Цей режим відноситься до ненормальним режимам роботи генераторів, як і несинусоїдальний і асинхронний режим.
Причини несиметричного навантаження генераторів:
(Ел.тяга, ел.печі і т.д.), режим споживання яких призводить до несиметрії струмів в фазах.
2. Схемна несиметрія. тобто порушення симетрії самої схеми пере-дачі енергії, наприклад, при ремонті фази групи, робота через неповнофазного групу трансформаторів. обрив проводу лінії, обрив фази трансформатора, невключення фази вимикача і ін. Відомі численні приклади застосування неповнофазних режимів в енергосистемах при аварійних виходах з ладу трансформаторних фаз або окремих проводів ЛЕП. Відомий майже дворічний досвід експлуатації Куйбишевської електропередачі в неповнофазному режимі (передача енергії від ГЕС по п'яти дротах з шести) при перекладі її з напруги 400 кВ на 500 кВ, що супроводжувався посиленням ізоляції лінії і реконструкцією трансформаторів без припинення роботи передачі.
Розглянемо докладніше всі ці випадки.
ПТЕ допускають тривалу роботу Г з нерівністю струмів в фазах за умови, що жоден з струмів не перевищить номінального струму статора, при цьому несиметрія не повинна перевищувати 12% для турбогенераторів, 20% для гідрогенераторів з непрямим повітряним охолодженням, 15% для Г / Г з безпосереднім повітряним охолодженням, 10% для Г / Г з безпосереднім охолодженням обмоток водою.
Несиметрію визначають як (IА - IB) * 100 / IA за умови, що IA = IC Iном, а IB
Чому ж такі жорсткі умови, якщо струми навіть не перевищують номінальних значень.
При несиметричному режимі синхронізовані турбогенератора статорі виникають струми зворотної послідовності, магнітне поле яких обертається щодо ротора з подвійною частотою. Це поле індукує в замкнутих контурах ротора вихрові струми подвійний частоти, що викликають додатковий нагрів елементів ротора, додаткові втрати, що і визначає допустимість несиметричного режиму.
Вихрові струми индуктируются насамперед в масивної бочці ротора Г, замикаються через контактні поверхні між зубцями, клинами, бандажними кільцями. Через вираженого поверхневого ефекту при подвійний частоті глибина h проникнення в масив ротора магнітного поля і вихрових струмів невелика, фактично ці струми протікають в тонкому поверхневому шарі бочки ротора h = O2r / wm, де r - питомий опір матеріалу, m - магнітна проникність, w кутова частота вихрових струмів.
Зазвичай h не перевищує 5-7 мм в зубцях і 10-15 мм в пазових клинах, що обумовлює значне еквівалентний опір ротора і великі додаткові втрати і нагрів. Необхідно враховувати не тільки загальний рівень додаткових втрат, але також і нерівномірний характер їх розподілу на поверхні ротора. Вихрові струми замикаються через контактні поверхні між зубцями, клинами і бандажними кільцями. Ці контакти, розташовані поблизу торцевих поверхонь ротора, мають підвищений опір і викликають появу місцевих значних програвав. Ось чому тепловий стан торцевих зон ротора, де спостерігаються найбільші температури при несиметричного навантаження статора, є основним критерієм для визначення допустимої
На рис.1 показано розподіл температури по довжині ротора, і видно, що додатковий нагрів ротора з видаленням від торцевої зони швидко падає і на відстані 12-15 см вже невеликий.
Головним джерелом тепла в торцевій зоні є роторна сталь, однак нижча температура пазових клинів і їх більш висока теплопровідність обумовлюють напрямок теплового потоку в бік клинів. Більш низька температура розм'якшення матеріалу клинів в порівнянні зі сталлю призводить до того, що саме вони виявляються найбільш слабкою ланкою ротора, що обмежує величину струму зворотної послідовності, при якому нагрів буде безпечним.
В обмотку збудження (в тому числі асинхронізовані турбогенераторів) вихрові струми через поверхневого ефекту проникають мало, додатковий нагрів обмотки збудження відбувається тільки за рахунок теплопередачі, і виникають додаткові втрати.
У табл.1 наводиться розподіл додаткових втрат від струмів зворотній послідовності в турбогенераторах різних типів. З таблиці видно, що в сучасних високоіспользованних генераторах при тих же діаметрах ротора ростуть розміри провідників, і вихрові струми в більшій мірі проникають в обмотку збудження, відносні додаткові втрати зростають.
Всі вищенаведені міркування відносяться перш за все до турбо-генераторів, ротори яких знаходяться в напруженому тепловому режимі, а їх конструкція не сприяє інтенсивному відведенню тепла додаткових втрат, викликаних несиметричним режимом статора.
У явнополюсних машин - гідрогенераторів, синхронних компенсаторів і синхронних двигунів умови охолодження ротора значно краще, ніж у турбогенераторів, і тому по тепловому режиму ці машини допускають великі несиметрії в порівнянні з турбогенераторами. Допустима несиметрія у гідрогенераторів обмежуються тепловим режимом ротора, а підвищеною вібрацією, що виникає при появи поля зворотній послідовності, що створює момент подвійний частоти
Таким чином, експлуатаційний персонал повинен стежити за симетрією навантаження по фазах. Релейний захист, що реагує на струми зворотної послідовності, спрацьовує при несиметричних режимах, діє на сигнал, і навантаження генератора повинна бути зменшена або вжиті заходи для симетрування схеми.
При тривалій схемної несиметрії (режим відключення однієї фази, наприклад, трансформаторної групи при ремонтах) несиметрія настільки значна, що за рахунок зниження навантаження не вдасться зменшити струм зворотної послідовності до тривало допустимого значення. В цьому випадку включають в схему спеціальний сімметрірующій реактор (рис.2). Значення реактивного опору реактора визначається за виразом для струму I2:
I2 = -I1 (Xo -Xсім / 3) / (Xo + X2 + Xсім / 3).
Як видно з цього виразу, повна компенсація струму зворотної послідовності I2, досягається при значенні опору сімметрірующего реактора Xсім = 3Xo.
Крім тривало допустимої несиметрії необхідно знати спосіб-ність генераторів витримувати короткочасні теплові перевантаження ротора при несиметричних к.з. (Наприклад, для вибору уставок релейного захисту). У цьому випадку критерій допустимості несиметричного режиму наводиться в інтегральної формі.
Фізична сутність критерію полягає в припущенні, що при адіабатні нагріванні деякого тіла заданого обсягу підвищення його температури буде однаковим при різних токах, і тривалості процесу, змінюються так, що кількість тепла, що повідомляється тілу, кожен раз залишається тим же самим.
На підставі спеціальних експериментів і тривалого досвіду експлуатації для роторів ТГ з непрямим охолодженням повинен бути таким критерій термічної стійкості при короткочасної перевантаження струмами зворотній послідовності: I22 • t = 30 с. При встановленні цього критерію виходили з граничного допустимого нагріву торцевої зони ротора в 200 ° С і з умов відсутності пошкодження елементів торцевої зони.
Для Г з безпосереднім охолодженням типу ТВФ цей критерій становить 15 с, для ТВВ і ТГВ - 8 с.
Як уже неодноразово зазначалося, для Г з безпосереднім охолодженням допустима тривалість несиметричного режиму повинна бути менше при такому ж струмі I2, тому що лінійні навантаження в цих генераторах більше, використання активних матеріалів вище.
Наведені критерії термічної стійкості роторів турбогенераторів можна лише орієнтовно вважати достатніми. В експлуатації мали місце випадки пошкодження роторів з безпосереднім охолодженням при тривалих несиметричних режимах. Жорсткість критеріїв небажано через труднощі узгодження захистів, тому заводи-виробники вносять поліпшення в конструкцію генераторів для підвищення їх термічної стійкості.
До таких конструктивних заходів належать:
1) виготовлення пазових клинів з легованої міді, що має значно вищу температуру розм'якшення, ніж алюмінієві клини;
2) застосування в торцевій зоні роторів демпферних систем;
3) посадка бандажних кілець на бочку ротора без ізолюючих прокладок.
За кордоном провідні фірми також застосовують розвинені демпферні системи різних конструкцій для захисту торцевих зон від вихрових струмів, сріблення посадочних поверхонь, торцеве притиснення бандажів і т.д.
Для ілюстрації небезпеки несиметричного режиму для турбогенераторів наведемо опис випадків, що мали місце в процесі експлуатації.
При перекладі генератора ТВ2-100-2 з однієї системи шин на іншу сталася поломка траверси масляного вимикача, в результаті чого генератор знаходився протягом 17 хв в глибокому несиметричному режимі. Пошкодження торцевої зони було настільки значним, що бандаж приварився до зубців, і його спочатку не вдалося зняти. Бандажні кільця довелося вирізати. Після зняття бандажа були виявлені характер і розміри пошкоджень. Великий зуб і малі зубці, прилеглі до нього, були оплавлені на глибину до 16 мм, а глибина термічного впливу (загартована зона) поширилася на глибину до 30 мм.
При огляді генератора ТВФ-200-2, який пропрацював тривалий час в несиметричному режимі, були виявлені напливи розплавленого дюралюмінію на крайніх пакетах осердя статора. Після виїмки ротора були виявлено витікання клинів з пазів. Обсяг пошкоджень: з боку турбіни в торцевій зоні виплавлено 11 клинів і оплавлені 6 зубців, з боку контактних кілець - 13 клинів і 7 зубців; на торцевих поверхнях виплавлено 4 канавки глибиною до 2 мм з одного боку і 7 канавок глибиною до 3,5 мм - з іншого. При цьому термічне вплив проявилося на працездатності кілець і через деякий час. Бандажні кільця були відремонтовані, а через 7 років була виявлена тріщина довжиною 80 мм глибиною 20 мм.
Рекомендуйте цю статтю іншим!