ИЭ / 7 сем (станции+реле) / Расписанные билеты Лапидус v.1

1.3. Набор нагрузки

ПТЭ 5.1.21.

•Скорость повышения напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах не ограничивается.

•Скорость набора и изменения активной нагрузки для всех генераторов определяется условиями работы турбины или котла.

•Скорость изменения реактивной нагрузки генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток, турбогенераторов ГТУ, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не ограничивается;

•на турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток эта скорость в нормальных режимах должна быть не выше скорости набора активной нагрузки, а в аварийных условиях – не ограничивается.

Сразу после синхронизации, генератор работает на холостом ходу (ХХ) и не вырабатывает ни одного мегаватта.

Угол дельта ( ) — угол между осью dс (продольной осью магнитного поля статора) и осью dр (магнитного поля ротора). При ХХ угол дельта равен нулю (магнитная индукция ротора будет направлена туда же, куда и статора).

На рисунках мы принимаем поле статора за неподвижное, т.к. вращательное движение поля статора и поля ротора очень тяжело нарисовать. Таким образом, мы будем рассматривать движение ротора относительно статора.

Рисунок 1. Холостой ход

Направление сил Ампера (FА) при ХХ показаны на рисунке 1. Эти силы не будут ни разгонять, ни тормозить ротор двигателя, они ни коем образом не влияют на его динамику.

Генератор не выдаёт никакой активной мощности, но зато он выдаёт (если силы FА направлены так, как показано на рисунке) или потребляет (если силы FА направлены к центру, противоположно тому, как показано на рисунке) реактивную мощность, по сути, работая как синхронный компенсатор (СК).

Эти силы FА никак не сказываются на расходе топлива.

----

Нагрузить генератор — значит увеличить угол дельта ( ) от 0 до ≈30° за счёт увеличения расхода пара (газа, воды) на турбину.

В течение «нагружения», ротор незначительное время вращается быстрее поля статора, опережая его по углу. При достижении определённого угла ротор восстанавливает свою первоначальную скорость, т.к. помимо ускоряющей силы турбины на него действует тормозящая сила Ампера.

Рисунок 2. Набор нагрузки

На рисунке 2 показаны силы Ампера (FА), создаваемые полем статора (эти силы будут перпендикулярны полю статора). Мы пренебрегаем силами FА, создаваемыми полем ротора, т.к. они будут направлены вертикально (перпендикулярно полю ротора), и следовательно, они не имеют тангенциальных составляющих и не будут тормозить или разгонять ротор.

Сила Ампера, которая изображена на рисунке 2, может быть разложена на две составляющих:

Рисунок 3. Разложение силы Ампера на составляющие

Составляющая по горизонтальной оси является тормозящей (она тормозит ротор), а по вертикальной оси – нейтральной.

Чтобы скомпенсировать эту горизонтальную, тормозящую составляющую силы, приходится расходовать дополнительное количество пара (газа, воды), то есть нужно сжечь дополнительный объём топлива (или пролить дополнительный литраж воды на гидравлическую турбину).

Выходит, что горизонтальная составляющая отвечает за набор активной мощности. Вертикальная составляющая отвечает за набор реактивной мощности.

Так как горизонтальная составляющая определяется выражением FА ∙ sin , то тормозящая мощность на рисунке 4 будет иметь форму синусоиды.

Рисунок 4. Нагрузочные кривые (нагрузка на турбину плавно увеличивается слева направо)

Во всех трёх случаях на рисунке 4, вне зависимости от нагрузки на турбину, ротор будет вращаться со скоростью 3000 об/мин.

----

Ниже написанное Лапидус просто сказал, почему именно происходит ограничение скорости набора нагрузки.

При быстром нагружении обмоток статора происходит очень быстрое удлинение меди обмотки статора по отношению к стали статора, следовательно будет деформироваться и портиться изоляция.

При резком увеличении напряжения возбудителя ток в обмотке ротора также резко измениться не может, тем не менее быстрое «нагружение» обмотки ротора тоже опасно: в отличие от обмотки статора, обмотка ротора удлиняться не может (ей мешает очень большая сила трения, вызванная большой центробежной силой).

Следовательно, в меди будут копиться механические напряжения, которые после останова ротора и его охлаждения приведут к укорочению обмоток, что приведёт к повреждению изоляции. Особенно это опасно при форсировках напряжения и самосинхронизациях.

----

ГТУ, при всех своих недостатках, имеет важное достоинство – очень хорошая манёвренность.

ПТУ, в отличие от ГТУ, должна выдержать на порядок большее давление. Поэтому, её корпус и лопатки должны быть толще. Как следствие, для их равномерного прогрева требуется больше времени.

Рисунок 5. Сравнение максимальных показателей для ПТУ и ГТУ

Если турбина – паровая, то ограничение по скорости набора нагрузки определяется не генератором, а турбиной, и составляет 1 МВт/мин из горячего состояния и 0,3 МВт/мин из холодного состояния.

Выходит, что генератор мощностью 1200 МВт будет набирать мощность 1200 минут, или 20 часов.

Почему так долго?

Всё упирается в температуру пара, от которой зависит температура турбины. Поскольку турбина паровая – толстостенная, поскольку ротор этой турбины – массивен, то существуют опасения, что при быстром наборе нагрузки (то есть при быстром увеличении расхода пара на турбину), турбина не успеет прогреться. Это значит, что отдельные слои стали будут нагреваться (и при этом расширяться) быстрее, чем другие.

Если такая ситуация возникнет, в лучшем случае – произойдёт удлинение ротора турбины относительно её корпуса, и сработает защита от осевого сдвига, а в худшем случае – подвижные части будут задевать неподвижные, т.к. они успеют прогреться и расшириться, а неподвижные – пока нет.

Итоги лекции:

•Скорость набора реактивной мощности практически не ограничена (во всяком случае, она не должна быть больше скорости набора активной мощности для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток [такая фраза есть в ПТЭ]).

•Самая большая проблема – это скорость набора активной мощности паротурбинных установок. Она ограничена нагревом турбины. Следовательно, нельзя быстро набрать необходимую мощность.

•У гидротурбины и газовой турбины вышеописанной проблемы – нет.

•Набор нагрузки – это увеличение расхода пара (газа, воды), которая, по большому счёту, не ведёт за собой разгона ротора (как было 3000 об/мин, так и осталось 3.000 об/мин для турбогенераторов с одной парой полюсов).

Набор нагрузки означает увеличение угла нагрузки при сохранении синхронной скорости.

1.4.Особенности пуска СМ различного назначения

1.Синхронный турбогенератор (СТГ) на АЭС и ТЭС с ПТУ.

Разгон ротора – прямой, механический, от турбины.

Набор активной мощности – долгий (часы, иногда сутки), т.к. ПТУ нужно нагружать плавно.

2. Синхронный турбогенератор (СТГ) на ТЭС с циклом ГТУ.

Пуск от турбины невозможен, следовательно применяется электрический частотный пуск.

Почему невозможен?

Для того, чтобы закрутить газовую турбину, которая в нормальном режиме является причиной вращения генератора, необходимо получить горячие выхлопные газы, что, в свою очередь, возможно только тогда, когда в камеру сгорания, помимо топлива, попадёт большое количество воздуха. Воздух должен нагнетать компрессор, который находится на одном валу с газовой турбиной. Пока турбина покоится – компрессор покоится тоже. Этот «круг» разрывается с помощью временного превращения генератора в синхронный электродвигатель.

Набор активной мощности – быстрый (минуты), т.к. ГТУ достаточно манёвренная.

3. Синхронный гидрогенератор (СГГ) на ГЭС.

Разгон ротора – прямой, механический, от турбины.

Набор нагрузки – быстрый (минуты), так как особых температурных напряжений – нет, а скорости вращения турбины – относительно малы.

4. Синхронный гидрогенератор (СГГ) на ГАЭС «днём» (генераторный или турбинный режим, при котором вода спускается вниз).

См. пункт 3.

5.Синхронный гидрогенератор (СГГ) на ГАЭС «ночью» (двигательный или насосный режим, при котором вода поднимается вверх).

Разгон ротора – электрический, частотный (на примере Загорской ГАЭС).

В теории разгон ротора – частотный, от соседней синхронной машины (СМ).

Скорость набора активной мощности двигателем определяется технологией.

6.Синхронный компенсатор (СК) как таковой (имеется в виду СК без нагрузки на валу, то есть его ротор ни к чему не присоединён, и это специально сделанная машина, а не СГ в режиме СК).

Разгон ротора – обычно с помощью асинхронного пуска.

Набора активной мощности нет в принципе, а набор реактивной мощности – быстрый (с неограниченной скоростью).

7. Синхронный турбогенератор (СТГ) в режиме синхронного компенсатора (СК).

а) если турбогенератор устарел, то отсоединяют муфту между его ротором и турбиной

– см. пункт 6.

б) если турбогенератор новый, каждый раз присоединять и отсоединять муфту – неудобно. Следовательно, муфту оставляют в собранном состоянии, и турбина продолжает вращаться за счёт энергосети, бессмысленно затрачивая некоторое количество активной мощности (увеличиваются потери). Второй момент – паровая турбина, работая в беспаровом режиме, очень сильно греется из-за трения об воздух (если бы был пар, он охлаждал бы лопатки турбины). Беспаровой режим работы турбины длительно запрещён. Следовательно, нужно подавать небольшой вентиляционный расход пара. То есть, с одной стороны, по логике СК, для выработки реактивной мощности пар подавать не нужно, но, с другой стороны, он нужен, чтобы лопатки не перегревались. Если без пара не обойтись, то с помощью него также можно разогнать ротор в начальный момент времени.

Получается, что в этом случае возможен прямой, механический пуск, от турбины.

Набор реактивной мощности – быстрый (с неограниченной скоростью).

8.Синхронный гидрогенератор (СГГ) в режиме синхронного компенсатора (СК).

Вэтом случае отсоединить турбину от ротора генератора – физически невозможно, т. к. турбина расположена вертикально.

Разгон за счёт воды, после разгона направляющий аппарат закрывается.

а) если гидротурбина выше уровня нижнего бьефа, то, открытием клапанов, которые восстановят нормальное атмосферное давление, следует сорвать вакуум (если этого не сделать, то обратный гидроудар может разрушить направляющий аппарат).

б) если гидротурбина ниже уровня нижнего бьефа, то воду из-под гидроколеса отжимают сжатым воздухом (если этого не сделать, то потери активной мощности на бесполезное перелопачивание воды составят 15-20% от Р ген ном, без воды же потери обычно составляют 2-4%).

Если турбина поворотно-лопастная, то после отжатия воды лопасти турбины скручивают горизонтально, чтобы они минимально испытывали трение об воздух. Радиально-осевые же турбины не имеют такой возможности.

(P.S. Радиально-осевые турбины являются неразборными. Поворотно-лопастные турбины являются разборными.)

В итоге пуск может быть разнообразным, как от турбины, с помощью воды, так и без воды, когда применяется асинхронный или частотный пуск.

Набор реактивной мощности – быстрый (с неограниченной скоростью).

2. Рабочие режимы

2.1. Номинальный режим

Некоторые номинальные параметры генераторов: Sном – полная номинальная мощность

Uном (±3%) – номинальное напряжение

Iном – номинальный ток

nном (±1%) – номинальная частота

cosϕ – коэффициент мощности (0,8; 0,85; 0,9)

Iв.ном (±1%) – номинальный ток возбуждения

ϴмеди, стали (1°С/час); ϴохл.газа (1°С/час); ϴохл.жидк (0,5°С/час)

Мы можем построить векторную диаграмму напряжений и токов. Мы откладываем вектор напряжения произвольно, а к нему под углом ϕ мы откладывает ток статора. Далее мы перпендикулярно этому току откладываем падение напряжение на синхронном реактивном сопротивлении генератора (Ixd на 90° опережает I). Дальше складывая напряжение и падение напряжения, мы получаем ЭДС генератора. Мы знаем, что угол между ЭДС генератора и ЭДС системы угол δ – угол нагрузки. Далее перпендикулярно вектору ЭДС по закону Фарадея мы откладываем поток (вместо потока нарисован синфазный с ним номинальный ток возбуждения IВ.Н.). А номинальный ток возбуждения состоит из двух составляющих: ток возбуждения, соответствующий потоку в зазоре IВ0, который в свою очередь перпендикулярен U; и ток возбуждения, компенсирующий реакцию статора Iв.к. Они складываются так, чтобы один поток относительно другого был

под углом δ. Умножаем правый треугольник на величину . Вектор Ixd станет мощностью

UI.

UI – это сторона треугольника, одним из углов которого является угол δ. А катет

соответствует величине номинального тока возбуждения.

Рисунок 1. К построению диаграммы мощностей

Рисунок 2. Умножим каждый вектор на

Рисунок 3. Диаграмма, где точка А – это номинальный режим

Номинальный режим – это ситуация, когда генератор возбуждён, на его турбину подаётся нормальный расход пара/газа/воды, при этом он выдаёт большие порции активных мощностей и несколько меньше порции реактивной мощности.

Номинальный режим – это точка с небольшой окрестностью на PQ-диаграмме.

Рисунок 4. Номинальный режим

Отклонение напряжения:

: 1) старение изоляции

: 1) потеря устойчивости

2) увеличится ток в обмотке статора при Sном=const

Частота n:

: 1) Увеличится напряжение => старение изоляции = −Ф′( )

2) Механический износ

: 1) Ухудшение условий охлаждения

2) Уменьшается напряжение => потеря устойчивости

Связь допустимых отклонений напряжения и частоты

В ГОСТе по генераторам координируются ∆Uдоп, ∆fдоп.

Рисунок 5. Диаграмма продолжительной работы (Допустимые напряжения и частоты)

Штриховка – длительно допустимые режимы

Белые – кратковременно допустимые режимы

У нас параметры напряжения и частоты связаны друг с другом, они не могут меняться независимо друг от друга.