ПОВРЕЖДЕНИЯ И НЕНОРМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГЕНЕРАТОРОВ, ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЗАЩИТЕ ГЕНЕРАТОРОВ



А) Виды повреждений генераторов

Большинство повреждений генератора вызывается нарушением изоляции обмоток статора и ротора. Эти нарушения обычно проис­ходят вследствие старения изоляции, ее увлажнения, наличия в ней дефектов, а также в результате повышения напряжения, пере­напряжений, механических повреждений, например из-за вибрации стержней обмоток и стали магнитопровода. Поэтому в принципе повреждения возможны в любой части обмоток.

Повреждения в статоре. В статоре возникают междуфазные (двухфазные и трехфазные) к. з., замыкание одной фазы на корпус (на землю), замыкание между витками обмотки одной фазы. Наи­более часто происходят междуфазные к. з. и замыкания на корпус.

Междуфазные к. з. сопровождаются прохождением в месте повреждения очень больших токов (десятки тысяч ампер) и образованием электрической дуги, вызывающей выгорание изоля­ции и токоведущих частей обмоток, а иногда и стали магнитопро­вода статора.

Замыкание обмотки статора на корпус является замыканием на землю, так как корпус статора связан с землей. При этом ток повреждения проходит в землю всегда через сталь магнитопровода статора, выжигая ее. Повреждение стали требует длительного и сложного ремонта.

Замыкание витков одной фазы. В замкнув­шихся накоротко витках протекает большой ток, разрушающий изоляцию обмоток. Этот вид повреждения часто переходит в замы­кание на землю или в замыкание между фазами.

Защиты от междуфазных к. з. и витковых замыканий должны быть быстродействующими и настолько чувствительными, чтобы они могли действовать при повреждениях вблизи нулевой точки генераторов и при малом числе замкнувших­ся витков в одной фазе.

Повреждения в роторе. Обмотка ротора генератора находится под невысоким напряжением (300—500 В), поэтому ее изоляция имеет значительно больший запас прочности, чем изоляция статорной обмотки. Однако из-за тяжелых механических условий работы обмотки ротора, вызываемых большой частотой вращения (1500— 3000 об/мин), относительно часто наблюдаются случаи поврежде­ния изоляции и замыкания обмотки ротора на корпус (т. е. на землю) в одной или двух точках.

Замыкание на корпус в одной точке об мотки ротора неопасно, так как ток в месте замыкания практически равен нулю инормальная работа генератора не нарушается. Но при этом повышается вероятность возникновения опасного для генератора аварийного режима в случае появления второго замыкания на корпус в другой точке цепи возбуждения.

При двойных замыканиях часть витков обмотки ротора оказывается зашунтированной (см. рис. 15-35); сопротивле­ние цепи ротора при этом уменьшается и в ней появляется повы­шенный ток. Этот ток перегревает обмотки ротора и питающего ее возбудителя, вызывает дальнейшие разрушения в месте поврежде­ния и может вызвать горение изоляции ротора.

Кроме того, из-за нарушения симметрии магнитного потока в воздушном зазоре между ротором и статором, обусловленного замыканием части витков обмотки ротора, возникает сильная меха­ническая вибрация, опасная для генератора. Особенно большая и опасная вибрация появляется при двойном замыкании на землю на гидрогенераторах и синхронных компенсаторах (СК), имеющих явнополюсные роторы. Поэтому на гидрогенераторах и крупных СК целесообразно устанавливать защиту, сигнализирующую пер­вое замыкание на землю в роторе. При срабатывании этой защиты гидрогенератор останавливают для устранения повреждения. Для турбогенераторов двойное замыкание менее опасно, поэтому тур­богенераторы допускается оставлять в работе при первом замыка­нии в роторе. Специальной защиты от этого вида повреждения можно не ставить. Замыкание на землю в роторе обнаруживается при измерении его изоляции, проводимом периодически на работаю­щем генераторе.

Однако на мощных турбогенераторах 300 мВт и более установка такой защиты, осуществляющей непрерывный контроль за изоля­цией ротора, следует признать целесообразной.

На турбогенераторах при первом замыкании обмотки ротора на корпус устанавливается защита от двойного замыкания на землю.

На генераторах малой мощности защиту разрешается выпол­нять с действием на сигнал. На мощных генераторах 200 мВт и выше защита выполняется с действием на отключение.

Б) Ненормальные режимы

Ненормальными режимами генератора считаются: опасное увеличение тока в статоре или роторе сверх номиналь­ного значения (с в е р х т о к и), несимметричная нагрузка фаз статора, опасное повышение напряжения на статоре, асинхрон­ный и двигательный режимы работы генератора.

Рассмотрим кратко причины и характер ненормальных ре­жимов.

Повышенные токи (сверхтоки) в генераторе возникают при внешних к. з. или перегрузках.

При внешних к. з. в генераторе, питающем место по­вреждения, появляется ток к. з. Iк > Iном.г. Нормально такие к. з. ликвидируются защитой поврежденного элемента и неопасны для генератора.

Однако в случае отказа защиты или выключателя этого элемента ток к. з. в генераторе будет проходить длительно, нагревая его обмотки. Повышенный нагрев может привести к повреждению последних. Предупредить подобное повреждение можно только путем отключения генератора.

Для этой цели на генераторе должны предусматриваться защиты, реагирующие на внешние к. з. и резервирующие отказ защиты или выключателей смежных элементов.

Перегрузка генератора обычно возникает в ре­зультате отключения или отделения части параллельно работаю­щих генераторов системы; кратковременных толчков нагрузки, вызванных технологией производственных процессов у потреби­телей; самозапуска двигателей; форсировки возбуждения генера­тора; нарушения синхронизма; потери возбуждения у генератора и тому подобных причин.

Перегрузка, т. е. увеличение тока нагрузки в обмотках генера­тора сверх номинального значения I г > I ном, так же как и внешнее к. з., вызывает перегрев обмоток и может привести к порче изоляции, если ее температура превзойдет некоторое предельное значение Тºдоп.макс опасное для изоляции.

При прохождении тока перегрузки температура изоляции достигает предельного значения через некоторое время t доп, зави­сящее от величины тока Iг. Характер этой зависимости t доп = f ( I г / I ном) показан на рис. 15-1.

Допустимое время t доп для генерато­ров с косвенным охлаждением определяется по формуле t доп = ,где k — кратность тока перегрузки к номи­нальному.

Для ограничения размеров и массы, снижения стоимости и уменьшения затрат дефицитных материалов мощные генера­торы выполняются с повышенной магнит­ной индукцией в магнитопроводе машины, с повышенной плотностью тока в обмотках статора и ротора, пониженными термиче­скими запасами и вследствие этого с более интенсивной (форсированной) системой охлаждения.

В качестве последней принята система непосредственного ох­лаждения обмоток, осуществляемая подачей охлаждающей среды (водорода, воды, масла) во внутреннюю полость проводников обмоток статора и ротора. Охлаждающая среда циркулирует по специальным каналам внутри проводников обмоток.

 

 

Отечественные заводы выпускают генераторы:

ТВФ — с непосредственным охлаждением ротора во­дородом;

ТГВ—с непосредственным охлаждением водородом ротора и статора;

ТВВ — с непосредственным охлаждением статора во­дой и ротора водородом;

ТВМ — с непосредственным охлаждением статора мас­лом, а ротора водой.

Допустимое время перегрузки мощных генераторов зависит от типа охлаждения, соответствующие данные для обмоток статора приведены в табл. 15-1 и для обмоток ротора — в табл. 15-2 [Л. 100].

Как следует из таблиц, перегрузка статора до 30% на генера­торах с непосредственным охлаждением и до 50% на генераторах с косвенным охлаждением допускается в течение 2 мин и более, поэтому при таких перегрузках не требуется немедленного авто­матического отключения генератора.


Во многих случаях перегрузки, обусловленные форсировкой возбуждения, синхронными качаниями, кратковременными толч­ками нагрузки у потребителя и т. п., ликвидируются сами по себе до истечения предельного времени t доп. При авариях в системе с дефицитом генераторной мощности предусматривается автомати­ческая разгрузка путем отклю­чения части потребителей при снижении частоты, а также автоматический и ручной ввод резерва активных и реактив­ных мощностей. Такими путями предупреждается и ликвиди­руется длительная перегрузка генераторов при недостатке ге­нераторной мощности.

Отключение генераторов при перегрузках допускается только в тех случаях, когда принятые меры по их разгрузке не дают результата, а допустимое время перегрузки истекло.

С учетом сказанного защита от перегрузки генераторов на электростанциях с дежурным персоналом устанавливается с дей­ствием на сигнал. На автоматизированных электростанциях защита от перегрузки выполняется с действием на отключение или раз­грузку генераторов по истечении допустимого времени перегрузки. Аналогичное исполнение защиты желательно иметь и на мощных генераторах, так как на этих генераторах при перегрузках, пре­вышающих 30%, t доп достаточно мало и дежурный персонал не успеет произвести своевременную разгрузку их.

Несимметрия токов в фазах генераторов возникает при двух­фазных и однофазных к. з. вне генератора, при обрывах одной или двух фаз цепи, связывающей генератор с нагрузкой, и при неполнофазном режиме работы в сети. Несимметрия токов приводит к дополнительному нагреванию ротора и механической вибрации машины.

Несимметрия сопровождается появлением в обмотке статора токов обратной последовательности /2, эти токи имеют обратное чередование фаз и создают магнитное поле, вращающееся в сторону, противоположную вращению ротора. В результате этого поток, созданный токами /2, пересекает корпус ротора с двойной скоростью. Он индуктирует в металлических частях ротора (в бочке ротора) значительные вихревые токи, имеющие двойную час­тоту, и создает дополнительный, пульсирующий с двойной часто­той электромагнитный момент. Вихревые токи вызывают повышенный нагрев ротора, апульсирующий момент— вибрацию вращающейся части машины.

Несимметрия токов особенно опасна для крупных современных турбо- и гидрогенераторов ТВФ, ТВВ, ТГВ, ТВМ, выполняемых, как указывалось выше, с пониженным тепловым запасом. С учетом термических и механических характеристик отечественных генера­торов допускается их длительная работа с неравенством (несиммет­рией) токов по фазам, не превышающим 10% для турбогенерато­ров и 20% для гидрогенераторов и синхронных компенсаторов, при условии, что ток в фазах не превосходит номинального зна­чения.

При указанной несимметрии ток I 2 составляет около 5 и 10% Iном.г соответственно, эти значения являются максимальными длительно допустимыми токами I2макс.длит.доп и их можно рас­сматривать как номинальные (предельные) токи обратной после­довательности генератора.

Ток I 2 > I2макс.длит.доп вызывает опасный дополнительный нагрев ротора и может допускаться лишь в течение ограниченного времени t доп.

Величина допустимого времени t доп определяется предельной температурой Тºпред, допустимой для изоляции обмотки ротора и отдельных, наиболее подверженных нагреву элементов ротора: бандажных колец, зубцов, металлических пазовых клиньев.

Непосредственно нагрев ротора происходит от тепла, выделенного вихре­выми токами Iв.т, возникающими в корпусе ротора, но так как последние индуктируются токами статора I2  и ему пропорциональны Iв.Т = kI2, то количество тепла, выделенное вихревыми токами,

При адиабатическом процессе нагрева (без отдачи в окружаю­щую среду) предельные температуры Тºпред, достигаются при опре­деленном, постоянном для данного типа генератора количестве тепла Qпред. Характеризуя эту величину постоянной А, получаем уравнение нагрева ротора в зависимости от значения тока I 2:

 

откуда                                   

где I2*- кратность среднего за время t доп действующего зна­чения тока I 2  к Iном.г; А — тепловая постоянная, зависящая от типа генератора.

В общем случае ток I 2  непостоянен и может изменяться в тече­ние времени t доп. Под средним током I 2 понимается действующее значение тока I 2, сохраняющего постоян­ную величину в течение времени t доп и выделяющего за это время такое же количество тепла, что и действительный изме­няющийся во времени ток I 2(t).

Величина среднеквадратичного тока I2* находится интегриро­ванием (суммированием) мгновенных квадратичных значений токов  в пределах времени t доп, делением полученного интеграла на время t доп и извлечением из полученного выражения квадратного корня:

                                  

где i2* — мгновенное значение действительного тока I 2  в относи­тельных единицах.

Выражение (15-2) является тепловой характеристикой ротора генератора, определяющей допустимую продолжительность несим­метричных режимов в зависимости от величины тока I 2 : t доп = f ( I 2 ).

Это выражение является приближенным. При малых токах нагрев ротора происходит медленно и сопровождается отдачей тепла в окружающую среду (т. е. не адиабатически), в результате чего действительное t доп больше расчетного.

При прохождении больших токов возникает опасность выделе­ния повышенного количества тепла в переходном сопротивлении соприкасающихся поверхностей стали ротора (зубцов, клиньев и др.). Последнее может приводить к более быстрому нагреву этих поверхностей до опасной температуры, чем это дается расчетной формулой (15-2).

Тепловые характеристики для генераторов разного типа и разной мощности приведены на рис. 15-2 и в табл. 15-3. Постоянная А принята по данным заводов. Для генераторов с косвенным водо­родным охлаждением А = 30, для генераторов ТВФ А = 15, для генераторов ТГВ, ТВВ и ТВМ А = 11 ÷ 8. Для турбогенераторов 500 МВт А = 5.

Из характеристик на рис. 15-2 видно, что для мощных генера­торов с непосредственным охлаждением при I 2* = 0,3 I ном .г время t доп относительно мало (меньше 2 мин), поэтому при подобных перегрузках требуются автоматические устройства, защищающие генераторы при несимметричных режимах.

У генераторов меньшей мощности, 30—60 МВт, с косвенным охлаждением и большими запасами по нагреву роторов (кривые 1 и 2) допустимое время значительно больше и авто­матическое отключение для них требуется лишь при токах I 2 >0,5Iном.г

Повышение напряжения возникает на генераторах при внезапном сбросе нагруз­ки, так как при этом исчезает магнитный поток реакции статора и увеличивается ча­стота вращения разгрузив­шейся машины.

   На турбогенераторах по­вышение напряжения не до­стигает опасных значений и ликвидируется автоматиче­скими регуляторами скорости и возбуждения или в случае отсутствия последнего — руч­ным регулированием возбуж­дения. При увеличении ча­стоты вращения до 110% на турбогенераторах срабатывает «автомат безопасности», полностью закрывающий доступ пара в турбину, что исключает чрезмерное увеличение частоты вращения и опасное повышение напряжения.

На гидрогенераторах регуляторы скорости действуют медлен­нее, чем на турбогенераторах, в результате этого при сбросе на­грузки частота вращения агре­гата резко увеличивается и мо­жет превысить номинальную на 40—60%, а напряжение генера­тора вследствие этого может воз­расти до 150% номинального и больше. Поэтому на гидрогене­раторах наряду с автоматиче­ским устройством развозбуждения предусматривается защита от повышения напряжения, дей­ствующая на снятие возбужде­ ния или отключение генератора.    

Асинхронный режим возникает при потере возбуждения, из-за отключения АГП и по любой другой причине. Асинхронный режим сопровождается потреблением из сети значительного реактивного Тока, понижением напряжения на зажимах генератора, увеличе­нием оборотов ротора и в общем случае качаниями. Турбогенера­торы могут работать в асинхронном режиме с некоторым сколь­жением как асинхронный генератор, при условии снижения актив­ной нагрузки. Благодаря повышенным значениям тока работа генератора в асинхронном режиме ограничена по времени в зави­симости от его конструкции и термических характеристик. Гене­раторы с косвенным охлаждением могут работать без возбуждения с нагрузкой до 60% номинальной. Генераторы с непосредственным охлаждением имеют меньшие термические запасы и могут работать, в асинхронном режиме с нагрузкой не более 40%. Гидрогенераторы, имеющие ротор с явновыраженными полюсами, при потере возбуж­дения не могут оставаться в работе, и их необходимо отключать. На турбогенераторах целесообразно предусматривать защиту, реагирующую на потерю возбуждения, действующую на снижение активной нагрузки до величины, обеспечивающей устойчивую работу генератора. На гидрогенераторах следует применять такую же защиту с действием на отключение. Достаточно совершенных и общепризнанных защит, реагирующих на потерю возбуждения, пока еще не разработано. В зарубежной практике применяются реле реактивной мощности и направленные реле реактивного сопро­тивления. По принципу действия эти реле могут работать ложно при качаниях, по этой причине они не получили применения в СССР.


Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 409; Мы поможем в написании вашей работы!






Мы поможем в написании ваших работ!