Асинхронный режим и асинхронный ход синхронных генераторов. Опасность и защита

Аннотация

Коган. Ф.Л. Рассмотрены особенности и опасность асинхронного режима при потере возбуждения и асинхронного хода современных высокоиспользованных синхронных генераторов. Показано, что распространившаяся на электростанциях защита турбо и гидрогенераторов от этих режимов несовершенна и не способна предотвратить их серьезное повреждение при большой предшествующей нагрузке. Обоснованы теоретические предпосылки и представлены результаты разработки и испытаний избирательного устройства, отличающего возникновение этих опасных режимов от любых переходных режимов, качаний и асинхронного хода в энергосистеме и не требующих для этого задержки срабатывания.

Анализу и практике использования асинхронных режимов (АР) синхронных машин посвящено большое число работ, например [1] и др. В этих работах, в частности, было показано, что у турбогенераторов при выпадении их из синхронизма из–за потери возбуждения возникновении при этом скольжения ротора относительно вращающегося поля статора (частота которого определяется частотой сети) в бочке ротора наводятся токи, создающие тормозящий асинхронный момент, и эти турбогенераторы могут не отключаться от сети, а продолжать работать в АР при пониженной нагрузке. Со второй половины 40–х годов прошедшего столетия АР турбогенераторов с косвенным охлаждением широко использовался в энергосистемах нашей страны, что во многих случаях предотвратило как излишние остановы и пуски оборудования электростанций, так и ограничение потребителей.

Однако с освоением в производстве турбогенераторов с непосредственным охлаждением (высокоиспользованных), удельный активный объем ротора которых на единицу мощности стал в 1,5 – 3 раза меньше, чем у машин прежнего исполнения (при практически сохранившемся уровне магнитной индукции), максимум и крутизна характеристики асинхронного момента турбогенераторов существенно понизились. Вследствие этого их скольжение в АР возросло на 1 – 2 порядка. Возникли большие колебания активной мощности турбогенераторов при их переходе в АР из–за потери возбуждения, пренебрегать которыми стало нельзя. В то же время случаи возникновения АР мощных турбогенераторов участились в связи с существенным усложнением систем возбуждения, в качестве которых широко распространились вентильные системы, состоящие из большого числа элементов, повреждение которых, а также ошибки обслуживающего персонала при операциях с ними приводят к потере генератором возбуждения или внезапному уменьшению его уровня.

В последнем случае возникает асинхронный ход(АХ) этого генератора по отношению к остальным, синхронно работающим между собой генераторам данной электростанции и энергосистемы в целом. Этот режим следует отличать от АХ в энергосистеме, когда при нарушении устойчивости целые группы синхронно работающих между собой генераторов одних частей энергосистемы работают со скольжением вплоть до полных проворотов относительно групп генераторов других частей энергосистемы, также синхронно работающих между собой. Это отличие следует подчеркнуть потому, что во многих литературных источниках в этом случае также используется термин «асинхронный режим», а для создания избирательного устройства защиты необходимо отличать АХ отдельного генератора, уровень возбуждения которого оказался недостаточным для удержания его в синхронизме, от АХ (АР) в энергосистеме, который возникает в ней врезультате нарушения статической или динамической устойчивости по относительно слабой связи.

Особенности и опасность АР и АХ современных генераторов. При скольжении замкнутой обмотки возбуждения (ОВ) генератора относительно вращающегося поля статора в ней наводится переменный ток, имеющий частоту скольжения. В связи с одноосным размещением ОВ на роторе этот ток периодически с двойной частотой скольжения из меняется от нуля до максимума и обусловливает возникновение пульсирующей составляющей асинхронного момента, которая накладывается на основную составляющую, обусловленную током скольжения в бочке и демпферных контурах ротора. Поэтому результирующий асинхронный момент m(s) также пульсирует с двойной частотой скольжения. При этом амплитуда пульсаций при прочих равных условиях зависит от значения сопротивления, на которое замкнута ОВ, и оказывается наибольшей при ее замыкании накоротко.

На рис. 1 приведены расчетные статические ха рактеристики асинхронного момента нескольких турбогенераторов. Характеристики рассчитаны с помощью известного выражения из [4]. Из рис. 1 видно, что в отличие от машин с косвенным охла ждением максимум характеристики асинхронного момента высокоиспользованного турбогенератора периодически с двойной частотой скольжения оказывается при достаточно большой нагрузке то выше, то ниже момента турбины. Это, наряду со значительным уменьшением инерционной по стоянной новых агрегатов, и является причиной большой неравномерности скольжения.

При этом ускорение и после дующее торможение агрегата вызывают большие колебания активной мощности, размах (двойная амплитуда) которых может существенно превосходить исходную (в том числе номинальную) мощность генератора; происходит значительная периодическая перегрузка по току обмотки статора, в демпферных контурах ротора возникают большие потери, генератор потребляет из сети большую реактивную мощность, а напряжение на его выводах (и соответственно на агрегатах собственных нужд энергоблока) периодически существенно понижается [6, 7].

При возникновении АР генератора с замыканием ОВ на вентили выпрямительного преобразователя эта обмотка в течение той части периода скольжения, когда выпрямители заперты, оказывается разомкнутой. При этом максимум m(s) понижается и скольжение ротора увеличивается. В другую часть периода, когда ЭДС, индуктируемая в ОВ, прикладывается к выпрямителям в проводящем для них направлении и они открываются, ОВ оказывается замкнутой через них накоротко, что обусловливает возрастание максимума и крутизны m(s) и вызывает резкое торможение. Это приводит к еще большим колебаниям активной мощности, размах которых в 1,5 раза больше номинальной мощности генератора, а частота практически в 2 раза выше [7]. В случае исчезновения управляющих импульсов тиристорного преобразователя его вентили запираются при первом прохождении тока в ОВ через нуль и затем остаются запертыми независимо от периодического изменения направления ЭДС, индуктируемой в ОВ. При этом возникает АР с разомкнутой ОВ.

Следует обратить внимание на то, что при сохранении управляющих импульсов тиристорных преобразователей или при замыкании ОВ на диоды потери в массиве ротора могут при одинаковой исходной нагрузке оказаться даже большими, чем в АР с разомкнутой ОВ. Это связано с тем, что при разомкнутой ОВ крутизна асинхронного момента наименьшая и система регулирования турбины, реагируя на увеличение скорости вращения ротора, разгружает агрегат, а при периодическом открытии выпрямителей крутизна и максимум момента резко увеличиваются, и теперь система регулирования не может без внешнего вмешательства разгрузить генератор в той же степени.

Таким образом, как по размаху колебаний мощности, так и по значению потерь, выделяющихся в массивных частях ротора и его демпферных контурах, АР генератора с замыканием ОВ на выпрямители является наиболее неблагоприятным и требует немедленного принятия специальных мер по разгрузке генератора до допустимого уровня и(или) отключения его от сети. Это особенно актуально при беcщеточной системе возбуждения, когда невозможно отключение ОВ от выпрямительного преобразователя и ее замыкание на шунтирующее сопротивление (ШС). Подробно все эти и другие особенности АР современных турбогенераторов и их физические причины рассмотрены в [7,].

В связи с вышесказанным, а также учитывая значительное уменьшение перегрузочной способ ности высокоиспользованных генераторов по срав нению с машинами прежнего исполнения и большие тепловые потери в торцевой части статора турбогенераторов [4, 7], при проектировании электростанций стали предусматривать устройство защиты турбо и гидрогенераторов от АР. Тем не менее, Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ (ПТЭ) допускается кратковременная работа турбогенераторов в АР без возбуждения при пониженной нагрузке. Поэтому на электростанциях защита турбогенераторов от АР включается либо с действием на сигнал, либо на разгрузку турбогенератора через АСУ ТП. При этом ответственность за предотвращение опасного для генератора режима делится электриками с технологами и не контролируется должным образом.

Наиболее опасным является случай возникновения АХ возбужденного генератора при включенном автоматическом регуляторе возбуждения (АРВ). Этот режим характеризуется особенно рез кой неравномерностью скольжения ротора относительно вращающегося поля статора и очень большими колебаниями активной мощности, периодическим ускорением (при «запирании» выпрямителей и, соответственно, исчезновении тока в ОВ) и последующим резким торможением агрегата. Это обусловлено тем, что при асинхронных проворотах ротора генератора относительно поля статора в ОВ при периодически открывающихся выпрямителях помимо индуктированного со стороны статора тока протекает вынужденный ток от возбудителя, который не остается постоянным, а зависит от характера изменения параметров, на которые реагирует АРВ.

На рис. 2 показана часть экспериментальной осциллограммы АХ турбогенератора типа ТВВ–200–2, присоединенного через повышающий трансформатор к шинам ГРЭС, включенной в мощную энергосистему. Генератор был выведен из синхронизма путем уменьшения уровня его возбуждения изменением уставки АРВ. Из представленного на рис. 2 одного из периодически повторявшихся циклов асинхронного хода видно, что скольжение ротора относительно вращающегося поля статора периодически достигало 5–6%, а размах колебаний активной мощности в 3–3,5 раза превышал номинальную мощность турбогенератора, периодически изменяясь от –1,25Р_н до +2Р_н ; ускорение ротора достигало 80 рад/с², ток статора периодически кратковременно превышал номинальный в 3,7 раза, а напряжение статора при этом было ниже 50% номинального.

Такой характер процесса объясняется тем, что если при АР с замыканием ОВ накоротко на ШС или на вентили невозбужденного генератора момент прохождения тока в ней через нуль определяется моментом совпадения ее оси в процессе вращения относительно поля статора с осью его магнитного поля (δ₁=0) или с противоположным направлением этих осей (δ₁=180°), то при АХ возбужденного генератора этот момент (а следовательно и момент запирания вентилей) наступает при δ₁>180°. При протекании в ОВ вынужденного тока от возбудителя I_f(U_f) и при одновременном скольжении ротора относительно поля статора I_f≠0 до тех пор, пока в диапазоне изменения внутреннего угла генератора от 180 до 360° I_f(U_f) больше тока, индуктируемого в ОВ при ее скольжении относительно поля статора в противоположном направлении, причем это превышение при прочих равных условиях тем больше, чем больше сохранившийся уровень возбуждения генератора.

Однако в указанном диапазоне изменения внутреннего угла генератора электромагнитный момент, обусловленный вынужденным током от возбудителя, является уже не тормозящим, а ускоряющим. До тех пор, пока напряжение возбудителя больше ЭДС, индуктируемой в ОВ при скольжении со стороны статора, выпрямители остаются открытыми. В результате снижения напряжения статора индуктированный ток в ОВ еще уменьшается, а вынужденный ток от возбудителя возрастает под действием АРВ до форсировочного значения (см. рис. 2). Это, с одной стороны, относительно увеличивает часть периода скольжения при открытых выпрямителях, а с другой – увеличивает ускорение ротора. При этом скольжение в опыте достигало такого большого значения, что индуктируемый в ОВ ток превышал вынужденный ток от возбудителя, в результате чего вентили запирались и происходил следующий асинхронный проворот ротора.

Подчеркнем, что из–за инерционности системы регулирования скорости вращения турбины в течение 2,5 с произошло три описанных асинхронных проворота. Только после этого ротор затормозился, но при уменьшении частоты вращения система регулирования вновь открывала клапаны впуска пара в турбину, и описанный процесс повторялся в новом цикле. Аналогичные данные неоднократно подтверждены при натурных испытаниях турбогенераторов мощностью 165, 200, 300 и 500 МВт.

Автору не известны подобные испытания гидрогенераторов. Их электрические характеристики независимо от числа полюсов ротора и соответственно скорости вращения агрегата практически не отличаются от характеристик турбогенераторов, а демпфирующие свойства ротора хуже, поскольку в этом плане демпферные контуры ротора гидрогенератора существенно слабее массивной бочки ротора турбогенератора. Поэтому работа гидрогенераторов в асинхронном режиме ПТЭ, как это было и прежде, не допускается. Заметим также, что инерционность открытия и закрытия направляющего аппарата (НА) гидроагрегата вследствие движения его массивных лопаток в плотной среде воды больше, чем регулирующих клапанов (РК) паровой турбины.

Из сказанного очевидна необходимость действия защиты от АХ и АР в течение первого проворота ротора относительно вращающегося поля статора, т.е. до достижения первого максимума броска активной мощности и других указанных ранее параметров режима. Для этого защита должна незамедлительно воздействовать на отключение АРВ, гашение поля генератора с замыканием ОВ на ШС и последующее быстрое снижение нагрузки генератора или(и) отключение его от сети. Однако приходится констатировать, что применяемая на наших электростанциях защита генераторов от АР не во всех случаях удовлетворяет этому принципу. Это тем более важно, что характер протекания как АР, так и АХ синхронного генератора, как было показано, зависит от многих факторов и надежность действия защиты должна быть обеспечена независимо от того, какой из них в конкретном случае является определяющим.

Для примера на рис. 3 проанализировано возможное действие используемого с этой целью реле сопротивления (РС) с круговой характеристикой в описанном выше случае АХ. Из рис. 3 видно, что РС надежно фиксирует режим только в его начальной стадии и, следовательно, защита должна действовать мгновенно, т.е. без всякой выдержки времени, и реле защиты должно иметь самоудерживание. Однако на практике во избежание ложного действия защиты, построенной на этом принципе, при внешних коротких замыканиях в сети, качаниях в энергосистеме и других возможных переходных режимах защита на базе РС выполняется с выдержкой времени до 2–3 с или со счетом циклов асинхронных проворотов, что при АХ (да и в случаях возникновении АР с короткозамкнутой ОВ или ее замыканием на вентили системы возбуждения) недопустимо.