возбудителем переменного тока. Ее структурная схема приведена на рисунке 1.

Вспомогательный генератор переменного тока GA (типа ВТ-6000) связан непосредственно с валом турбогенератора и питает обмотку возбуждения турбогенератора выпрямленным током через три комплекта тиристорных преобразователей VD1-VD3, собранных по трехфазной схеме. Системы управления тиристорных преобразователей AVD1-AVD3, получая импульсы от АРВ-G, регулируют режим возбуждения изменением угла регулирования тиристоров в пределах 0—160° (при х. х. 79—81, при номинальном режиме 59, в режиме форсировки 0, при гашении поля 132—137°).

Вспомогательный генератор GA возбуждается по схе­ме самовозбуждения через выпрямительный трансфор­матор Т_Ви тиристорный преобразователь VDGA, со­бранный также по трехфазной мостовой схеме (на тиристорах типа ТЕ8-320/460-Н-1VУ).

В схеме возбужде­ния вспомогательного генератора установлен контактор гашения поля с гасительным резистором R_Г, преду­смотренный на случай отказа схемы перевода преобра­зователя VDGAпри гашении поля в инверторный режим.

Начальное возбуждение вспомогательного генерато­ра при пуске агрегата осуществляется от аккумулятор­ной батареи через добавочный резистор R_Д.

Регулирование возбуждения вспомогательного гене­ратора производится вручную или от АРВ-GAпропорционального действия воздействием на систему управле­ния AVDGA преобразователя VDGA, изменяющую угол регу­лирования тиристерев. Тиристорные преобразователи VD-1 - VD-3 (тип тиристоров ТВ8-200/825-Н-2У4) охлаж­даются дистиллятом от системы охлаждения генератора, преобразователь VDGA имеет воздушное охлаждение.

Система возбуждения обеспечивает работу турбоге­нератора в режимах начального возбуждения, х. х., на­грузки, форсировку возбуждения и гашение поля.

Операция начального возбуждения начинается вклю­чением контактора гашения поля в схеме возбуждения вспомогательного генератора и переводом преобразова­теля VDGAиз инверторного режима в выпрямительный (релейная аппаратура преобразователей на схеме не по­казана). После подачи напряжения от аккумуляторной батареи напряжение возбудителя увеличивается до 10% U_в.ном, затем отключаются цепи от аккумуляторной ба­тареи и продолжается самовозбуждение возбудителя. После того как U_в станет равным 0,7U_в.ном, переводятся в выпрямительный режим тиристорные преобразователи VD1 - VDЗ в цепи обмотки возбуждения генератора, вступает в действие АРВ возбудителя и устанавливает номинальное напряжение на обмотке возбуждения гене­ратора, соответствующее х. х. Устройство АРВ турбоге­нератора поддерживает заданное напряжение на его вы­водах при подготовке его к включению.

Изменение режима возбуждения работающего турбо­генератора производится воздействием на уставку уст­ройства ПУН АРВ-G, а при работе без АРВ — непо­средственным воздействие на аппаратуру панели систем управления тиристорных преобразователей.

В процессе эксплуатации при осмотрах аппаратуры системы возбуждения следует особое внимание уделять проверке распределения токов между параллельно вклю­ченными тиристорными преобразователями, надзору за появлением течей в системе их охлаждения, контролю за температурой дистиллята на входе (должна быть в пределах 20—40°С), за перепадом давлений дистиллята (1,5 кгс/см2), расходом дистиллята (на три преобразователя он должен быть не менее 12 до3/ч) и т. д. Не реже 1 раза в год должно быть проверено напряжение сраба­тывания защитного разрядника (2400В).

В системе возбуждения предусмотрены защиты с дей­ствием на гашение поля турбогенератора, гашение поля вспомогательного генератора, возможность автоматиче­ского и ручного регулирования возбуждения, ограниче­ние тока возбуждения или запрет форсировки, съем управляющих импульсов с тиристорных преобразовате­лей, включение защитного сопротивления параллельно обмотке возбуждения турбогенератора.

Не допускается работа турбогенератора: длительно без АРВ-G; с системой возбуждения, имеющей один из трех параллельно включенных тиристорных преобразо­вателей; с замыканием на землю в цепях возбуждения.

Все тиристорные системы возбуждениям АРВ сильного действия обеспечивают пуск генератора с включе­нием в сеть методом точной синхронизации или самосинхронизации, эксплуатационные режимы от х. х. до номинальной нагрузки, режимы форсировки (кратность 2U_в.ном и 2I_в.ном), гашение поля и развозбуждение.

Эксплуатация тиристорных возбудителей достаточно проста. Подготовка их к работе заключается в том, что­бы обеспечить нормальную работу системы охлаждения и собрать электрические схемы. В схемах охлаждения тиристорных преобразователей предусмотрены контроль протока воды через охладители с помощью струйных реле, контроль перегорания силовых предохранителей, устройство ограничения степени и длительности форсировки возбуждения.

При появлении сигналов о возникших ненормальностях в работе вспомогательных устройств системы воз­буждения должны быть немедленно приняты меры к их устранению в соответствии с местными инструкциями. Должны быть обеспечены особые меры надежности пи­тания систем управления от шин с. н. 380 В, так как пре­кращение питания вызывает автоматический вывод из работы тиристорного преобразователя.

Во время нормальной остановки турбогенератора от­ключение тиристорной системы возбуждения производит­ся после разгрузки генератора по активной и реактивной мощности.

Тиристорные возбудители просты и надежны в экс­плуатации, имеют стабильные характеристики и явля­ются наиболее перспективными. Тиристорные возбудители сохраняют работоспособность при глу­боких посадках напряжения, что важно для обеспече­ния устойчивости при близких к.з. [1, § 2-4].

1.3 Система охлаждения

Турбогенераторы с непосредственным охлаждением водой обмот­ки статора и водородом обмотки ротора являются в настоящее вре­мя наиболее совершенными электрическими машинами, выраба­тывающими электрическую энергию. Вода обладает теплоемко­стью, теплопроводностью и теплоотводящей способностью, намного превосходящими аналогичные физические свойства воздуха и во­дорода. Это позволяет интенсивно отводить теплоту при более вы­соких плотностях тока в обмотках, а следовательно, выполнять ге­нераторы большей мощности без существенных изменений их габа­ритов.

В турбогенераторах серии ТВВ мощностью 165—1200 МВт во­дой охлаждается только обмотка статора; сердечник статора и обмотка ротора охлаждаются водородом, как и в генераторах серии ТВФ.

Для непосредственного охлаждения обмотки статора часть элементарных проводников стержней выполнена с внутрен­ними каналами для циркуляции воды. Эти полые проводники име­ют большие размеры, и поле пазового рассеяния наводит в них вихревые токи, создающие повышенные добавочные потери. Для уменьшения потерь, остальные проводники выполняются сплошны­ми.

Вода, используемая для охлаждения обмотки статора, находя­щейся под высоким напряжением, должна обладать хорошими ди­электрическими свойствами. Поэтому для охлаждения применяют дистиллят (обессоленную воду). Благодаря высокой теплоотводящей способности воды ее температура практически равна темпе­ратуре охлаждаемого проводника; следовательно, путем измене­ния температуры воды и ее количества можно регулировать тем­пературу обмотки таким образом, чтобы поддерживать равенство температур меди и изоляции. Это необходимо для предотвращения перемещения вследствие температурного расширения меди обмот­ки относительно изоляции. При непосредственном водяном охлаж­дении распределение температуры вдоль обмотки получается зна­чительно более равномерным, чем при непосредственном газовом охлаждении.

Конструкция турбогенератора серии ТВВ показана на рисунке 2.

Внутри корпуса статора установлены два кольцеобразных коллек­тора со стороны турбины, соответственно для подачи и слива воды. Коллекторы представляют собой кольцевые медные трубы, расположенные на опорных изоляторах, которые крепятся к нажимной плите статора. Соединение коллекторов с внешним тру­бопроводом осуществляется с помощью проходных изоляторов. (Изо­ляция коллекторов от корпуса позволяет измерять сопротивление изоляции обмотки статора при заполнении полых проводников во­дой. Вода подается (и отводится) в головки стержней через шлан­ги из электроизоляционного материала. Из каждой головки вода поступает одновременно в два стержня и двумя параллельными по­токами проходит к головкам обмотки со стороны контактных ко­лец.

Здесь вода переходит через медные соединительные трубки в последующие стержни и по ним в обратном направлении возвра­щается в кольцевой коллектор нагретой воды. Выводы обмотки ста­тора и соединительные шины также охлаждаются водой. Нагретая вода из коллектора подается в теплообменники, где охлаждается. Вода в системе охлаждения непрерывно механически и химически обрабатывается. Убыль воды пополняется конденса­том из паротурбинной установки.

Турбогенераторы серии ТВВ имеют различные схемы газового охлаждения сердечника статора.

Первые турбогенераторы ТВВ-320-2 имели однострунную радиальную систему вентиляции, работающую по вытяжной схеме, но четыре газоохладителя расположены в них вертикально. Недо­статком радиальной схемы является неравномерное распределение газа в каналах по длине сердечника и связанное с этим повышение температуры газа в зазоре, что ухудшает условия охлаждения са­мовентилирующегося ротора. Поэтому для последующих генера­торов ТВВ-320-2, а также для ТВВ-165-2 и ТВВ-500-2 была приме­нена одноструйная радиально-тангенциальная схема вентиляции. Холодный газ из входных отсеков проходит в радиаль­ные каналы сердечника, охлаждает его и поступает в зазор. Здесь газ перемещается в тангенциальном направлении и опять через ра­диальные каналы сердечника поступает в выходные отсеки нагре­того газа. Радиальный поток водорода охлаждает также массивный медный кольцевой экран, расположенный непосредственно под на­жимной плитой на нажимных пальцах. Экран снижает перегрев крайних пакетов статора от вихревых токов, создаваемых полями лобового рассеяния.

В машинах поздних выпусков, от TBB-I65-2 до ТВВ-500-2, применена более совершенная двухструнная схема охлаждения ло­бовых частей.

Входные отверстия расположены в угловых частях витков, и че­рез них холодный газ подается раздельно в продольные и тангенци­альные части. Поток газа, проходящий по тангенциальным частям, через отверстия в витках выходит к валу, проходит в пазы в боль­ших зубцах ротора и далее выбрасывается в зазор. Для создания входных и выходных зон газа под лобовыми частями имеются пере­городки с резиновым уплотнением [7,§ 1-6].

2Действия оперативного персонала при пуске, синхронизации, наборе нагрузки и останове блока [1, § 3-2; 8, § 5-1; 9, § 4-1, 4-2; 10, § 6-1]

2.1 Пуск энергоблока

Пуск генератора является ответственной опе­рацией в процессе включения его в работу.

Процедура пуска энергооборудования разбивается па нес­колько этапов: подготовку к пуску, растопку котельного агре­гата, прогрев паропроводов и запорной арматуры, прогрев тур­бины, синхронизацию генератора, нагружение турбогенератора.

В нормальных условиях подготовка к пуску турбоге­нератора должна начинаться заблаговременно, после окончания монтажных или ремонтных работ. К подготовительным работам перед пуском тур­богенератора относятся: выполнение тщательного осмотра агрегата и его вспомогательного оборудования систем маслоснабжения, систем охлаждения, систем возбужде­ния, состояния первичных и вторичных электрических цепей защит, коммутационной аппаратуры, проверка со­стояния изоляции обмоток статора, ротора, цепей воз­буждения и всего вспомогательного электрического обо­рудования.

В процессе растопки котельного агрегата и повышения параметров пара должен под­держиваться надежный гидравлический и температурный ре­жим парогенерирующих экранов. Прогрев оборудования при его пусках не должен вызывать опасных температурных напряжений и тепловых ударов.

В электрической части перед пуском генератора не­обходимо проверить полное окончание всех работ. Если он был в ремонте, тщательно осмотреть собственно гене­ратор, его камеру выводов, ячейку распределительного устройства со всей аппаратурой, проверить состояние щеточных аппаратов, проконтролировать давление воды в подводящих магистралях и газоохладителях, исправ­ность элементов системы водяного охлаждения обмоток генератора, выпрямительных установок систем воз­буждения и пр. Все детали операций при осмот­ре предусматриваются местными инструкциями в за­висимости от особенностей оборудования. Произво­дится опробование коммутационных аппаратов (АГП, выключателей), проверяется действие всех устройств сигнализации и защиты.

Перед пуском генератора должна быть проведена проверка состояния изоляции. После проверки состояния изоляции гене­ратора и всего электрического вспомогательного обору­дования начинается последовательное включение в работу вспо­могательных механизмов систем маслоснабжения под­шипников и охлаждения агрегата.

Важным моментом при пуске, требующим серьезного внимания персонала, является толчок ротора турбогене­ратора. При прослушивании турбогенератора не должно быть появления стука, задевания во всех механических узлах. С появлением металлического задевания вращающихся частей генератора, повышенной вибрации, нарушения нормальных параметров систем маслоснабжения уплот­нений и подшипников, системы охлаждения, повышен­ных нагревов машины должны быть приняты меры к их устранению, после чего можно продолжить пуск турбо­генератора.

Скорость подъема частоты вращения турбоагрегата определяется условиями прогрева турбины. Критические скорости для роторов турбины и генератора, известные для каждого агрегата, необходимо проходить при подъ­еме частоты вращения без задержек во избежание появления опасных вибраций агрегата. При пуске генера­тора после капитальных ремонтов по мере увеличения частоты вращения должно проводиться измерение со­противления изоляции обмотки ротора при разных частотах вращения для выявления возможных дефектов изоляции, которые могут проявиться под действием цен­тробежных сил.

После достижения номинальной частоты вращения агрегата персонал должен убедиться в отсутствии ненор­мальных отклонений в работе вращающихся частей ге­нератора и перейти к операциям по подготовке включе­ния генератора в сеть.

Скорость повышения напряжения на генераторах не ограничивается; запрещается возбуждение генераторов с водяным охлаждением обмоток при отсутствии цирку­ляции воды в обмотках.

При необходимости перед включением генератора в сеть проводится фазировка.

Синхронные ге­нераторы могут включаться на параллельную работу способом точной синхронизации и способом самосинхро­низации.

2.2 Пуск энергоблока из холодного, неостывшего и горячего состояния

«Холодным» называют состояние оборудования после про­должительных простоев, когда котел охлаждается настолько, что давление среды в нем близко к атмосферному, а темпера­тура наиболее горячих узлов турбины (например, паровпуска ЦВД) не превышает 150 °С. Это состояние достигается обычно после простоя в течение 3—5 суток.

«Горячим» называют со­стояние оборудования при простоях до 8 ч после остановки, когда в котле еще сохраняется избыточное давление среды, а температура наиболее горячих узлов турбины равна 400— 420 °С.

При температуре ЦВД 150-260⁰С применяется пуск из неостывшего состояния. Такая температура может быть после простоя энергоблока от 24 до 36 часов.

Из холодного состояния энергоблок пускают с последовательным нарастанием выработки пара и его параметров. Свежий пар в турбину подают перегретым не менее чем на 50⁰С по сравнению с температурой насыщения. В неостывшую турбину при пуске подают пар с температурой за паровыпускными клапанами выше температуры наиболее нагретых частей турбины на 50⁰С и более.

Пуск энергоблока из холодного состояния включает в себя следующее:

1.Производится растопка котла, то есть плавный прогрев толстостенных элементов котла (коллекторов, барабана котла, паросборной камеры, пароводов).

2.Плавный прогрев толстостенных элементов турбины – пароперепускные трубы, стопорный клапан, цилиндр турбины, ротор турбины, при этом строго контролируется относительное перемещение ротора относительно турбины и соблюдается критерий надёжности турбины.

3.Подготовка толчковых параметров пара перед турбиной. При достижении температуры 280-300⁰С и давления пара 20 атм в зависимости от мощности турбины, производится плавный толчок турбины путём открытия стопорного клапана и регулировочного клапана турбины для подъёма оборотов до уровня 500 об/мин. После прослушивания плавно поднимаются обороты до уровня 1100-1200 об/мин с последующей выдержкой на этих оборотах около 40 минут для прогрева турбины и прослушивания.

4.Плавный подъём оборотов с 1200 до 3000 об/мин, при этом должны быть быстро пройдены критические числа оборотов. После стабилизации частоты вращения производится замер вибрации турбины и температуры подшипников (не более 80⁰С), а также производится контроль тепломеханического состояния турбины.

5.Подготовка и запуск генератора.

Пуск из неостывшего состояния осуществляется точно также как из холодного. Толчковые параметры острого пара подбираются в зависимости от температурного состояния паровпуска ЦВД, при этом температура острого пара должна быть выше температуры самой нагретой части турбины или паровпуска на 80-100⁰С. При выходе на частоту вращения турбины порядка 1000-1200 об/мин выдержка для прогрева составляет 30 мин. при выходе на частоту вращения 3000 об/мин необходимо следить за вакуумом в конденсаторе. Он должен быть не ниже 0,88% и в последствии вакуум должен расти.

При пуске из горячего состояния обороты в турбине поднимают вначале до 500 об/мин – для прослушивания, а потом плавно в течение 15 мин до 3000 об/мин. При этом вакуум в конденсаторе должен составлять 0,9-0,96 %.

2.3 Причины планового и немедленного останова

Причины планового останова:

1.планово-предупредительный ремонт;

2.изменение графика нагрузки (например при переходе на летнее время).

Причины немедленного останова блока действием защиты или персонала:

1.при возникновении междуфазных коротких замыканий во внешней сети, на аппаратах и ошиновке генераторного присоединения или в самом генераторе последний автоматически отключается соответствующей релейной защитой;

2.для турбогенераторов мощностью 150 МВт и более работа с заземлением одной фазы недопустима, и при срабатывании защиты нулевой последовательности на стороне генераторного напряжения на сигнал генератор должен быть без осмотра разгружен и отключен от сети;

3.турбогенератор должен быть немедленно отключен от сети автоматом безопасности турбины при появлении дыма, огня, угрозы жизни людей, аварийно нарастающей вибрации;

4.в случае появления резкого отклонения теплового режима генератора (увеличение перегрева активных частей, увеличение температуры охлаждающего газа), если проверка состояния устройств системы охлаждения и принятые меры не дали результатов, генератор следует разгрузить и отключить от сети;

5.если турбина разрешает работу в беспаровом режиме в течение некоторого времени, но возбуждение восстановить невозможно, генератор должен быть немедленно отключен от сети.

Согласно ПТЭ п 4.5.18. Блок должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом в случаях:

а) останова котла моноблока или обоих котлов дубль блока;

б) отключения турбины, связанного с ее повреждениями или опасными нарушениями режима работы;

в) отключения генератора или трансформатора блока из-за внутреннего повреждения;

г) отключения всех питательных насосов;

д) образования сквозных трещин или разрыва тельного трубопровода, паропровода, корпуса деаэратора;

е) потери напряжения на всех приборах теплотехнического контроля;

ж) пожара, угрожающего обслуживающему персоналу или оборудованию.

3Определение допустимости работы в нормальном режиме

Нормальными режимами генератора являются такие, при которых он работает с номинальными параметрами, указанными на заводском щитке и паспорте, или с отклонениями от них, но в пределах, допустимых по ГОСТ или техническим условиям. К основным параметрам генератора относятся: полная мощность, напряжение и ток статора, ток ротора, коэффициент мощности, частота, температура и давление охлаждающей среды. В нормальных условиях для обеспечения длительной бесперебойной работы генератора эти параметры должны строго выдерживаться [10, § 5-2].

Для анализа режимов генератора пользуются диаграммой мощности, приведённой на рисунке 3.

Вначале строятся вектора U_н,I_н·х_d, Е_qн. Затем, вектора умножаются на U_н/х_d. Получается, что отрезок АВ соответствует активной мощности генератора; ОВ – реактивной; ОА – полной. Таким образом возможен анализ режимов генератора с помощью векторной диаграммы.

Дуга, образованная вращением вектора АС, ограничивает зону по нагреву ротора; ОА – по нагреву статора; ВD– зона по нагреву торцевых зон; EF– зона ограничения по устойчивости. При изменении режима работы генератора положения векторов меняется, то есть изменяется положение точки А. В зависимости от того в какой области диаграммы данная точка находится можно судить о том, работает ли генератор без перегрузок, т.е. точка А лежит в области, ограниченной вышеуказанными кривыми, или же генератор перегружен, т.е. точка А лежит за пределами данной области.

На диаграмме мощности нанесены точки всех режимов:

·без « ' » - точки заданного режима генератора;

·со « ' » - точки рекомендуемого режима работы генератора.

В таблице 5 приведены результаты анализа графика нагрузки, оценка режима в каждой точке и возможные действия персонала по его изменению.

Таблица 5 – Анализ диспетчерского графика нагрузки

Примечания:

1. Генератор статически неустойчив. Необходимо уменьшить потребление реактивной мощности.

2. Генератор работает с перегрузкой по ротору и по статору. Необходимо уменьшить выработку реактивной мощности за счёт уменьшения тока в обмотке возбуждения.

3. Генератор работает без перегрузок. Изменение режима работы не требуется.

4. Генератор работает с перегрузкой по ротору. Необходимо уменьшить выработку реактивной мощности за счёт уменьшения тока в обмотке возбуждения.

5. Генератор работает с номинальными параметрами. Изменение режима работы не требуется.

6. Генератор работает с перегрузкой по ротору и по статору. Необходимо уменьшить выработку реактивной мощности за счёт уменьшения тока в обмотке возбуждения.

4Определение тока возбуждения генератора различными способами

4.1 Характеристика холостого хода

Характеристика холостого хода, представленная на рисунке 4, U=f(i_в)при I=0 и n=constопределяет зависимость напряжения U или э. д. с. Е₀ от тока возбуждения.

Снятие характеристики производится при разомкнутых выводах обмотки статора.

Нелинейность характеристики объясняется явлением насыщения магнитной цепи машины при росте I_в, что особенно проявляется в области выше U_ном.

Средняя штриховая х. х. х. представляет собой расчетную х. х. х. В таблице 6 представлены значения нормальной (расчетной) характеристики холостого хода [1, § 2-1, 5, § 11-2].

Таблица 6

Рисунок 4 - Характеристика холостого хода и короткого замыкания

4.2 Характеристика короткого замыкания

Характеристика короткого замыкания ( рисунок 4 ) I_к=f(i_в) при U=0 и n=const снимается при замкнутых выводах генератора. Прямолинейность х. к. з. указывает на то, что магнитное состояние генератора в режиме установившегося к.з. близко к ненасыщенному [1, § 2-1].

4.3 Спрямленная характеристика холостого хода

Существует 2 вида спрямлённых характеристик: ненасыщенная (проводится как касательная к началу нормальной характеристики холостого хода) и насыщенная (проводится через начало координат и точку с координатами (1;1)).

4.4 Графическое определение тока ротора

Графически ток ротора можно определить из диаграммы Потье, представленной на рисунке 5.

Диаграмма строится в о.е. На одной координатной плоскости строятся характеристики холостого хода и короткого замыкания (по известному значению ОКЗ=1/ x_d).

Напряжение статора Uоткладывается по оси ординат, направление тока I под углом φ_н к U, э. д. с. Е_σ определяется как геометрическая сумма Uи падения напряжения в со­противлении рассеяния I·x_σ (x_σ = x''_d – 0,025)_·

Из начала координат проводится дуга, радиусом Е_σ, до пересечения с осью ординат, далее на х.х.х. и на ось абсцисс (точка С на рисунке 5). Из т.С под углом γ+φ_н откладывается луч, СД=АЕ. Проводится дуга, радиусом ОД, до пересечения с осью абсцисс, тогда ОК=i_вн.

ОА – отрезок, пропорциональный току возбуждения ротора для создания намагничивающей силы рассеяния. ОС - отрезок, пропорциональный току возбуждения ротора для создания намагничивающей силы зазора. АЕ - отрезок, пропорциональный току возбуждения ротора для создания намагничивающей силы якоря.

Из диаграммы Потье определяется i_вн*=2,64 о.е.

В именованных единицах i_вн, А

, (1)

где - ток холостого хода;

А.

Погрешность при сравнении со справочным значением тока возбуждения составляет

, (2)

.

4.5 Графическое определение тока ротора по спрямленной х. х. х.

Диаграмма для определения тока ротора по спрямленной х.х.х., представлена на рисунке 6.

Диаграмма строится в о.е. Напряжение статора U откладывается по оси ординат, направление тока I под углом φ_нк U, э. д. с. Е_q определяется как геометрическая сумма Uи падения напряжения в со­противлении x_d·

Из начала координат проводится дуга, радиусом Е_q, до пересечения с осью ординат, далее на спрямленную х.х.х. и на ось абсцисс.

Из диаграммы определяется i_вн*(I)=2,21 о.е., i_вн*(II)=2,55 о.е.

В именованных единицах i_вн, А

А,

А.

Погрешности при сравнении со справочным значением тока возбуждения составляют

,

.

Значение ЭДС за синхронным индуктивным сопротивлением, В

, (3)

В.

Значение угла нагрузки

.

5Определение допустимости работы синхронного генератора в режиме компенсатора

Турбогенераторы могут работать в режиме синхронного компенсатора. Турбогенераторы используют как компенсаторы при продолжительном ремонте турбин или при низких технико-экономических показателях агрегатов, а также в часы наименьших нагрузок энергосистем.

Генераторы чаще работают в режиме перевозбужденного синхронного компенсатора с выдачей реактивной мощности в сеть, когда потребители находятся вблизи электростанции. В таком режиме генераторы могут работать неограниченное время. В часы наименьших нагрузок, а также в тех случаях, когда электростанция связана с потребителями длинными линиями электропередачи, возникает необходимость использования генераторов в режиме недовозбужденного синхронного компенсатора (при токах возбуждения меньше тока холостого хода) с потреблением реактивной мощности из сети. Возможность продолжительного использования генераторов в таком режиме должна быть доказана для каждого отдельного случая.

Турбогенератор может работать в режиме синхронного компенсатора вместе с турбиной и без неё. Однако в первом случае создаются опасные перегревы лопаток турбины. Для их устранения, а также для уменьшения активной мощности, потребляемой из сети, целесообразно отсоединять генератор от турбины путём расцепления соединительной муфты. При необходимости создания в системе вращающегося резерва, а также при чередовании работы агрегата в режиме генератора и режиме синхронного компенсатора генератор оставляют соединённым с турбиной. В этом случае охлаждение лопаток турбины производят путём пропуска небольшого количества пара, определяющего наименьшую допустимую активную мощность (технический минимум), с которой может длительно работать турбина и соответственно турбогенератор. Эта мощность зависит от типа и мощности турбины и примерно равна 10-20% её номинальной мощности.

Пуск агрегата, работающего в режиме синхронного компенсатора совместно с турбиной, производят так же, как и при работе в режиме генератора – путём подачи пара в турбину. После включения генератора в сеть количество пара, поступающего в турбину, уменьшают до допустимого значения и генератор переходит в режим синхронного компенсатора.

При использовании турбогенератора для работы в режиме синхронного компенсатора без турбины может быть применён асинхронный пуск непосредственно от сети или путём частотного пуска от специально выделенного для этой цели турбогенератора [2, § 20-11].

Для определения допустимого тока статора генератора, работающего в режиме синхронного компенсатора, при условии, что ток ротора не превысит номинального, необходимо воспользоваться насыщенной спрямлённой характеристикой холостого хода (кривая II рисунка 6).

По оси абсцисс откладывается ток возбуждения в номинальном режиме i_в.ном=2,61, затем он наносится на спрямлённую характеристику и на ось ординат. В режиме синхронного компенсатора генератор отдаёт реактивный ток, то Uи Е_q совпадают, а допустимый ток статора равен, о.е

(4)

.

В именованных единицах, кА

кА.

6Критерии допустимости асинхронного и несимметричного режимов работы генератора

6.1 Асинхронный режим работы

Асинхрон­ный режим возникает вследствие полной или частичной потери возбуждения генератора. Полная потеря возбуж­дения происходит в случаях: ошибочного отключения АГП, обрыва или к. з. в силовой цепи обмотки возбуж­дения генератора, повреждения возбудителя или эле­ментов схемы цепей возбуждения и т. д.

Частичная потеря возбуждения может произойти в случае работы турбогенератора без автоматического регулятора возбуждения и неправильных действий пер­сонала при перераспределении активных и реактивных нагрузок между ним и другими работающими генера­торами, при некоторых повреждениях в цепях возбуждения ит.д.

Физический процесс перехода в асинхронный режим происходит в следующей последовательности: при исчез­новении или значительном уменьшении тока в обмотке возбуждения генератора уменьшаются магнитный поток возбуждения и соответствующий ему синхронный элек­тромагнитный момент на валу турбогенератора. При некотором значении тока возбуждения значение син­хронного электромагнитного момента становится мень­ше вращающего момента турбины и генератор, продол­жая оставаться в сети, выпадает из синхронизма. Для поддержания магнитного поля генератор начинает по­треблять намагничивающий ток из сети. Вследствие нарушения равновесия между вращающим моментом турбины и электромагнитным (тормозным) моментом генератора начинает увеличиваться частота вращения турбоагрегата выше синхронной. Регулятор турбины при этом уменьшает впуск пара в турбину и стремится со­хранить нормальную частоту вращения вследствие чего активная нагрузка турбоагрегата несколько сни­жается.

Увеличение частоты вращения турбоагрегата приво­дит к тому, что ротор генератора вращается быстрее, чем магнитное поле статора, и в роторных контурах возникают переменные токи, имеющие частоту скольже­ния sf. Взаимодействие наведенных в контурах ротора токов с основным потоком статора создает асинхронный электромагнитный момент на ;валу генератора, тормозя­щий ротор. Установившийся асинхронный режим насту­пает при равенстве асинхронного электромагнитного момента и момента вращения турбины, генератор -в этом режиме выдает в сеть активную и потребляет из сети реактивную мощность.

Активная нагрузка, при которой наступает устано­вившийся режим, определяется характеристикой регу­лирования турбины и значением асинхронного момента генератора.

Сохранение в работе турбогенератора, потерявшего возбуждение, возможно только в тех случаях, когда в энергосистеме существует необходимый резерв реактивной мощности, обеспечивающий поддержание напря­жения в узловых точках энергосистемы.