Лекция 8. Асинхронный режим сг

Если отключается АГП., т.е. пропадает возбуждение, то появляется асинхронный момент.

Характеристики турбины и СГ разного типа (Рис.8.2)

Кривые:

1 – характеристика регулирования турбины

2 – асинхронный момент турбогенератора

3 – асинхронный момент гидрогенератора с демпферной обмоткой («беличья клетка»)

4 – асинхронный момент гидрогенератора без демпферной обмотки

m – относительный момент

Точки:

1 – начальное состояние (синхронизм)

2 – состояние турбогенератора при выходе из синхронизма при S₁=(0,8-0,9)% (так как характеристика крутая «из-за сплошной бочки ротора», то S₁ – мало)

ГГ с демпферной обмоткой остается в системе при асинхронном режиме, а без демпферной обмотки – выпадает из системы.

Асинхронный режим может возникать по следующим причинам:

1. Потеря тока возбуждения в роторе при самопроизвольном отключении АГП или обрыве в роторе или шунтирование ротора гасительным сопротивлением (сопротивление самосинхронизма)

2. При КЗ в системе

Генератор, потеряв возбуждение, начинает потреблять реактивную мощность из сети. Величина потребляемой мощности составляет 3035% от выдаваемой мощности для ТГ, а для ГГ – еще больше.

При этом реактивный ток в статоре вырастает и возможен перегрев генератора.

При ссуществует fротораS*f1возникает ток в роторетратится работаток в статоре растет

Условия допустимости асинхронного режима турбогенератора:

1. Длительный средний ток в статоре  1,1 от номинального

Для ТГ с косвенной системой охлаждения в асинхронном режиме допустима в течение 30 минут при условии, что выдаваемая активная мощность снижена до 60 % от Рном (по ПТЭ).

Для ТГ с непосредственным охлаждением по ПТЭ-95 время работы в асинхронном режиме не указывается. Оно определяется заводом-изготовителем, нормативными документами системы или испытаниями (415 мин).

2. Потери в обмотке ротора

3. Напряжение на кольцах ротора (или на возбудителе) U_f  0,75*U_{испытательное}

10*E_{рот.ном} (не ниже1500 В и не выше 3500 В)

4. Асинхронный режим не должен приводить к снижению напряжения на станции, чтобы не было перегрузки соседних генераторов. Если напряжение на генераторе со стороны системы снизилось ниже 0,8*Uном, то питание собственных нужд нужно производить от резервного ТСН. ТСН – трансформатор собственных нужд.

5. Должна быть проверка максимально возможного скольжения Smax:

 - статизм регулятора турбины

М₀ – начальный момент перед потерей возбуждения

Т_j – механическая постоянная времени ТТ (Рис.8.4)

Понятие статической и динамической устойчивости

Для крупных генераторов с непосредственным охлаждением Xd больше, чем у генераторов с косвенным охлаждением, что снижает запас по статической устойчивости.

Условия статической устойчивости (Рис.8.6):

Статическая устойчивость- это способность ТГ работать устойчиво при малых отклонениях, а динамическая – при больших отклонениях.

Условия динамической устойчивости (Рис.8.7):

Т.е. при отключении одной из линий не нужно отключать генератор.

S_{торможения} = S(4-5-8-4);

S_{ускорения} = S(1-2-3-4-1)

Схемы электрических соединений электростанций

Требования в электрическим соединениям ЭС:

1. Надежность (полная и элементарная)

2. Ремонтопригодность

3. Экономичность

4. Экологическая чистота (по шуму, по магнитным помехам)

5. Возможность автоматизации по экономическим затратам. Самый дорогой элемент – выключатель.

Классификация

Все электрические системы подразделяются на:

• Схемы радиального типа (схема с коммутацией через один выключатель)

• Схемы кольцевого типа (схемы с коммутацией через два выключателя)

• Комбинированные и упрощенные

ЛЕКЦИЯ 9.

Распределительное устройство радиального типа

РУ с одной системой сборных шин

ШР – шинный разъединитель

ЛР – линейный разъединитель

Условные обозначения:

:

В присоединениях линий нужно два разъединителя ШР и ЛР. ЛР необходим в замкнутых сетях, так как при отключении выключателя Q1 линия W1 может остаться под напряжением сети. В присоединении генератора устанавливают один ШР, так как на время ремонта выключателя генератор должен быть развозбужден и остановлен.

В присоединениях двухобмоточных повышающих и понижающих трансформаторов также устанавливаются ШР, так как со стороны низшего напряжения имеются выключатели и соответствующие разъединители.

Достоинства РУ с одной системой сборных шин:

• Простота

• Низкая стоимость

Недостатки РУ с одной системой сборных шин:

• Профилактический ремонт сборных шин и ШР связан с отключением всего РУ

• Повреждение в зоне сборных шин требует отключения всех присоединений

• Ремонт любого выключателя связан с отключением соответствующего присоединения. Выключатели имеют ограниченные коммутационные способности  приходится ремонтировать.

Недостатки радиальной схемы можно частично устранить. При этом затраты возрастают:

1. Чтобы избежать отключения всего РУ при КЗ на сборных шинах и обеспечить ремонт по частям, применяют секционирование сборных шин, т.е. разделяют сборные шины на части (секции): 2 и более, с установкой в точках деления секционных выключателей, которые могут быть нормально замкнутыми или нормально разомкнутыми. (Рис.9.2)

Секционирование должно быть выполнено так, чтобы каждая секция имела источники энергии и соответствующую нагрузку, чтобы вынужденное отключение одной секции не нарушало нормальной работы всей системы и электроснабжения потребителей. Число секций зависит от числа и мощности источников энергии, номинального напряжения и схемы сети.

Если большое число секций (4), то сборные шины замыкают в кольцо(Рис.9.3).

На ЭС секционные выключатели, как правило, замкнуты, потому что СГ должны работать параллельно.

Вслучае КЗ на одной из сборных шин автоматически отключается поврежденная секция, при этом оставшиеся секции продолжают работать. Таким образом, секционирование через нормально замкнутый выключатель повышает надежность функционирования РУ. Однако, в случае замыкания в секционном выключателе отключаются две смежные секции (т.к. все РУ при одном секционном выключателе).

Для того, чтобы это исправить ставят два секционных выключателя (Рис.9.4). Иногда между QB₁иQB₂ставят ответственного потребителя, чтобы одинQBне простаивал.

В РУ 6,10 кВ подстанций секционные выключатели часто разомкнуты. Это делается для ограничения тока КЗ. Выключатели снабжаются устройством АВР– автоматического включения резерва. (Рис.9.5)

Устройство АВР замыкает секционный выключатель в случае отключения одного из трансформаторов. При этом не нарушается электроснабжение потребителей.

2. Обходное устройство ( или обходная система сборных шин).

Чтобы обеспечить возможность поочередного ремонта выключателей, не нарушая электроснабжения, предусматривают обходной выключатель и обходную систему шин с соответствующими разделителями в каждом присоединении. (рис.9.6)

При нормальной работе обходные выключатели ОВ1 и ОВ2 и обходные разъединители QS1 – QS4 отключены.

Теперь необходимо заменить рабочий выключатель обходным. Это производится в следующем порядке: включают обходной выключатель ОВ1 (перед этим включают его разъединители), после этого подключают обходной разъединитель ремонтируемого присоединения QS1, потом отключается рабочий выключатель, подлежащий ремонту Q1 и затем его разъединители.

Защита цепи на время ремонта выполняется обходным выключателем, имеющим комплекс защиты.

При небольшом числе присоединений схему можно упростить и использовать один обходной выключатель. (Рис.9.7)

РУ с одной секционированной системой сборных шин применяют на подстанциях 6-35 кВ, а также в РУ ТЭС 6-10 кВ и в РУ СН.

РУ с одной системой сборных шин + одна обходная система сборных шин при небольшом числе присоединений применяется на станциях и подстанциях 110-220 кВ.