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: 948; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!