Лекция № 1,2,3,4,5. ВВЕДЕНИЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Лекция № 1,2,3,4,5.
ВВЕДЕНИЕ
РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Основные определения
Энергетическая система (энергосистема) состоит из электрических станций,
электрических сетей и потребителей электроэнергии, соединенных между собой и
связанных общностью режима и общем управлением этим режимом.
Электроэнергетическая (электрическая) система – это совокупность
электрических частей электростанции, электрических сетей и потребителей
электроэнергии, т.е. это часть энергосистемы, за исключением тепловых сетей и
тепловых потребителей.
Электрическая сеть – это совокупность электроустановок для распределения
электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств,
воздушных и кабельных линий электропередачи.
Электрические подстанции – это электроустановка, предназначенная для
преобразования электроэнергии одного напряжения или частоты в другое
напряжение или частоту.
Характеристики энергосистем
Частота во всех точках электрически связанных сетей одинакова
Равенство потребляемых и вырабатываемых мощностей
Напряжение в различных узлах сетей неодинаково
Преимущества объединения энергосистем
Повышение надежности энергоснабжения
Повышение устойчивости работы энергосистем
Улучшение технико-экономических показателей энергосистем
Стабильное качество электроэнергии
Уменьшение требуемого резерва мощности
Улучшаются условия загрузки агрегатов благодаря выравниванию графика
нагрузки и снижению максимума нагрузки энергосистемы.
Появляется возможность более полного использования генерирующих
мощностей Э.С., обусловленная различием в их географическом положении по
широте и долготе.
Оперативное управление энергосистемами осуществляется их диспетчерскими
службами, устанавливающими на основании соответствующих расчетов
оптимальный режим работы электростанций и сетей различного напряжения.
Источники энергии
Существуют возобновляемые и невозобновляемые источники энергии.
Естественные (природные) источники, из которых энергия черпается для
приготовления ее в нужных видах для различных технологических процессов,
называются энергетическими ресурсами.
Различают следующие виды основных энергетических ресурсов:
а) химическая энергия топлива;
б) атомная энергия;
в) энергия воды (то есть гидравлическая);
г) энергия излучения солнца;
д) энергия ветра.
е) энергия приливов и отливов;
ж) геотермальная энергия.
Основные этапы преобразования энергии
Первичный источник энергии или энергоресурс (уголь, газ, нефть, урановый
концентрат, гидроэнергия, солнечная энергия и т.д.) поступает в тот или иной
преобразователь энергии, на выходе которого получается или электрическая
энергия, или электрическая и тепловая энергия. Если тепловая энергия не
вырабатывается, то необходимо применение дополнительного преобразователя
энергии из электрической в тепловую (пунктирные линии на рис. 1.1).
Рис 1.1
Наибольшая часть электрической энергии, потребляемой в нашей стране,
получается за счет сжигания топлив, добываемых из недр земли – уголь, газ, мазут
(продукт переработки нефти). При их сжигании химическая энергия топлив
превращается в тепловую.
Электростанции, преобразующие получающуюся при сжигании топлива
тепловую энергию в механическую, а эту последнюю в электрическую, называются
тепловыми электрическими станциями (ТЭС).
Электростанции, работающие с возможной наибольшей
нагрузкой
значительную часть года, называются базовыми, электростанции, используемые
только в течение части года для покрытия «пиковой» нагрузки, называются
пиковыми.
Классификация традиционных ЭС:
1. ТЭС (КЭС, ТЭЦ, ГТЭС, ПГЭС)
2. АЭС (1-контурные, 2-контурные, 3-контурные)
3. ГЭС (плотинные, деривационные)
ТОПЛИВОСЖИГАЮЩИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Доля электростанций, работающих по принципу сжигания топлива, в мировой
выработке электроэнергии составляла в 2004 году более 61 %. Генераторы на этих
электростанциях могут приводиться во вращение





паровыми турбинами,
газовыми турбинами,
дизельными двигателями,
бензиновыми двигателями,
газовыми двигателями.
На крупных паротурбинных электростанциях чаще всего вырабатывается
только электроэнергия. Так как на таких электростанциях установлены
конденсационные паровые турбины, то их называют и конденсационными
электростанциями
В русской технической литературе, а также в официальных названиях
станций, входящих в состав энергетических систем, вместо сокращения КЭС чаще,
по давней традиции, применяется сокращение ГРЭС (государственная районная
электростанция).
Под КПД топливосжигающей КЭС обычно понимается отношение
производимой генераторами электроэнергии к химической энергии, содержащейся в
сжигаемом топливе. Весьма часто вместо этого показателя для наглядности
используется удельный расход топлива (приведенный к условному топливу) на
единицу производимой электроэнергии. В таком случае КПД определяется
формулой
=
1
8,14 k
 кпд станции
k удельный расход условного топлива kgce/kWh
Удельный расход условного топлива часто приводят не относительно
производимой электроэнергии, а относительно электроэнергии, отпускаемой с шин
станции. В таком случае по вышеприведенной формуле определяется так
называемый чистый КПД станции, который, естественно, меньше, чем кпд,
определяемый по генерируемой энергии. Если по такому определению удельного
расхода топлива хотят определить КПД системы генерирования электрической
энергии, необходимо пользоваться формулой
=
1
8,14 (1 – wo ) kv

кпд системы генерирования электроэнергии
kv расход условного топлива на единицу
электроэнергии, отпускаемой с шин kgce/kWh
wo удельный расход энергии на собственные нужды
Пример. Расход условного топлива на единицу электроэнергии, отпускаемой
с шин станции, составляет 0,32 kgce/kWh, а на собственные нужды расходуется 7 %
генерируемой электроэнергии. Требуется определить кпд станции по генерируемой
электроэнергии. В соответствии с вышеприведенной формулой эта величина равна
 = 1 / [8,14 (1 – 0,07) 0,32] = 1 / 2,42 = 0,41,
что может считаться относительно хорошим показателем.
Кпд топливосжигающей КЭС по отношению к производимой генераторами
электроэнергии зависит от устройства энергоблоков, их мощности и параметров
пара, находясь обычно в пределах от 35 % до 40 % и достигая в наилучших случаях
43 %. Разработкой новейшего оборудования и путем внедрения новейшей
эффективной технологии сжигания топлива в будущем надеются повысить кпд КЭС
до 50 %.
На паротурбинных электростанциях химическая энергия топлива может
использоваться более полно, если отпускать потребителям кроме электроэнергии и
тепло.
Такие
электростанции,
как
уже
отмечалось,
называются
теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), и в них используют турбины с отбором пара
Электрическая часть ЭС
Электрические станции (ЭС) представляют собой сложные технологические
комплексы с общим числом основного и вспомогательного оборудования. Основное
оборудование служит для производства, преобразования, передачи и распределения
электроэнергии, вспомогательное – для выполнения вспомогательных функций
(измерение, сигнализация, управление, защита и автоматика и т.д.). Взаимное
соединение различного оборудования покажем на упрощенной принципиальной
электрической схеме ЭС со сборными шинами генераторного напряжения (см. рис.
1.2).
Рис. 1.2
Вырабатываемая генератором электроэнергия поступает на сборные шины
СШ и затем распределяется между собственными нуждами СН, нагрузкой
генераторного напряжения НГ и энергосистемой. Отдельные элементы на рис. 1
предназначены:
1. Выключатели Q – для включения и отключения цепи в нормальных и
аварийных режимах.
2. Разъединители QS – для снятия напряжения с обесточенных частей
электроустановки и для создания видимого разрыва цепи, необходимого при
производстве ремонтных работ. Разъединители, как правило, являются ремонтными,
а не оперативными элементами.
3. Сборные шины СШ – для приема электроэнергии от источников и
распределения ее между потребителями.
4. Устройства релейной защиты РЗ – для обнаружения факта и места
повреждения в электроустановке и для выдачи команды на отключение
поврежденного элемента.
5. Устройства автоматики А – для автоматического включения или
переключения цепей и устройств, а также для автоматического регулирования
режимов работы элементов электроустановки.
6. Измерительные приборы ИП – для контроля за работой основного
оборудования ЭС и за качеством энергии, а также для учета вырабатываемой и
отпущенной электроэнергии.
7. Измерительные трансформаторы тока TA и напряжения TV.
Конденсационные тепловые станции (КЭС)
Зарисуем принципиальную схему КЭС.
Кт – котел, ХОВ – химически очищенная вода, ДВ – дутьевой вентилятор, ПН – питательный насос,
Д – дымонасос, Тб – паровая турбина, К – конденсатор, ХОВ – химически очищенная вода, ЦН –
циркуляционный насос Э – эжектор, Др – деаэратор
В котел Кт подается топливо (уголь, газ, торф, сланцы), подогретый воздух и
питательная вода (ее потери компенсируют химически очищенной водой ХОВ).
Подача воздуха осуществляется дутьевым вентилятором ДВ, питательной воды –
питательным насосом ПН. Образующиеся при сгорании топлива газы отсасываются
из котла дымососом Д и выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу высотой
100-250 м. Острый пар из котла подается в паровую турбину Тб, где, проходя через
ряд ступеней, он совершает механическую работу – вращает турбину и жестко
связанный с ней ротор генератора. Отработанный пар конденсируется в
конденсаторе К, благодаря пропуску через него значительного количества холодной
(5÷25°С) циркуляционной воды (расход этой воды в 50- 80 раз больше расхода пара
через конденсатор).
Источником холодной воды могут быть река, озеро, искусственное
водохранилище, а также специальные установки с охлаждающими башнями
(градирнями) или брызгательными бассейнами (на мелких станциях), из которых
охлаждающая вода подается в К циркуляционными насосами ЦН. Воздух,
попадающий в К через неплотности, удаляется с помощью эжектора Э. Конденсат,
образующийся в К, с помощью конденсаторного насоса КН подается в деаэратор Др,
который предназначен для удаления из питательной воды газов, и, в первую
очередь, кислорода, вызывающего усиленную коррозию труб котла. В деаэратор
также подается химически очищенная вода ХОВ. После Др питательная вода с
помощью питательного насоса ПН подается в котел.
Особенности КЭС:
1. Строятся по возможности ближе к месторождениям топлива.
2. Подавляющая часть энергии отданы в электрические сети повышенных
напряжений (110-750 кВ).
3. Работают по свободному (т.е. не связанному с тепловыми потребителями)
графику выработки электроэнергии. Мощность их может меняться от расчетного
максимума до технологического минимума.
4. Низкоманевренны: разворот турбин и набор нагрузки из холодного
состояния требует примерно 3-10 час.
5. Имеют относительно низкий КПД (=3040%).
Теплокафиционные электростанции
В отличие от КЭС, на ТЭЦ имеются значительные отборы пара, частично
отработанного в турбине, на производственные и коммунально-бытовые нужды.
СП – сетевой подогреватель(бойлер), редукционно-охладительная установка РОУ
Коммунально-бытовые потребители обычно получают тепловую энергию от
сетевых подогревателей (бойлеров) СП.
При снижении электрической нагрузки ТЭЦ ниже мощности на тепловом
потреблении необходимая для потребителей тепловая энергия может быть получена
с помощью редукционно-охладительной установки РОУ, питающейся острым паром
котла. Чем больше отбор пара из турбины для теплофикационных нужд, тем меньше
тепловой энергии уходит с циркуляционной водой и тем выше КПД электростанции.
Следует отметить, что во избежание перегрева хвостовой части турбины через нее
должен быть обеспечен во всех режимах пропуск определенного количества пара.
Особенности ТЭЦ:
1. Строятся вблизи потребителей тепловой энергии.
2. Обычно работают на привозном топливе.
3. Большую часть вырабатываемой электроэнергии выдают потребителям
ближайшего района.
4. Работают по частично вынужденному графику выработки электроэнергии
(т.е. график зависит от теплового потребителя).
5. Низкоманеврены (как и КЭС).
6. Имеют более высокий КПД до 6070%
Гидроэлектростанции
Мощность ГЭС зависит от расхода воды через турбину Q и напора Н
(перепада уровней воды).
В естественных условиях концентрированные в определенном месте напоры встречаются
крайне редко. Их могут создавать лишь водопады. Равнинные реки имеют обычно уклон
свободной поверхности воды 5-10 см/км, а горные – 5-10 м/км. Поэтому ГЭС строят по плотинной
или деривационной схеме. Плотинная схема предусматривает сооружение плотины,
перегораживающей в выбранном створе русло реки. В результате создается разность уровней
воды по сторонам плотины: верхнего (УВБ) и нижнего (УНБ) бьефа. На горных реках с большими
уклонами концентрация напора осуществляется по деривационной схеме. В выбранном створе
реки возводится плотина, создающая небольшой подпор и сравнительно малое водохранилище. Из
него через водоприемник вода направляется в искусственный водовод – деривацию в виде
открытого канала, туннеля или трубопровода. Из деривации вода поступает по практически
вертикальным водоводам к турбинам ГЭС. В этой схеме напор создан не плотиной, а деривацией.
Особенности ГЭС:
1. Строятся там, где есть гидроресурсы и условия для строительства, что
обычно не совпадает с местоположением электрической нагрузки.
2. Большую часть энергии отдают в электрические сети повышенных
напряжений.
3. Работают по свободному графику (при наличии водохранилищ).
4. Высокоманеврены (разворот и набор нагрузки составляет примерно 3-5
мин).
5. Имеют высокий КПД (≈85%).
ГЭС в отношении режимных параметров имеют ряд преимуществ перед ТЭЦ
и КЭС. Однако, большие капиталовложения и время строительства, а также
соображения экологии и охраны окружающей среды привели к тому, что в
последние годы строились в основном ТЭЦ и АЭС.
Энергосистема – это совокупность электростанций, электрических и
тепловых сетей, а также установок потребителей электроэнергии и тепла, связанных
общностью режимов производства, распределения и потребления электрической
энергии и тепла. Часть энергосистемы, включающая в себя электростанции,
электрические сети (линии электропередачи и преобразовательные подстанции) и
установки потребителей электрической энергии, составляет электрическую систему.
В электрической системе в каждый момент времени: а) имеет место равенство
развиваемых и потребляемых (включая потери) активных и реактивных мощностей;
б) частота во всех точках электрически- и магнитносвязанных сетей одинакова; в)
напряжения в различных узлах системы при наличии перетока мощности
неодинаковы (по модулю или фазе).
Оперативное управление энергосистемами осуществляют диспетчерские
службы управления, устанавливающие на основании соответствующих расчетов
оптимальный режим работы электростанций и сетей в нормальных и в аварийных
условиях.
Электрические системы должны отвечать следующим основным требованиям:
1) рабочая мощность электростанций (текущее значение) должна
соответствовать спросу потребителей электроэнергии (включая потери в сетях и
расход на собственные нужды), изменяющемуся непрерывно в течение суток и года;
2) надежность электроснабжения должна соответствовать экономически
оправданным требованиям потребителей;
3) качество поставляемой электроэнергии должно соответствовать
установленным нормам;
4) себестоимость электроэнергии, выработанной и доставленной потребителям, должна быть возможно более низкой.
Нагрузка электрической системы слагается из: 1) нагрузок потребителей,
присоединенных к сетям системы; 2) мощности обмена с соседними системами (эта
мощность может иметь переменное направление, в зависимости от условий); 3)
мощности собственных производственных нужд электростанций; 4) потерь
мощности в сетях. Поскольку потребление электроэнергии неравномерно, нагрузка
системы в целом также неравномерна. Суточный график системы для зимнего дня
(рис. 1) имеет два максимума: дневной – приблизительно от 9 до 11 ч по местному
времени и вечерний – приблизительно от 17 до 19 ч. Коэффициент неравномерности
нагрузки составляет 0,5-0,8 и коэффициент заполнения 0,7-0,9. В суточном графике
различают: базовую часть, соответствующую нагрузке P≤Pmin; полупиковую часть,
соответствующую условию Pmin≤Р≤Рдн,min; пиковую часть соответствующую
нагрузке Р≥Рдн,min.
Рис. 1. Суточный график нагрузки энергосистемы и графики электростанций,
участвующих в выработке электроэнергии.
Нагрузка электрической системы должна быть распределена между всеми
электростанциями, суммарная установленная мощность которых несколько
превышает наибольший максимум нагрузки системы. Покрытие базовой части
суточного графика (рис. 1) возлагают: а) на АЭС, регулирование мощности которых
затруднительно и неэкономично; б) на ТЭЦ, максимальная экономичность которых
имеет место, когда электрическая мощность соответствует тепловому потреблению
(пропуск пара в ступени низкого давления турбин и конденсатора должен быть
минимальным); в) на ГЭС в размере, соответствующем минимальному пропуску
воды, необходимому по санитарным требованиям и условиям судоходства. Во время
паводка участие ГЭС в покрытии базовой части графика системы может быть
увеличено с тем, чтобы после заполнения водохранилищ до расчетных отметок не
сбрасывать бесполезно избыток воды через водосливные плотины. Покрытие
пиковой части графика возлагают на ГЭС и ГАЭС, агрегаты которых допускают
частые включения и отключения, быстрое изменение нагрузки. Остальная часть
графика, частично выровненная нагрузкой ГАЭС при работе их в насосном режиме,
может быть покрыта КЭС, работа которых наиболее экономична при равномерной
нагрузке.
Чем неравномернее график нагрузки системы, тем большая мощность ГЭС и
ГАЭС необходима, чтобы обеспечить экономичную работу КЭС, без резкого
снижения их нагрузки в ночные часы, а также в выходные и предпраздничные дни
или отключения части агрегатов в эти часы. Таким образом, участие ГЭС и ГАЭС в
покрытии графика системы при достаточной их мощности позволяет выровнять
графики нагрузки КЭС, ТЭЦ и АЭС и обеспечить наибольшую экономичность
энергосистемы в целом.
Установленная мощность электростанций энергосистемы. Чтобы обеспечить
нормальную работу энергосистемы, установленная мощность электростанции
должна превышать наибольшую нагрузку системы. Отношение Руст,∑/Рнг,max=Куст
называется коэффициентом установленной мощности. Мощность, равная разности
Руст,∑-Рнг,max представляет собой некоторый запас установленной мощности,
необходимый для резервирования агрегатов электростанций в случае их повреждения, проведения ремонтов, а также для обеспечения надежности работы
энергосистемы и качества электроэнергии.
Резервная мощность подразделяется на вращающийся (или горячий) резерв и
холодный резерв. Вращающийся резерв рассредоточен в агрегатах, нагрузка
которых меньше номинальной; холодный резерв – это мощность в неработающих
агрегатах, которые в случае необходимости могут быть быстро введены в работу.
С учетом резервной мощности, а также требований устойчивости и
надежности работы энергосистем (энергообъединений) мощность наиболее
крупного агрегата (блока) в энергосистеме, как показывает опыт эксплуатации, не
должна
превышать
2%
установленной
мощности
энергосистемы
(энергообъединения). Мощность же наиболее крупной электростанции не должна по
тем же причинам превышать 8-12% установленной мощности энергосистемы
(энергообъединения). Отсюда следует, что агрегаты (блоки) мощностью в 500, 800,
1000, 1200 МВт и выше могут быть установлены только в мощных энергосистемах
(энергообъединениях) с надежными внутрисистемными связями.
Практика эксплуатации энергосистем показывает, что резервная мощность должна
быть не менее 10-15% Руст,∑. Увеличение резервной мощности ведет к ухудшению
технико-экономических показателей энергосистемы, а ее уменьшение – понижению
надежности электроснабжения потребителей и к трудностям в обеспечении
нормальной работы системы.
Энергосистемы являются основными источниками электро- и теплоснабжения
всех отраслей народного хозяйства, включая коммунально-6ытовые нужды
населения. Их задачей является надежное, бесперебойное обеспечение потребителей
электроэнергией и теплом надлежащего качества при возможно минимальных
народнохозяйственных затратах.
Энергетические системы подразделяются на районные, обслуживающие
потребителей определенного географического района, и объединенные,
объединяющие ряд примыкающих друг к другу районных энергосистем и
обслуживающие потребителей территориально-промышленного комплекса.
По балансу мощностей энергосистемы можно подразделить на три группы:
а) избыточные, постоянно выдающие часть мощности в смежные
энергосистемы;
б) дефицитные, постоянно потребляющие недостающую мощность из
смежных энергосистем;
в) самобалансирующиеся, для которых характерны баланс вырабатываемой и
потребляемой мощностей с перетоками мощности в смежные энергосистемы и от
них в пределах от +5 до –5% установленной мощности энергосистемы. К этой же
группе энергосистем могут быть отнесены энергосистемы с постоянным транзитом
через них мощности между смежными энергосистемами.
Оперативное управление энергетикой осуществляют диспетчерские
управления и службы, а также дежурный персонал электроустановок.
Диспетчерское управление охватывает четыре уровня производственнотерриториальной иерархии:
а) центральное диспетчерское управление (ЦДУ ЕЭС), осуществляющее
управление Единой энергетической системой;
б) объединенные диспетчерские управления, осуществляющие управление
объединенными энергетическими системами (ОЭС);
в) диспетчерские службы энергосистем, осуществляющие управление
районными энергосистемами;
г) дежурный персонал электростанций, подстанций, электрических и
тепловых сетей, обеспечивающий управление соответствующей энергоустановкой.
Сложность задач по оптимальному управлению энергосистемами и их
элементами, а также энергетикой в целом потребовала разработки различного рода
автоматизированных систем управления (АСУ). Разрабатываются, испытываются и
внедряются, например, автоматизированные системы управления технологическими
процессами (АСУ ТП) электростанций и других электроустановок как подсистемы
АСУ предприятий (АСУП); автоматизированные системы диспетчерского
управления (АСДУ); автоматизированные системы проектирования (АСП) или
системы автоматизированного проектирования (САПР) энергоустановок;
автоматизированная система управления энергетикой как отраслью народного
хозяйства.
Задачей АСУ ТП электростанции является оптимальное ведение режима
работы электростанции с учетом технических и технико-экономических
характеристик оборудования, характеристик внешних факторов (параметры
топлива, воды, охлаждающей среды, гидроресурсов, теплового потребления и т. п.)
И заданного диспетчерского графика выработки электроэнергии. Задачами
многоуровневой автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ),
в частности, являются:
а) непрерывное (в темпе процесса) автоматическое управление
соответствующей энергосистемой;
б) оперативное управление (минуты - сутки);
в) краткосрочное планирование (сутки - недели);
г) долгосрочное планирование (месяц - сезон - год);
д) перспективное прогнозирование (5-20 лет).
Любые системы управления, а тем более автоматизированные, должны
обеспечивать надежность работы энергосистем и их элементов, т. е. обеспечивать
сохранность энергетического оборудования, надежность энергоснабжения потребителей и живучесть энергосистем при аварийных ситуациях. При этом управление
энергосистемами и их элементами во всех возможных режимах (нормальный,
ремонтный, аварийный и послеаварийный) должно быть оптимальным, основанным
на расчетах возможных режимов энергосистем с учетом их технико-экономических
характеристик.
Важнейшими вопросами при планировании режимов работы энергосистем и
обеспечения их качественного функционирования являются:
а) определение необходимых значений установленной и резервной мощностей
электростанций, трансформаторной мощности подстанций и их оптимальное
размещение по территории энергосистемы;
б) определение пропускной способности линий электропередачи;
в) определение оптимальной степени участия электростанций разного типа в
покрытии суммарной нагрузки энергосистемы;
г) оптимальное распределение активной нагрузки между электростанциями и
их агрегатами;
д) оптимальное регулирование перетоков активной и реактивной мощностей
по сети;
е) оптимальное распределение реактивной нагрузки между генераторами
электростанций и др. источниками реактивной мощности при условии поддержания
заданного (расчетного) уровня напряжений в контрольных узловых точках сети;
ж) регулирование частоты в энергосистеме в продолжительных режимах;
з) обеспечение статической и динамической устойчивости энергосистем, их
частей, электростанций и отдельных машин;
и) обеспечение нормированной надежности работы энергосистем, их частей,
электростанций, подстанций и других элементов во всех возможных режимах.
Лекция № 6,7,8,9,10.
НОРМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ И
КОМПЕНСАТОРОВ
Нагрузка синхронных генераторов изменяется в соответствии с графиком
нагрузки электростанций. При этом реактивную мощность генераторов изменяют
путем изменения тока возбуждения, а активную мощность – изменением количества
энергоносителя (пара или воды), пропускаемого через турбину. Скорость
увеличения нагрузки турбогенератора ограниченна. Она определяется временем,
необходимым для постепенного нагрева турбины. Обычно это время составляет
несколько часов. Гидравлическая турбина не ограничивает скорость подъема
нагрузки, поэтому набор нагрузки гидрогенератора производится в течение
нескольких минут.
Номинальный режим работы генератора характеризуется номинальными
параметрами: активной нагрузкой Pном, напряжением Uном, коэффициентом
мощности cosφном, частотой fном и температурой охлаждающего газа на входе υ0.
работа с номинальными параметрами может продолжаться как угодно длительно.
При этом температуры обмоток статора и ротора и стали статора не выходят за
допускаемые пределы.
Известно, что активная и реактивная мощности машины, отн.ед.,
соответственно равны:
P
EqU
Q
EqU
xd
xd
sin  
U 2 xd  xq
sin 2 ;
2 xd xq
cos  
U 2 xd  xq
U 2 xd  xq
cos 2 
2 xd xq
2 xd xq
Для неявнополюсных машин
P
Q
EqU
xd
EqU
xd
sin  ;
cos  
U2
.
2
Для упрощения анализа режимов работы генераторов здесь рассмотрена
неявнополюсная машина. Кроме того, напряжение U предполагается неизменным по
амплитуде. Из векторной диаграммы на рис. 1, а следует, что активная мощность P
пропорциональна площади треугольника A1OC:
x
1
1
F1  OC  A1 B1  UEq sin   P d .
2
2
2
При неизменном напряжении U активная мощность пропорциональна также и
высоте A1B1 треугольника A1OC:
A1 B1  I1 xd cos 1  IU cos 1
xd Pxd

,
U
U
а реактивная мощность пропорциональна отрезку B1C  Eq cos   U , так как
B1C  I1 xd sin   IU sin 
xd
x
Q d .
U
U
Рис. 1. Работа генератора при разных активных нагрузках
а – векторная диаграмма неявнополюсного генератора; б – кривые зависимостей активной и
реактивной мощностей, тока статора и коэффициента мощности от угла δ неявнополюсного
генератора; в – кривые зависимости активной мощности явнополюсного генератора от угла δ.
Работа генератора при разных активных нагрузках и постоянных значениях
тока возбуждения и напряжения
Увеличение активной мощности, развиваемой генератором, производят путем
увеличения количества пара или воды, пропускаемой через турбину. При этом
увеличивается вращающий момент турбины и появляется избыточный момент, под
действием которого ротор ускоряется и соответственно увеличивается угол δ. Это
происходит до тех пор, пока мощность, развиваемая турбиной, не уравновесится
электромагнитной
мощностью
генератора.
При
уменьшении
пропуска
энергоносителя через турбину угол δ уменьшается.
Так как здесь предполагается, что изменение активной нагрузки машины
происходит при неизменном токе возбуждения, а следовательно, и при постоянстве
э.д.с. Εq, то векторная диаграмма на рис. 1, а изменяется таким образом, что конец
вектора Ėq описывает окружность. При увеличении нагрузки угол δ возрастает от δ 1
до δ2. при этом A2B2>A1B1, поэтому P2>P1. на рис. 1, б приведены угловые
характеристики машины, т.е. зависимости активной мощности P, реактивной
мощности Q, тока статора I и коэффициента мощности cosφ от угла δ. Кривые
показывают, что если угол δ возрастает, оставаясь меньше его наибольшего
значения δmax, то активная мощность и ток статора возрастают, а реактивная
мощность уменьшается. Коэффициент мощности cosφ сначала возрастает, а потом
уменьшается.
Если генератор работает с углами δ, близкими к δmax, то при незначительном
уменьшении напряжения и электромагнитного момента появится избыточный
момент, под действием которого ротор начинает ускоряться, а угол δ увеличивается.
При углах δ> δmax имеет место дальнейшее уменьшение тормозящего момента
генератора

<0 и соответственно увеличение угла δ. Это приводит к выпадению

машины из синхронизма. Устойчивая работа генератора возможна только в том
случае, когда увеличение угла сопровождается увеличением тормозящего момента
генератора, т.е. при

>0, что имеет место при работе генератора на восходящей

части характеристики P=ƒ(δ), для которой δ<δmax. Наибольший угол δmax
соответствует максимальной мощности Pmax, называемой пределом статической
устойчивости. Для турбогенераторов δmax=90º, а для гидрогенераторов как это видно
из рис. 1, в, он несколько меньше 90º за счет реактивного электромагнитного
момента, обусловленного неравенством xd и xq.
Каждому возбуждению машины соответствует вполне определенный предел
статической устойчивости Pmax. Для турбогенераторов он равен:
max 
 q U
xd
,
а для гидрогенераторов за счет реактивного момента он несколько больше, чем
EqU xd , что видно из рис. 1, в. Для устойчивой работы генератора необходимо,
чтобы продолжительная мощность P была меньше Pmax; при этом δ<δmax. Чем
больше ток возбуждения, тем больше Pmax и соответственно тем больше возможная
по условию устойчивой работы генератора наибольшая продолжительная нагрузка.
При работе генератора с номинальным током возбуждения наибольшая
продолжительная активная мощность генератора равна номинальной.
Как видно из выражения Q 
EqU
xd
cos  
U2
, при cosδ=U/Eq реактивная
2
мощность турбогенератора равна нулю. С небольшими погрешностями это условие
справедливо и для гидрогенераторов. Чем меньше ток возбуждения, тем меньше Eq
и, следовательно, тем меньше угол δ, при котором Q=0.
При соsδ=U/Eq генератор работает с малыми углами δ и выдает реактивную
мощность в сеть, что соответствует нормальному режиму работы; при этом cosφ<1.
В таком режиме генератор работает устойчиво. Наибольшая выдаваемая реактивная
мощность при работе генератора с током возбуждения If имеет место, если
генератор не несет активной нагрузки, т.е. при δ=0. Как для турбогенераторов, так и
для гидрогенераторов она равна:
Qmax 
Eq U
xd

U2
.
xd
При соsδ<U/Eq генератор потребляет реактивную мощность и работает менее
устойчиво, так как углы δ велики. Предельная мощность, потребляемая
генератором, соответствует δ=90˚ и для генераторов обоих типов составит
 
Qmax
U2
.
xd
Если работа генератора в режиме потребления реактивной мощности
допустима (см. ниже), то при этом необходим быстродействующий автоматический
регулятор возбуждения, а потребляемая реактивная мощность не должна превышать
Qmax .
Из вышеизложенного следует, что для обеспечения устойчивой работы
генератора, когда он должен выдавать в сеть не только активную, но и реактивную
мощность, одновременно с увеличением активной мощности необходимо увеличивать и ток возбуждения генератора.
Работа генератора при разных токах возбуждения и постоянных значениях
активной нагрузки и напряжения
Уменьшение
P
EqU
xd
sin  
тока
U xd  xq
sin 2
2 xd xq
2
возбуждения,
и
P
EqU
xd
sin  ,
как
видно
из
сопровождается
выражений
уменьшением
тормозящего момента генератора. Однако угол δ мгновенно не может измениться.
Поэтому на векторной диаграмме рис. 2, а треугольник А1ОС превращается в
треугольник меньшей площади. Количество же пара, пропускаемого через турбину,
остается прежним, поэтому на валу агрегата турбина – генератор возникает
избыточный вращающий момент, под действием которого ротор ускоряется, и угол
δ увеличивается. При увеличении угла δ активная мощность и соответственно
тормозящий момент увеличиваются, а избыточный момент уменьшается до тех пор,
пока не наступит равновесие между активной мощностью генератора и мощностью,
развиваемой турбиной, которая осталась неизменной. Таким образом, вектор ОА1 с
уменьшением тока возбуждения уменьшится и займет положение ОА2, при котором
А2В2=А1В1. При увеличении тока возбуждения угол δ, наоборот, уменьшается.
Очевидно, при любом изменении тока возбуждения конец вектора э.д.с. в
установившемся режиме будет находиться на прямой, параллельной вектору напряжения U и проходящей через точку А1.
Полученные с помощью векторной диаграммы и соответствующих
выражений зависимости реактивной мощности Q, тока статора I, коэффициента
мощности cosφ и угла δ от тока возбуждения iƒ приведены на рис. 2, б.
Из выражений и видно, что реактивная мощность равна нулю и
соответственно cosφ=1 при Iƒ=Eq=U/cosδ. Чем больше активная нагрузка генератора, тем больше угол δ и ток возбуждения, при которых Q=0.
При Iƒ=Eq>U/cosδ генератор выдает реактивную мощность в сеть (Q>0 и cosφ<1),
что соответствует нормальному режиму работы генератора. Этот режим характеризуется небольшими значениями углов δ. Чем больше ток возбуждения, тем больше
выдаваемая реактивная мощность и ток статора и тем меньше cosφ. Наибольший
продолжительный ток возбуждения не должен превышать номинальный (по
условиям допускаемого нагрева ротора).
При Iƒ=Eq>U/cosδ имеет место режим недовозбуждения, генератор
потребляет реактивную мощность из сети. Чем меньше ток возбуждения, тем
большую реактивную мощность потребляет генератор из сети, тем больше ток
статора и угол δ и тем меньше cosφ.
Рис. 2. Работа генератора при разных токах возбуждения
а - векторная диаграмма; б - кривые зависимостей реактивной мощности, тока статора,
коэффициента мощности и угла δ от тока возбуждения неявнополюсного генератора.
Наименьший ток возбуждения, при котором генератор может устойчиво работать с
активной мощностью Р (это имеет место, если δ=δmax ≈90º), составляет:
I f ,min 
P  xd
.
U
Чем меньше активная нагрузка генератора, тем с меньшим током возбуждения
и соответственно с большим потреблением реактивной мощности может работать
генератор. Предельный наименьший ток, который имеет место при отсутствии
активной нагрузки, равен нулю. В этом случае, как следует из выражений
Q
EqU
xd
cos  
U 2 xd  xq
U 2 xd  xq
cos 2 
2 xd xq
2 xd xq
и
Q
EqU
xd
cos  
U2
,
2
 
потребляемая реактивная мощность определяется выражением Qmax
наибольшая
U2
.
xd
Если работа генератора в режиме недовозбуждения допустима (см. ниже), то
необходимо, чтобы ток возбуждения был больше I f ,min . Кроме того, как отмечалось
ранее, устойчивая работа генератора в этом режиме возможна только при наличии
быстродействующего АРВ.
Работа синхронных генераторов при нагрузках, токах, коэффициентах
мощности и напряжениях, отличных от номинальных
Синхронные генераторы могут работать с нагрузкой, токами ротора и статора
и коэффициентом мощности, отличными от номинальных (рис. 3).
Работа генератора с активной нагрузкой больше номинальной возможна (область 12), если турбина допускает длительные перегрузки. В этом режиме к.п.д. снижается,
поэтому такой режим целесообразен только в период максимума нагрузки или при
аварийном отключении части генераторов в энергосистемах. Так как ток статора,
исходя из допускаемого нагрева обмотки, не должен превышать номинального, то
полная мощность генератора должна быть равна номинальной (S=Sном), а реактивная
мощность снижена за счет уменьшения тока возбуждения. Это соответствует
увеличению коэффициента мощности (cosφ>cosφном) и приводит к уменьшению
запаса статической устойчивости, поэтому устойчивая работа генератора возможна
только при наличии быстродействующего АРВ.
Возможна также работа генератора с реактивной мощностью больше номинальной
при токах возбуждения, не превышающих номинального значения (область 1-3), за
счет снижения активной нагрузки генератора.
Рис. 3. Допускаемые режимы работы генератора.
1-2 – область работы генератора с активной нагрузкой, большей номинальной, и
номинальным током статора; 1-3 - область работы генератора с реактивной нагрузкой,
большей номинальной, и номинальным током возбуждения.
В этом режиме cosφ<cosφном, а мощность статора недоиспользована: S<Sном. Такой
режим допустим для генераторов, но неэкономичен, так как при этом снижается
вырабатываемая активная мощность. Гидрогенераторы могут работать со сколь
угодно малыми значениями активной нагрузки; в пределе она может быть равна
нулю. Турбогенераторы не могут работать с активной нагрузкой ниже наименьшей
допускаемой, определяемой условиями охлаждения турбины. Поэтому этот режим
чаще используют для гидрогенераторов в период маловодья.
В последнее время начинает использоваться режим работы генераторов с
недовозбуждением для потребления реактивной мощности из сети. В этом режиме
возникает опасность перегрева бандажных колец лобовых частей обмотки статора и
торцевых щитов корпуса генератора (особенно у крупных машин, имеющих
большие плотности токов в обмотках) из-за увеличения результирующей индукции
в этой зоне за счет сложения магнитных полей рассеяния лобовых частей статора и
ротора. Поэтому возможность такого продолжительного режима должна быть доказана экспериментально.
На практике возможны отклонения напряжения от номинального за счет
увеличения или сброса нагрузки, нарушения нормального режима работы системы,
изменения электрической схемы и ряда других причин. По ГОСТ все генераторы
должны развивать номинальную полную мощность Sном при отклонениях
напряжения от номинального в пределах +5%. Допускается также работа
генераторов с напряжением на 10% больше номинального. Однако, учитывая, что
потери мощности в стали сердечника статора пропорциональны квадрату напряжения, при повышении напряжения свыше 105% до 110% ток статора уменьшают,
чтобы сохранить температуру статора в допускаемых пределах. При снижении
напряжения до 95% и ниже продолжительный ток статора не должен превышать
105% номинального.
Работа синхронных компенсаторов при разных токах возбуждения
Синхронный
компенсатор
не имеет нагрузки на валу и поэтому
потребляет из сети незначительную активную мощность, необходимую для
покрытия электромагнитных и механических потерь. Вследствие этого, как видно из
выражения P 
EqU
xd
U 2 xd  xq
sin  
sin 2 , угол δ очень мал.
2 xd xq
Обычно в периоды максимальных нагрузок в системе синхронные
компенсаторы вырабатывают реактивную мощность. В период минимальных
нагрузок за счет емкостной проводимости линий электропередачи в системе может
оказаться избыток реактивной мощности и, как следствие, недопустимо повысится
напряжение. Поэтому в это время синхронные компенсаторы работают как
потребители реактивной мощности. Так как у компенсаторов xd  1,5  2,2 , то их

наибольшая потребляемая мощность при Iƒ=0, которая определяется выражением
 
Qmax
U2
, составляет 50-65% номинальной мощности. Однако потребляемая
xd
реактивная мощность Может быть увеличена за счет подачи отрицательного
возбуждения (iƒ<0). Предельная потребляемая реактивная мощность при отрицательном возбуждении определяется условиями устойчивой работы компенсатора и
равна Q= -U2/xq.
Синхронное сопротивление по поперечной оси xq  1,1 1,3 , т.е. меньше

сопротивления по продольной оси xd , поэтому потребляемая реактивная мощность

при отрицательном возбуждении может быть увеличена примерно до 80%
номинальной мощности. Наибольший отрицательный ток возбуждения зависит от
параметров синхронного компенсатора и составляет 0,55-0,95 тока холостого хода.
В режимах с отрицательным возбуждением компенсаторы работают неустойчиво.
Устойчивость работы компенсаторов в этом режиме обеспечивают за счет
применения быстродействующей системы возбуждения и быстродействующих
регуляторов возбуждения, реагирующих на скорость изменения угла, т.е. на dδ/dt,
либо путем подачи в обмотку возбуждения знакопеременного возбуждения. Таким
образом, особенностью синхронных компенсаторов является возможность работы,
как с положительным, так и с отрицательным возбуждением.
АНОРМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
К анормальным режимам работы генераторов относятся: работа генератора с
токами статора и ротора больше номинальных (перегрузка), асинхронный режим,
несимметричная нагрузка и ряд других.
Перегрузки генераторов
Кратковременная перегрузка по току статора и ротора синхронного
генератора обычно бывает вызвана внешними короткими замыканиями, выпадением
машины из синхронизма, пуском двигателей, форсировкой возбуждения и другими
причинами. Работа генератора с токами статора и ротора больше номинальных
опасна, прежде всего, из-за повышения температуры обмоток машины выше
допускаемой, а в некоторых случаях (при коротких замыканиях) - и возможностью
механических повреждений. Эта опасность тем больше, чем больше кратность и
длительность перегрузки. Поэтому допускается только кратковременная перегрузка
генераторов, значение которой зависит не только от ее продолжительности, но и от
типа системы охлаждения. Машины с непосредственным охлаждением обмоток
более чувствительны к деформации обмоток при их нагревании, поэтому они
допускают меньшие перегрузки, чем машины с косвенным охлаждением.
Асинхронный режим работы генераторов
Такой режим возникает при потере возбуждения генераторов вследствие
повреждений в системе возбуждения или ошибочных отключений автомата гашения
поля, а также при выпадении машины из синхронизма в результате коротких
замыканий в сети. Ниже рассматривается режим, обусловленный потерей
возбуждения.
С уменьшением тока возбуждения уменьшается, как это видно из
P
EqU
xd
EqU
U 2 xd  xq
sin  
sin 2 и P 
sin  , тормозящий электромагнитный момент
2 xd xq
xd
генератора; при некотором значении тока возбуждения этот момент оказывается
меньше вращающего момента турбины и генератор выпадает из синхронизма. За
счет избыточного вращающего момента ротор ускоряется. Магнитное поле статора,
вращающееся в пространстве с синхронной частотой вращения, пересекает ротор и
наводит в теле ротора, в демпферных обмотках и в обмотке возбуждения (если она
замкнута) токи с частотой скольжения. Эти токи создают тормозящий асинхронный
момент, и генератор начинает выдавать активную мощность в сеть. Частота
вращения ротора увеличивается до тех пор, пока асинхронный момент не станет
равным вращающему моменту турбины. Так как регулятор частоты вращения
турбины при увеличении частоты вращения действует на уменьшение количества
пара или воды, пропускаемой через турбину, то с увеличением частоты вращения
вращающий момент турбины уменьшается от m0 до m1 и m2, определяемых точками
пересечения характеристики регулирования турбины (кривая 1 на рис. 1) с характеристиками асинхронных моментов генераторов (кривые 2 и 3). При этом активная
мощность, развиваемая генераторами, также уменьшается от P0≡m0 до P1≡m1 и
P2≡m2.
Рис. 1. Характеристики турбины и асинхронных моментов генераторов.
1 – характеристика регулирования турбины; 2 – асинхронный момент турбогенератора; 3 –
асинхронный момент гидрогенератора с демпферными обмотками; 4 - асинхронный момент
гидрогенератора без демпферных обмоток.
Скольжение s, с которым работает генератор в асинхронном режиме,
определяет потери мощности в роторе и его нагрев (большему скольжению
соответствуют большие потери и нагрев ротора). Чем больше максимальный асинхронный момент и круче кривая асинхронного момента генератора, тем с большей
мощностью и при меньшем скольжении он работает. В асинхронном режиме
генератор потребляет из сети большую реактивную мощность для намагничивания.
Поэтому напряжение на выводах генератора и в сети снижается. Потребляемый
реактивный ток зависит от индуктивных сопротивлений генератора xd и xq и
скольжения s, с которым работает генератор: чем больше xd и xq и меньше s, тем
меньше потребляемый реактивный ток.
Гидрогенераторы без демпферных обмоток имеют небольшой асинхронный
момент и пологую характеристику асинхронного момента (кривая 4), поэтому в
асинхронном режиме они развивают большую частоту вращения и снижают
нагрузку почти до нуля. Гидрогенераторы с демпферными обмотками имеют
больший асинхронный момент и более крутую характеристику асинхронного
момента, чем гидрогенераторы без демпферных обмоток (кривая 3). Однако
скольжение генератора при этом достаточно велико (3-5%), поэтому возникает
опасность перегрева демпферной обмотки. Кроме того, у гидрогенераторов
индуктивные сопротивления xd и xq меньше, чем у турбогенераторов, поэтому, даже
работая без активной нагрузки, они потребляют из сети большой реактивный ток
(он превышает номинальный ток статора, так как xq <1). В связи со сказанным

работа гидрогенераторов без демпферных обмоток в асинхронном режиме
недопустима, а работа гидрогенераторов с демпферными обмотками допустима
только в течение нескольких секунд, необходимых для быстрого восстановления
возбуждения.
Турбогенераторы имеют более благоприятную характеристику асинхронного
момента, чем гидрогенераторы (кривая 2). Они могут работать с большой активной
нагрузкой при малых скольжениях (s<1%). В отличие от гидрогенераторов у
турбогенераторов xq  xd >1, а скольжение s при асинхронном режиме невелико (рис.


1). Поэтому турбогенераторы потребляют меньший реактивный ток и напряжение в
сети снижается значительно меньше; соответственно меньше потери мощности в
роторе. Однако продолжительный асинхронный режим со значительной активной
нагрузкой может оказаться опасным и для турбогенераторов, так как увеличенный
реактивный ток статора может вызвать повышенный нагрев, как самой обмотки
статора, так и крайних пакетов стали статора. Кроме того, токи, наводимые в роторе,
имеют повышенную частоту и в большей степени вытесняются на поверхность
ротора. В связи с этим увеличивается нагрев ротора, особенно его торцов, где
замыкаются наведенные токи. Поэтому продолжительность такого режима
ограниченна. Для турбогенераторов малой и средней мощности (до 100 МВт) с
косвенной системой охлаждения и с непосредственным охлаждением обмотки
ротора допускаемая продолжительность асинхронного режима составляет не более
30 мин при работе с активной нагрузкой 50-70% номинальной. При этом ток статора
не
должен
превышать
допускаемых
значений.
Турбогенераторы
с
непосредственным охлаждением имеют большие значения сверхпереходных и
переходных сопротивлений и соответственно меньшие значения среднего
асинхронного момента, поэтому при асинхронном режиме они работают с
повышенными скольжением и током статора.
Вместе с тем из-за больших плотностей тока в обмотках продолжительность
их допускаемых перегрузок весьма ограниченна. Кроме того, в асинхронном режиме
имеет место повышенный нагрев поверхности бочки ротора и торцовой зоны
статора вследствие менее интенсивного их охлаждения, чем обмотки. Поэтому для
турбогенераторов с непосредственным охлаждением рекомендуется работа с
нагрузкой не более 60% номинальной в течение 3-4 мин, необходимых для ресинхронизации.
Несимметричные режимы работы генераторов
Такие режимы могут быть вызваны обрывами или отключениями одной фазы
линии, отключением одной из фаз трансформаторной группы, однофазной
нагрузкой в виде электротяги и плавильных печей и др. Возникающие при
несимметричном режиме токи обратной последовательности создают дополнительный нагрев обмотки статора. Магнитное поле обратной последовательности,
вращаясь относительно ротора с двойной синхронной частотой вращения, наводит в
обмотке возбуждения, в демпферных контурах, а также в теле ротора и его торцовой
контактной зоне (клин, зуб, бандаж) токи частотой 100 Гц. Эти токи создают
дополнительный нагрев соответствующих частей ротора. Кроме того, поле обратной
последовательности создает знакопеременный момент, который вызывает
механические напряжения и вибрации машины.
Тепловое действие токов двойной частоты наиболее опасно для
турбогенераторов, так как их ротор выполняется из цельной поковки и имеет
большую поверхность, вследствие чего эти токи могут быть значительными. Ввиду
повышенной частоты токи вытесняются на поверхность тела ротора и замыкаются
через пазовые клинья и бандажные кольца. Поэтому наибольший нагрев происходит
в торцовых зонах ротора. Дополнительный нагрев обмотки ротора представляет
опасность для ее изоляции. Дополнительные механические напряжения в
турбогенераторах незначительны и практически не влияют на их механическую
прочность.
В гидрогенераторах в силу отсутствия массивных частей на роторе токи
двойной частоты и соответственно нагрев ротора меньше, чем в турбогенераторах.
Обычно эти токи приводят к повышенному нагреву демпферной обмотки.
Дополнительные механические напряжения и вибрации у гидрогенераторов
больше, чем у турбогенераторов.
При работе генератора в продолжительном несимметричном режиме ток наиболее
нагруженной фазы статора по условию допускаемого нагрева обмотки не должен
превышать номинального. Кроме того, температура наиболее нагретых частей
ротора, а также механические напряжения и вибрации генератора не должны
превышать допускаемых значений. Обычно предельные допускаемые значения тока
обратной последовательности для турбогенераторов определяются допускаемым
нагревом торцовой контактной зоны ротора, а для гидрогенераторов – допускаемым
нагревом демпферной системы и обмотки возбуждения, а также вибрациями
конструктивных частей и обмотки статора. В соответствии со сказанным выше
наибольшая разность токов в фазах статора при длительном несимметричном
режиме не должна превышать 15-20% для гидрогенераторов с косвенной системой
охлаждения и 10% для гидрогенераторов с непосредственной системой охлаждения
и для турбо генераторов всех типов. При этом ток обратной последовательности
примерно равен: для гидрогенераторов с косвенной системой охлаждения 7,5-10%
тока прямой последовательности, а для гидрогенераторов с непосредственной
системой охлаждения и турбогенераторов 5-7%.
При несимметричных к.з. в сети допускаемая продолжительность замыкания
t, с, не должна превышать значения, определяемого из формулы
I t 
2
2
B
2
I ном
,
где I 2 - ток обратной последовательности в долях от номинального; Iном –
2
номинальный ток генератора, А; В – импульс квадратичного тока к.з., А2·с.
Значение
B
2
I ном
принимается равным для гидрогенераторов с косвенным
охлаждением 45 с, для турбогенераторов с косвенным охлаждением 30 с и для
турбо- и гидрогенераторов с непосредственным охлаждением 8 с.
СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ
Система возбуждения предназначена для питания обмотки возбуждения
синхронной машины постоянным током и соответствующего регулирования тока
возбуждения.
Систему возбуждения принято характеризовать номинальным напряжением
возбуждения Uƒ,ном на кольцах ротора и номинальным током Iƒ,ном в обмотке
возбуждения, которые соответствуют номинальному режиму работы электрической
машины; номинальной мощностью возбуждения Рƒ,ном=Uƒ,ном·Iƒ,ном, которая обычно
составляет 0,2-0,6% номинальной мощности машины; форсировочной способностью
(кратностью форсировки); быстродействием системы возбуждения во время аварий
в энергосистеме и быстротой развозбуждения генератора в случаях его
повреждений.
Выбор номинального напряжения возбуждения определяется: мощностью
возбуждения; предельными токами, которые могут быть пропущены через
контактные кольца и щетки; предельными напряжениями, при которых возбудители
работают надежно и т.д. Номинальное напряжение возбуждения современных
генераторов составляет 80-600 В. Нижний предел относится к генераторам
мощностью несколько мегаватт, верхний – к генераторам большой мощности.
Номинальный ток возбуждения также зависит от мощности генератора. Для
генераторов небольшой мощности он составляет несколько десятков или сотен
ампер, а для генераторов мощностью более 200 МВт достигает 2000-8000 А.
Под форсировочной способностью по напряжению понимают отношение
наибольшего установившегося напряжения (потолка) Uƒ,п,у возбудителя
(присоединенного к обмотке возбуждения генератора) к номинальному напряжению
возбуждения Uƒ,ном, а под форсировочной способностью по току понимают
отношение предельного (наибольшего допускаемого по нагреву обмотки ротора)
тока возбуждения Iƒ,п, создаваемого возбудителем в режиме форсировки, к
номинальному току возбуждения Iƒ,ном.
Быстродействие системы возбуждения в процессе форсировки напряжения
при авариях в энергосистемах характеризуют номинальной скоростью нарастания
напряжения возбудителя, 1/с, которая определяется по формуле
  0,632
U f ,п  U f ,ном
U f ,ном  t1
,
где Uƒ,п – предельное напряжение возбудителя (для электромашинных возбудителей
Uƒ,п= Uƒ,п,у, для вентильных систем Uƒ,п> Uƒ,п,у; t1 – время, в течение которого
напряжение возбудителя возрастает до значения Uƒ = Uƒ,ном+0,632(Uƒ,п-Uƒ,ном).
Рис. 1. Определение номинальной скорости нарастания напряжения возбудителя.
Для систем возбуждения, у которых кривая uf=f(t) при форсировке возбуждения
может быть представлена экспонентой uf= Uƒ,п -(Uƒ,п-Uƒ,ном)e-t/Te, время t1=Tе (рис.
1). Постоянная времени подъема напряжения возбудителя Tе определяется
параметрами возбудителя, кратностью форсировки и быстродействием
автоматического регулятора возбуждения, а в электромашинной системе возбуждения также и частотой вращения возбудителя. Скорость нарастания напряжения
тем выше, чем больше потолок возбуждения и чем меньше постоянная времени Tе.
К системе возбуждения синхронных машин предъявляются высокие
требования. Она должна обеспечивать надежное питание обмотки возбуждения в
нормальных и аварийных режимах; система возбуждения должна обеспечивать
устойчивое регулирование тока возбуждения при изменении нагрузки генератора от
нуля до номинальной; система возбуждения должна быть достаточно
быстродействующей; она должна обеспечить потолочное возбуждение в течение
определенного времени, необходимого для восстановления режима после
ликвидации аварии; кратность форсировки по напряжению должна быть не менее
2,0. Часто ее увеличивают до трех-четырех и более.
Кратность форсировки по напряжению и соответственно предельное
напряжение возбудителя ограничиваются испытательным напряжением изоляции
обмотки ротора, а при наличии коллекторного возбудителя – дополнительно
опасностью появления кругового огня на коллекторных пластинах. Предельный ток
возбуждения и длительность работы с таким током ограничиваются допускаемым
нагревом ротора и зависят от типа системы охлаждения.
Номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения должна быть не
менее 2 1/с, а для генераторов, к которым предъявляются повышенные требования в
отношении устойчивости, она может быть значительно выше (более 7-91/с).
В зависимости от источника энергии, используемого для возбуждения
синхронной машины, все системы возбуждения можно подразделить на три
основные группы:
1) системы возбуждения, в которых источником энергии является генератор
постоянного тока (возбудитель);
2) системы возбуждения, в которых источником энергии является генератор
переменного тока (возбудитель). Переменный ток возбудителя преобразуется в
постоянный с помощью полупроводниковых управляемых или неуправляемых
выпрямителей;
3) системы возбуждения, в которых используется энергия самой
возбуждаемой машины (самовозбуждение). Эта энергия преобразуется с помощью
специальных трансформаторов и полупроводниковых выпрямителей.
Первая система является независимой от напряжения возбуждаемой машины,
если возбудитель приводится во вращение от ее вала или от электродвигателя,
который подключен к вспомогательному генератору, расположенному на одном
валу с возбуждаемой машиной. Вторая система также является независимой, а
третья - зависимой от напряжения статора возбуждаемой машины.
Электромашинная система возбуждения возбудителем постоянного тока
Здесь возбудителем служит генератор постоянного тока, который в
зависимости от схемы питания его обмотки возбуждения работает или по схеме
самовозбуждения (рис. 2), или по схеме независимого возбуждения. В последнем
случае устанавливают вторую машину постоянного тока-подвозбудитель. Для
возбуждения синхронных генераторов большее распространение получила схема
самовозбуждения как более простая и более надежная в эксплуатации.
Регулирование тока возбуждения здесь осуществляет автоматический регулятор
возбуждения путем изменения тока возбуждения возбудителя.
Рис. 2. Электромашинная система возбуждения с генератором постоянного тока,
работающим по схеме самовозбуждения.
В – возбудитель; ОВГ – обмотка возбуждения генератора; ОВВ – обмотка
возбуждения возбудителя; ЮР – шунтовой реостат; АРВ - автоматический регулятор
возбуждения; r – разрядный резистор.
Электромашинную систему возбуждения, в которой возбудитель
непосредственно сочленен с валом возбуждаемой машины, принято называть
прямой, а электромашинную систему возбуждения, в которой привод возбудителя
осуществляется от электродвигателя (независимо от источника его питания), косвенной.
При прямом возбуждении (рис. 3, а) возбудитель приводится во вращение
непосредственно от вала генератора. Такая система возбуждения имеет ряд
достоинств: ввиду большой инерции агрегата турбина - генератор частота вращения
возбудителя при к.з. практически остается неизменной; система содержит
небольшое количество оборудования и поэтому обладает достаточной надежностью
и небольшой стоимостью. Однако ремонт и ревизия возбудителя возможны только
при остановленном генераторе. Кроме того, эта система возбуждения не может быть
использована для возбуждения мощных генераторов. По условиям надежной
коммутации и механической прочности коллектора предельная мощность
электромашинных возбудителей постоянного тока при частоте вращения 750
об/мин составляет 2500-3600 кВт, а при частоте 3000 об/мин снижается до 300500 кВт, что соответствует мощности возбуждения турбогенераторов 100-150 МВт.
Предельная мощность тихоходных возбудителей ограничена размерами возбудителя
и скоростью нарастания напряжения.
По указанным причинам нельзя создать мощные возбудители,
предназначенные для непосредственного соединения с валом крупных
быстроходных турбогенераторов и тихоходных гидрогенераторов. Прямая
электромашинная система возбуждения нашла применение только для турбо- и
гидрогенераторов небольшой мощности.
При косвенном возбуждении возбудитель приводится во вращение
двигателем, который может быть подключен или к вспомогательному синхронному
генератору, установленному вместе со своим возбудителем на общем валу с
генератором (рис. 3, б) или к шинам системы с.н. (рис. 3, в). В первом случае
систему часто называют независимой, во втором – зависимой.
Рис. 3. Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока.
а – независимое прямое возбуждение; б – независимое косвенное возбуждение; в –
зависимое косвенное возбуждение; Д – двигатель; ВГ – вспомогательный генератор; М –
соединительная муфта.
Установка отдельного двигателя позволяет выбрать рациональную частоту
вращения возбудителя, при которой может быть изготовлен возбудитель требуемой
мощности и размеров. Однако такая система возбуждения сложнее прямой системы,
поэтому обладает меньшей надежностью, а при подключении электродвигателя к
шинам с.н. она оказывается чувствительной к изменениям напряжения во внешней
сети. При кратковременных снижениях напряжения (длительность определяется
временем отключения места повреждения) возможно поддержать частоту вращения
и соответственно напряжение возбудителя в нужных пределах путем установки
маховика, повышающего механическую постоянную времени агрегата двигатель –
возбудитель. Косвенная независимая система возбуждения применена в основном
только для тихоходных гидрогенераторов небольшой мощности, а косвенная
зависимая система с маховиком – для возбуждения синхронных компенсаторов,
капсульных генераторов, а также для резервного возбуждения генераторов.
Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока
характеризуется большими постоянными времени Tе (0,3-0,6 с), небольшими
потолками по напряжению (не более 2Uƒ,ном) и соответственно небольшими
скоростями подъема возбуждения. Учитывая также вышеприведенные недостатки, в
настоящее время ее заменяют более совершенными системами, которые приводятся
ниже.
Системы возбуждения с возбудителем переменного тока и
полупроводниковыми выпрямителями
Система возбуждения с возбудителем повышенной частоты и неподвижными полупроводниковыми выпрямителями. Эту систему называют
«высокочастотной», так как для уменьшения размеров возбудителя и магнитных
усилителей системы регулирования возбудитель переменного тока выполняют высокочастотным (обычно 500 ГЦ). Высокочастотная система (рис. 4) была установлена
на некоторых турбогенераторах мощностью 160-300 МВт. По своему быстродействию она эквивалентна электромашинной системе возбуждения. Поэтому в
дальнейшем предполагается замена этой системы более быстродействующими (см.
ниже).
Рис. 4. Высокочастотная система возбуждения.
Р – разрядник; r – разрядный резистор; АГП – автомат гашения поля; К – контакты
контактора; ОВГ – обмотка возбуждения генератора; ОВВ – обмотка возбуждения
возбудителя; ПВ - подвозбудитель; МУ – магнитный усилитель.
Система возбуждения с возбудителем 50 Гц и статическими выпрямителями
(статическая тиристорная система независимого возбуждения). В этой системе
возбуждения (рис. 5) группа статических выпрямителей преобразует переменный
ток возбудителя В с частотой 50 Гц в постоянный. Возбудителем является
синхронный генератор, расположенный на одном валу с возбуждаемым генератором
(независимое возбуждение). Статическая выпрямительная установка состоит из
управляемых полупроводниковых кремниевых вентилей – тиристоров.
Рис. 5. Статическая тиристорная система независимого возбуждения.
Т1 – трансформатор, питающий системы управления вентилями рабочей группы СУВР и
форсировочной группы СУВФ; Т2 – трансформатор самовозбуждения возбудителя; ВВ –
вентили системы возбуждения возбудителя.
Если необходимы небольшие потолки возбуждения (порядка 2Uƒ,ном)
возможно применение одной группы вентилей. В системах возбуждения с высокими
потолками возбуждения (более 2Uƒ,ном) при наличии одной группы вентилей после
коммутации тока с одного вентиля на другой возникает большой скачок напряжения
на погасшем вентиле. Это увеличивает вероятность пробоя вентилей, искривляет
форму кривой выпрямленного напряжения и создает перенапряжения в обмотке
ротора. Поэтому при высоких потолках возбуждения обычно применяют две группы
вентилей – рабочую ВР и форсировочную ВФ. Обе группы соединяют параллельно
по трехфазной мостовой схеме. За счет коммутации вентиля одной группы на
вентиль другой группы обратное напряжение вентилей рабочей группы
уменьшается. Рабочая группа вентилей обеспечивает основное возбуждение
генератора в нормальном режиме, форсировочная группа – форсировку и гашение
поля генератора в аварийных режимах, поэтому в нормальном режиме она работает
с небольшими токами (20-30% номинального тока ротора); при форсировке
форсировочная группа полностью либо частично открывается и дает весь ток
форсировки, а рабочая группа вентилей запирается более высоким напряжением
форсировочной группы.
Для питания двух групп вентилей обмотку каждой фазы возбудителя
выполняют из двух частей: низкого напряжения, сечение которой рассчитано на
длительное прохождение рабочего тока, и высокого напряжения, сечение которой
рассчитано на кратковременное прохождение тока форсировки. К первой
подключены вентили рабочей группы, а ко второй - вентили форсировочной
группы.
Независимая система возбуждения с возбудителем переменного тока и
статическими преобразователями обладает высоким быстродействием (υ≈501/с), так
как она имеет высокие потолки возбуждения (до 4Uƒ,ном)
и вследствие
безынерционности вентилей малые постоянные времени Tе<0,02 с). Кроме того,
система позволяет производить замену вышедших из строя вентилей без остановки
генератора и осуществлять гашение поля генератора путем перевода вентилей в
инверторный режим. К недостаткам этой системы возбуждения следует отнести
наличие возбудителя переменного тока, который усложняет эксплуатацию и
увеличивает стоимость всей системы возбуждения (по сравнению с системой
самовозбуждения, рассмотренной ниже), а также наличие скользящих контактов (в
ней сохраняются контактные кольца и щетки ротора). Эта система целесообразна
для возбуждения гидро- и турбогенераторов мощностью 250-300 МВт и более, если
генераторы работают на длинные линии электропередачи или расположены вблизи
потребителей, у которых вследствие работы ионного привода, дуговых печей,
прокатных станов резко колеблется напряжение.
Система возбуждения с возбудителем 50 Гц и вращающимися
выпрямителями (бесщеточная система). В этой системе (рис. 6, а) в качестве
возбудителя В используется синхронный генератор частотой 50 Гц особой
конструкции: его обмотка возбуждения ОВВ расположена на неподвижном статоре,
а обмотка трехфазного переменн6го тока расположена на вращающемся роторе.
Обмотка ОВВ получает питание через выпрямители ВВ от подвозбудителя ПВ
индукторного типа с постоянными магнитами. Переменный ток трехфазной обмотки
якоря возбудителя выпрямляется с помощью вращающихся с той же частотой
вращения выпрямителей, в качестве которых используют неуправляемые
полупроводниковые (кремниевые) вентили – диоды и управляемые - тиристоры. На
рис. 6, б показана бесщеточная система с тиристорами Т, смонтированными на
дисках Д1, расположенных на валу между возбудителем и соединительной муфтой
М. В том же месте на других дисках Д2 расположены делители напряжения,
выравнивающие распределение напряжения на вентилях, и плавкие предохранители,
отключающие пробитые вентили. Количество вентилей выбрано с таким расчетом,
чтобы при выходе из работы части вентилей (около 20%) оставшиеся в работе могли
обеспечить возбуждение синхронной машины в режиме форсировки. Поскольку
обмотка переменного тока возбудителя, вентили и обмотка возбуждения генератора
вращаются с одной частотой вращения, то их можно соединить между собой
жестким токопроводом без применения контактных колец и щеток. Регулирование
тока возбуждения возбуждаемой машины осуществляется от АРВ путем
воздействия на тиристоры через импульсное устройство ИУ и вращающийся
трансформатор ВТ.
Достоинством бесщеточной системы возбуждения является отсутствие
коллекторов, контактных колец и щеток, благодаря чему значительно повышается
надежность ее работы и облегчается эксплуатация. Недостатком этой системы
является необходимость остановки машины для подключения резервного
возбуждения и замены вышедших из строя вентилей и перегоревших
предохранителей.
Рис. 6. Бесщеточная система возбуждения.
а – принципиальная схема; б – схема взаимного расположения основного оборудования.
Бесщеточная система используется для возбуждения синхронных
компенсаторов мощностью 50 МВ·А и более и турбогенераторов мощностью 1000
МВт и более.
Системы самовозбуждения со статическими выпрямителями
Эти системы являются быстродействующими. На рис. 7 показана одна из
таких систем – статическая тиристорная система самовозбуждения. В последней
использованы управляемые полупроводниковые (кремниевые) вентили-тиристоры,
на которые подается напряжение от статора генератора через специальный
выпрямительный трансформатор ВТ, подключенный к выводам обмотки статора, и
последовательный трансформатор ПТ, первичная обмотка которого включена
последовательно в цепь статора со стороны нулевых выводов генератора.
Применяются также схемы только с выпрямительным трансформатором.
Выпрямительная установка состоит из двух групп вентилей: рабочей группы ВР,
которая обеспечивает основное возбуждение в нормальном режиме, и
форсировочной группы ВФ, которая обеспечивает возбуждение синхронной
машины при форсировке. Рабочие вентили подключены к низковольтной части
обмотки выпрямительного трансформатора, а форсировочные – через
последовательный трансформатор – к высоковольтной части обмотки
выпрямительного трансформатора. Управление тиристорами осуществляется от
систем управления СУВР и СУВФ через трансформаторы собственных нужд ТСНР
и ТСНФ. Начальное возбуждение генератор получает от резервного возбудителя.
Рис.7 . Статическая тиристорная система самовозбуждения.
Достоинством схемы только с выпрямительным трансформатором является ее
простота. Однако при к.з. вблизи генератора напряжение на его выводах снижается,
что приводит к снижению напряжения на вентилях. Последовательный
трансформатор обеспечивает более надежное возбуждение при близких к.з. Наличие
только статических элементов обусловливает высокую надежность систем
самовозбуждения. Система без последовательного трансформатора применяется для
возбуждения турбогенераторов мощностью до 200 МВт и гидрогенераторов
мощностью до 300 МВт включительно; система с выпрямительным и
последовательным трансформаторами – для турбогенераторов мощностью 300-800
МВт и гидрогенераторов до 400 МВт.
Лекция № 11,12,13,14,15
РЕЖИМЫ РАБОТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ
График нагрузки (нагрузочная диаграмма) – кривая, показывающая
изменение нагрузок за определенный промежуток времени.
Подстанция – электроустановка, служащая для преобразования и
распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов или других
преобразователей энергии, распределительных устройств, устройств управления и
вспомогательных сооружений. В зависимости от преобладания той или иной
функции подстанций, они называются соответственно трансформаторными или
преобразовательными.
Получасовой максимум – активная нагрузка, являющаяся максимальной из
средних 30 – минутных нагрузок наиболее загруженной смены промышленного
предприятия.
Потери активной мощности – активная мощность, расходуемая в
элементах электрической сети.
Потери электрической энергии – электрическая энергия, расходуемая в
элементах электрической сети.
Потребитель электрической энергии – группа электроприемников,
объединенных технологическим процессом и размещенных на определенной
территории.
Приемник электрической энергии (электроприемник) – аппарат, агрегат,
механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид
энергии.
Расчетная нагрузка по допускаемому нагреву – неизменная во времени 30 –
минутная нагрузка, которая вызывает такой же нагрев проводников сети или
тепловой износ изоляции, как и реальная переменная во времени нагрузка.
Система
электроснабжения
–
совокупность
взаимосвязанных
энергоустановок, осуществляющих электроснабжение района, города, предприятия.
Электрическая нагрузка – мощность, потребляемая электроустановкой в
определенный момент времени.
Электрическая сеть – совокупность электроустановок для передачи и
распределения
электрической
энергии,
состоящая
из
подстанций,
распределительных устройств, токопроводов, воздушных (ВЛ) и кабельных линий
электропередачи, работающих на определенной территории.
Электрическая энергия - форма энергии движущихся электронов или
распределения электрического заряда в пространстве.
Электрооборудование – совокупность электротехнических устройств и
(или) изделий.
Электроснабжение – обеспечение потребителей электрической энергией.
Электротехнические устройства – устройства, в которых при их работе
производится, преобразуется, передается и распределяется электрическая энергия.
Электроустановка – энергоустановка, предназначенная для производства
или преобразования, передачи, распределения или потребления электрической
энергии.
Энергопотребление - физическая величина, отражающая количество
потребляемого хозяйственным субъектом энергоресурса определенного качества.
Используется для расчета показателей энергоэффективности.
Энергосбережение - реализация правовых, организационных, научных,
производственных, технических и экономических мер, направленных на
эффективное использование энергетических ресурсов и на вовлечение в
хозяйственный оборот возобновляемых источников энергии.
Эффективное использование ЭЭ - достижение технически возможной и
экономически оправданной эффективности использования ЭЭ при
существующем уровне развития технологии и одновременном снижении
техногенного воздействия на окружающую среду.
Допустимые режимы трансформаторов
Трансформатором называют электромагнитное устройство, имеющее две (или
более) индуктивно связанные обмотки и предназначенное для преобразования одной
системы переменного тока в другую. Наибольшее применение в электротехнических
установках имеют силовые трансформаторы, посредством которых изменяют
значения переменного напряжения и тока.
Простейший силовой трансформатор состоит из магнитопровода,
выполненного из листовой электротехнической стали, и двух обмоток,
расположенных на его стержнях (рис. 1). Одна из обмоток, которую называют
первичной, присоединена к источнику переменного тока Г с напряжением U 1 . К
другой обмотке, называемой вторичной, подключен электроприемник, имеющий
сопротивление ZH .
Первичная и вторичная обмотки не имеют электрической связи друг с другом,
и мощность из одной обмотки в другую передается электромагнитным путем.
Магнитопровод, на котором расположены обмотки, служит для усиления
индуктивной связи между ними.
Действие трансформатора основано на явлении электромагнитной индукции.
При подключении первичной обмотки к источнику переменного тока в ее витках
будет протекать переменный ток i1 , который создает переменный магнитный поток
Ф. Замыкаясь в магнитопроводе, этот поток сцепляется с обеими обмотками и
индуцирует в них ЭДС:
в первичной обмотке ЭДС самоиндукции
e1   w1
d
,
dt
(1)
во вторичной обмотке ЭДС взаимоиндукции
e2   w 2
d
,
dt
(2)
где w1 , w 2 -число витков в первичной и вторичной обмотках.
При подключении нагрузки ZH к выводам вторичной обмотки под действием
ЭДС e 2 создается ток i 2 и на ее выводах устанавливается напряжение U 2 . В
повышающих трансформаторах U 2 U1 , а в понижающих U 2 U1 .
Из выражений (1) и (2) видно, что ЭДС e1 и e 2 отличаются друг от друга из-за
разного числа витков w 1 и w 2 , поэтому, применяя обмотки с требуемым
соотношением витков, можно изготовить трансформатор на любое отношение
напряжений. Отношение ЭДС обмоток, равное отношению числа их витков
называется коэффициентом трансформации
e
w
U
k тр  1  1  1 .
e2 w 2 U 2
Обмотку трансформатора, подключенную к сети с более высоким
напряжением, называют обмоткой высшего напряжения (ВН); обмотку,
присоединенную к сети меньшего напряжения, - обмоткой низшего напряжения
(НН).
На рис. 1б показано изображение однофазного трансформатора на
принципиальных электрических схемах, а на рис. 1в и г приведена принципиальная
схема трехфазного трансформатора и его условное графическое обозначение.
Трансформаторы обладают свойством обратимости, один и тот же
трансформатор можно использовать в качестве повышающего и понижающего. Но
обычно трансформатор имеет определенное назначение: либо он повышающий,
либо - понижающий.
Трансформатор - это аппарат переменного тока. Если его первичную обмотку
подключить к источнику постоянного тока, то магнитный поток в магнитопроводе
трансформатора также будет постоянным как по величине, так и по направлению
 d

 0  , поэтому в обмотках не будет наводиться ЭДС, а следовательно,

 dt

электроэнергия из первичной цепи не будет передаваться во вторичную.
Силовой трансформатор состоит из следующих элементов: магнитопровода,
обмоток, вводов, бака и др. Магнитопровод с размещенными на его стержнях
обмотками составляет активную часть трансформатора. Остальные элементы
трансформатора являются неактивными (вспомогательными) частями.
Магнитопровод. Магнитопровод (рис.2) выполняет две функции:
 образует магнитную цепь, по которой замыкается поток Ф;
 является основой для крепления обмоток.
Магнитопровод состоит из тонких (обычно толщиной 0,5 мм) стальных
пластин, покрытых с двух сторон изолирующим лаком. Такая конструкция
обеспечивает ослабление вихревых токов, наводимых в магнитопроводе
переменным магнитным потоком, и следовательно, снижение потерь энергии в
трансформаторе.
Обмотки силовых трансформаторов выполняют из обмоточных проводов
круглого или прямоугольного сечения, изолированных хлопчатобумажной пряжей
или кабельной бумагой. Основой обмотки в большинстве случаев является
бумажно-бакелитовый цилиндр, на котором крепятся элементы, обеспечивающие
механическую и электрическую прочность.
Обмотки силовых трансформаторов выполняют, как правило, в виде
цилиндров, размещаемых на стержне концентрически: ближе к стержню обычно
располагают обмотку НН (требующую меньшей изоляции от стержня), а снаружи—
обмотку ВН.
Обмотки разделяют на несколько типов:
1. Цилиндрические однослойные или двухслойные обмотки из провода
прямоугольного сечения (рис. 3а) используют главным образом в качестве обмоток
НН на номинальный ток до 800 А.
2. Винтовые одно- и многоходовые обмотки выполняют из нескольких
параллельных проводов прямоугольного сечения. При этом витки укладывают по
винтовой линии, имеющей один или несколько ходов (рис. 3б).
3. Непрерывные обмотки (рис. 3в) состоят из отдельных секций, намотанных
по спирали и соединенных между собой без пайки. Непрерывные обмотки получили
наибольшее применение, что объясняется их большой механической прочностью и
надежностью.
В трансформаторах с масляным охлаждением магнитопровод с обмотками
помещен в бак, наполненный трансформаторным маслом (рис.4). Трансформаторное
масло, омывая обмотки 2 и 3 и магнитопровод 1, отбирает от них теплоту и, обладая
высокой теплопроводностью, через стенки бака 4 и трубы радиатора 5 отдает ее в
окружающую среду. Наличие трансформаторного масла обеспечивает более
надежную работу высоковольтных трансформаторов, так как электрическая
прочность масла намного выше, чем воздуха. Масляное охлаждение интенсивнее
воздушного, поэтому габариты и вес масляных трансформаторов меньше, чем у
сухих трансформаторов такой же мощности.
Для компенсации объема масла при изменении температуры, а также для
защиты масла от окисления и увлажнения при контакте с воздухом применяют
расширитель 9, представляющий собой цилиндрический сосуд, установленный на
крышке бака и сообщающийся с ним. Колебания уровня масла с изменением его
температуры происходят не в баке, который всегда заполнен маслом, а в
расширителе, сообщающемся с атмосферой.
Обмотки трансформатора с внешней цепью соединяют вводами 7 и 8. В
масляных трансформаторах для вводов обычно используют проходные фарфоровые
изоляторы. Такой ввод снабжен металлическим фланцем, посредством которого он
крепится к крышке бака. К дну бака прикреплена тележка, позволяющая перемещать
трансформатор в пределах подстанции. На крышке бака расположена рукоятка
переключателя 6, с помощью которого можно изменять коэффициент
трансформации. Это бывает необходимо делать для регулирования напряжения в
электрической сети.
Потери и КПД трансформатора. В процессе трансформирования
электрической энергии часть ее теряется в трансформаторе. Потери в
трансформаторе разделяются на электрические и магнитные.
Электрические (нагрузочные) потери обусловлены нагревом обмоток
трансформаторов при прохождении по ним электрического тока. Мощность
электрических потерь пропорциональна квадрату тока и определяется суммой
потерь в первичной и вторичной обмотках.
Нагрузочные потери определяются по выражению:
2
 S 
PЭ  PK   ,
 SH 
где PK - паспортный параметр трансформатора, называемый потерями
короткого замыкания; S-мощность, передаваемая через трансформатор; S H номинальная мощность трансформатора.
Электрические потери называют переменными, так как их величина зависит от
нагрузки S трансформатора.
Магнитные потери возникают в магнитопроводе трансформатора. Их причина
- систематическое перемагничивание магнитопровода переменным магнитным
полем. Перемагничивание вызывает два вида магнитных потерь: потери от
гистерезиса, связанные с затратой энергии на уничтожение остаточного магнетизма
в ферромагнитном материале магнитопровода, и потери от вихревых токов,
наводимых переменным магнитным полем в пластинах магнитопровода.
С целью уменьшения магнитных потерь магнитопровод трансформатора
выполняют из магнитно-мягкого ферромагнитного материала — тонколистовой
электротехнической стали. При этом магнитопровод делают шихтованным в виде
пакетов из тонких пластин, изолированных с двух сторон тонкой пленкой лака.
При неизменном первичном напряжении магнитные потери, называемые
иначе потерями холостого хода PX постоянны, т. е. не зависят от нагрузки
трансформатора.
Суммарные потери в трансформаторе определяются по формуле:
2
 S 
P  PX  PK   .
 SH 
(3)
Коэффициент полезного действия трансформатора определяется как
отношение активной мощности P2 вторичной обмотки (полезная мощность) к
активной мощности P1 первичной обмотки (подводимая мощность):
P P  P
P
,
 2  1
1
P1
P1
P1
где P - определяется по формуле (3).
Активную мощность вторичной обмотки можно найти по выражению:
 S 
P2  3U 2 I2 cos 2  SH cos 2   ,
 SH 
где U 2 ,I 2 -линейные значения напряжения и тока; cos 2 - коэффициент
мощности; S  3U 2 I 2 -мощность вторичной обмотки.
Учитывая, что P1  P2  P , можно получить выражение для расчета КПД
трансформатора:
 S 
SH cos 2  
 SH 
.
(4)

2
 S 
 S 
  SH cos 2  PX  PK  
 SH 
 SH 
Анализ формулы (4) показывает, что КПД трансформатора зависит от
 S 
коэффициента его загрузки k з    и от характера ( cos 2 ) нагрузки. Эти
 SH 
зависимости иллюстрируются графиками, приведенными на рис.6.
Экономия электроэнергии в трансформаторах. На подстанциях могут
устанавливаться несколько трансформаторов, работающих параллельно. В этом
случае суммарные потери в них определяются по формуле:
2
1 S 
P  nPx    Pк ,
n  Sн 
(5)
где n –число параллельно работающих трансформаторов.
Экономия электроэнергии за счет снижения потерь может быть достигнута
параллельным включением трансформаторов при увеличении нагрузки. На рис.7
показаны зависимости потерь активной мощности в одном и двух параллельно
работающих трансформаторах от их нагрузки S. Так как потери мощности в одном
трансформаторе согласно (5) равны
2
 S 
P1  PX  PK   ,
 SH 
(6)
а в двух параллельно включенных трансформаторах
2
1 S 
P2  2Px    Pк
2  Sн 
(7)
то равенство P1  P2 будет иметь место при нагрузке, равной
S*  SН
2PX
.
PK
(8)
Лекция № 8,9.
РАБОЧИЕ МАШИНЫ СИСТЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Рабочие машины системы с.н. электростанций весьма разнообразны по своему
назначению, конструкции, мощности. Для выбора типа привода рабочих машин
необходимо ознакомиться с их механическими характеристиками и способами
регулирования производительности.
Рабочие машины с нелинейно-возрастающей механической
характеристикой
Наибольшее применение в системе с.н. электростанций имеют лопастные
насосы и вентиляторы. На ТЭС и АЭС лопастные насосы используют в качестве
питательных, конденсатных, циркуляционных насосов и др.; на станциях всех типов
– в качестве насосов технического, противопожарного и хозяйственного
водоснабжения. Лопастные вентиляторы используют на ТЭС в качестве дымососов,
дутьевых вентиляторов, вентиляторов первичного воздуха и др.
Кроме лопастных насосов некоторое применение имеют объемные насосы
(насосы вытеснения), в частности ротационные. Последние используют, например, в
системах смазки и регулирования турбин. Однако их доля в системе с.н.
электростанций
незначительна.
Поэтому
ниже
рассмотрены
основные
характеристики лишь лопастных машин.
Лопастные машины передают энергию от двигателя к перемещаемой
жидкости (газу) с помощью рабочего колеса с лопастями в процессе обтекания
лопастей и их силового воздействия на жидкость (газ). Лопастные машины делятся
на центробежные и осевые.
В центробежной машине лопасти вместе с боковыми стенками рабочего
колеса образуют каналы, направленные от центра колеса к периферии (рис. 1).
Поэтому при работе машины жидкость (газ), поступающая в насос (вентилятор) в
осевом направлении, приходит во вращательное движение и под действием
центробежных сил перемешается в основном в радиальном направлении. Затем по
спиральному отводу, выполненному в виде диффузорного канала, жидкость (газ)
направляется в напорный патрубок.
В осевой машине (рис. 2) лопасти имеют обтекаемый профиль (как у крыла
самолета) и закреплены на втулке под углом к плоскости вращения колеса.
Благодаря этому по обе стороны каждой лопасти возникает разность давлений и, как
следствие, движение жидкости (газа) в осевом направлении.
Осевые машины обладают рядом преимуществ перед центробежными: они
легко обеспечивают большую производительность при умеренных напорах, более
надежно работают при запыленном газе и имеют более высокий к.п.д. в области
расчетной производительности. Поэтому в последние годы они находят все большее
применение в системе с.н. тепловых электростанций.
Рис. 1. Схема лопастной машины центробежного типа.
1 –корпус; 2 – лопасть; 3 – входное отверстие; 4 – спиральный отвод; 5 – напорный патрубок.
Рис. 2. Схема лопастной машины осевого типа.
1 – корпус; 2 – лопасть; 3 – лопаточный отвод (направляющий аппарат).
Эксплуатационные качества лопастных насосов и вентиляторов полностью
определяются их рабочими характеристиками - зависимостями напора Н,
представляющего собой удельную энергию, которую сообщает машина жидкости
или газу, мощности на валу Р и полного к.п.д. η от подачи (производительности) Q.
Эти характеристики зависят от типа машины.
Насосы центробежного типа обычно имеют выпуклую характеристику
H=f(Q) (ее часто называют главной или Н-Q-характеристикой) с восходящей и
нисходящей частями (участки 1-2 и 2-3 кривой H=f(Q), приведенной на рис. 3).
Работа насоса на восходящей части характеристики нежелательна, так как она
сопровождается большими гидравлическими потерями, шумом и может быть
неустойчивой. Поэтому при разработке конструкций насосов стремятся добиться,
чтобы эта часть характеристики была относительно небольшой.
Рис. 3. Рабочие характеристики центробежного насоса.
Нисходящая часть Н-Q-характеристики может быть как пологой (крутизна не
превышает 10-12%), так и крутой (крутизна доходит до 25-30%). Выбор насоса с
той или иной крутизной характеристики определяется тем, какой параметр – напор
или подача – должен мало изменяться при изменении режима работы насоса.
Зависимость к.п.д. насосов центробежного типа от их подачи также представляет
собой выпуклую кривую (линия η на рис. 3), которая при некоторой подаче Qопт
имеет максимум ηmax. Поэтому подача Qопт и соответствующий ей напор Нопт
являются оптимальными, а точка 4 главной характеристики – точкой оптимального
режима. В условиях эксплуатации насосы часто работают с подачей и напором,
отличными от оптимальных, и, следовательно, с пониженным к.п.д. однако
снижение к.п.д. более чем на 7% нежелательно. Этим и определяется рабочий
участок Н-Q-характеристики (на рис. 3 он ограничен точками 5 и 6, которым
соответствует минимально допустимый к.п.д. ηдоп).
Зависимость мощности на валу насосов центробежного типа от их подачи
обычно представляет собой слегка изогнутую восходящую линию (кривая Р на рис.
3). Точка пересечения этой линии с осью ординат – определяет мощность холостого
хода Рх, которая расходуется на покрытие потерь, обусловленных циркуляционными
потоками в насосе, трением дисков о жидкость, а также трением в сальниках и
подшипниках. Мощность холостого хода обычно не превышает 30-40%
номинальной мощности на валу насоса, поэтому пуск в ход центробежных насосов
производят при закрытых напорных задвижках.
Вентиляторы центробежного типа работают со сравнительно небольшими
напорами (до 15000 Па) и практически не сжимают газ, поэтому их рабочий
процесс мало отличается от рабочего процесса центробежных насосов. Однако
присущие вентиляторам конструктивные особенности отражаются на их
характеристиках. Последние могут иметь только нисходящую часть или при малых
подачах иметь седлообразную форму.
Насосы и вентиляторы осевого типа передают энергию потоку жидкости или
газа благодаря подъемной силе лопастей. Поэтому их рабочие характеристики по
форме существенно отличаются от характеристик машин центробежного типа. В
частности, Н-Q-характеристики часто имеют седлообразную форму (рис. 4).
Наличие в средней части характеристики восходящего участка (участок 1-2 на рис.
4) может явиться причиной неустойчивой работы насоса (вентилятора), поэтому
машины осевого типа обычно работают на нисходящей части характеристики,
расположенной правее точки 2, т.е. с большими подачами. Минимальную подачу
насоса (вентилятора) выбирают таким образом, чтобы развиваемый при этом напор
машины составлял не более 90% напора, соответствующего вершине горба главной
рабочей характеристики.
Диапазон изменения производительности, в котором отклонения к.п.д. от
максимального не выходят за допустимые пределы, при постоянной частоте
вращения зависит от угла поворота лопастей. Машины с жестким закреплением
лопастей имеют сравнительно небольшой рабочий участок Н-Q-характеристики.
Насосы (вентиляторы), снабженные устройством для поворота лопастей при
остановленной машине, позволяют путем изменения угла поворота лопастей
изменять пределы регулирования подачи, однако при любом выбранном значении
угла эти пределы остаются сравнительно небольшими. Более экономичное, широкое
и плавное изменение подачи обеспечивают машины, оборудованные устройством
для поворота лопастей на ходу. Объясняется это тем, что при неизменном угле
поворота лопастей характеристика к.п.д.
машины осевого типа имеет резко
выраженный максимум (кривая η на рис. 4)
и
существенное
изменение
производительности
машины
сопровождается быстрым уменьшением ее
к.п.д.; при изменении угла поворота
лопастей происходит изменение как
главной рабочей характеристики, так и
характеристики к.п.д. (пунктирные кривые
на рис. 4), причем максимум последней,
мало изменяясь по величине, смещается в
ту же сторону, что и рабочая часть Н-Qхарактеристики.
Рис 4. Рабочие характеристики
машин осевого типа.
Особенностью характеристики мощности на валу машин осевого типа
является значительное превышение мощности холостого хода над номинальной
мощностью (кривая Р на рис. 4). Поэтому в отличие от центробежных машин пуск
осевых машин при закрытой задвижке на напорном трубопроводе недопустим.
Соотношение моментов на валу насоса или вентилятора при частотах
вращения ni и n1 определяется следующим выражением:
M i Pi i Qi H i1 n1


,
M 1 P1 1 Q1 H 1 i ni
или, если принять во внимание Hc=Hст+KQ2,




M i Qi H ст  KQi2 1 n1

M 1 Q1 H ст  KQ12 i ni
2
В частном случае, когда статический напор равен нулю, подача и частота вращения
лопастной машины связаны соотношением
Qi ni
 , поэтому выражение для
Q1 n1
механической характеристики принимает вид:
2
M i 1  n i 
   .
M 1  i  n1 
Таким образом, лишь при отсутствии статического напора и небольших
изменениях частоты вращения лопастной машины, когда изменение ее к.п.д.
незначительно, механическую характеристику в первом приближении можно
считать параболической. При наличии же статического напора момент на валу
машины является сложной функцией этого напора и частоты вращения, так как
подача не пропорциональна частоте вращения и зависит от статического напора.
Рис. 5. Механические характеристики насоса центробежного типа при разных
значениях статического напора.
Чтобы получить механическую характеристику лопастной машины,
работающей при статическом напоре, необходимо: 1) задаться рядом значений
n
частоты вращения и, используя формулы Qi  Q1 i
n1
2
2
n 
Q 
и H i  H 1  i   H 1  i  , по
 n1 
 Q1 
главной характеристике машины, соответствующей номинальной частоте вращения,
построить аналогичные характеристики при выбранных частотах вращения; 2)
построить характеристику трубопроводной сети; предварительно выбрав
характеристический коэффициент К в Hc=Hст+KQ2 таким, чтобы характеристика
сети проходила через точку оптимального режима главной характеристики машины,
построенной при номинальной частоте вращения; 3) найти точки пересечения
характеристики трубопроводной сети с Н-Q-характеристиками машины при разных
частотах вращения и определить соответствующие значения подачи и напора
машины; 4) для выбранных частот вращения и найденных в п. 3 подач найти к.п.д.
машины; 5) по найденным в пп. 3 и 4 значениям подачи, напора и к.п.д. машины
определить, используя формулу




M i Qi H ст  KQi2 1 n1
, моменты на ее валу,

M 1 Q1 H ст  KQ12 i ni
2
соответствующие разным частотам вращения.
Полученные таким образом механические характеристики для насоса
центробежного типа при Нст/Нном=0,5 и Нст/Нном=0,9 приведены на рис. 5. Там же
приведена механическая характеристика при Нст/Нном=0, полученная с помощью
M i 1  n i 
  
выражения
M 1  i  n1 
2
в предположении, что при любом изменении частоты
вращения машины ее к.п.д. не изменяется. Кривые показывают, что с увеличением
статического
напора
существенно
возрастает
крутизна
механической
характеристики и уменьшается длина участка, отвечающего производительной
работе машины (обрыв кривых означает прекращение подачи жидкости или газа),
поэтому значительно уменьшается допустимое снижение частоты вращения.
На тепловых электростанциях с большим статическим напором работают
питательные насосы. Поэтому последние при снижении частоты вращения резко
уменьшают подачу питательной воды в котел.
Рабочие машины с не зависящей от частоты вращения механической
характеристикой
В системе с.н. тепловых электрических станций, работающих на
пылеугольном топливе, имеется значительная группа рабочих машин,
предназначенных для приготовления и транспорта топлива. Эти машины
существенно отличаются друг от друга конструктивно, работают с разными
частотами вращения и т.д. Однако большинство таких машин (дробилки, мельницы,
питатели, краны, конвейеры, транспортеры, шнеки и др.) имеет практически не
зависящую от частоты вращения механическую характеристику. Это обстоятельство
учитывают при выборе приводных электродвигателей.
Регулирование производительности рабочих машин системы собственных
нужд
Производительность значительной части рабочих машин системы с.н.
электростанций не остается постоянной. Это связано с изменением во времени
нагрузки электростанций и соответствующего изменения производительности
котлов и мощности, развиваемой турбинами. В ряде случаев необходимость
регулирования производительности рабочих машин системы с.н. связана также с
изменением внешних условий. Так, например, производительность циркуляционных
насосов зависит не только от нагрузки турбин, но и от температуры охлаждающей
воды; производительность сушильных и мельничных вентиляторов определяется
как нагрузкой котлов, так и сортом и влажностью топлива и т.д.
Изменение производительности лопастных машин, т. е. изменение положения
рабочей точки на характеристике, может быть осуществлено или изменением их
главной характеристики, или изменением Н-Q-характеристики трубопроводной
системы.
Поэтому
возможны
различные
способы
регулирования
производительности лопастных насосов и вентиляторов, Так, для машин
центробежного типа применяют:
1) дроссельное регулирование, т.е. регулирование задвижкой при неизменной
частоте вращения приводного двигателя и рабочей машины;
2) регулирование изменением частоты вращения насоса (вентилятора);
3) регулирование с помощью лопаточного отвода (направляющего аппарата) –
только для вентиляторов.
Регулирование производительности машин осевого типа обычно
осуществляют:
1) изменением частоты вращения;
2) поворотом лопастей рабочего колеса;
3) с помощью лопаточного отвода (направляющего аппарата) только для
вентиляторов.
Выбор
способа
регулирования
производительности
определяется
требованиями в отношении плавности и пределов регулирования, экономичности,
надежности работы регулирующих устройств в различных условиях (как
нормальных, так и аварийных), возможности применения сравнительно простых
способов дистанционного управления. На выбор способа регулирования
существенно влияют также тип электростанции, назначение и мощность рабочих
машин и пр. Например, для рабочих машин, установленных на тепловых
электрических станциях, условие экономичности регулирования является одним из
определяющих, так как уменьшение энергии, затрачиваемой на привод рабочих
машин системы с.н. тепловых электростанций, даже на доли процента дает
значительный экономический эффект.
Рис. 6. Изменение напора и подачи центробежной машины при дроссельном
регулировании ее производительности.
Дроссельное регулирование центробежного насоса осуществляют дросселем
(задвижкой), установленным на напорном трубопроводе, а центробежного
вентилятора – дросселем, установленным на подводящем трубопроводе. При
закрытии дросселя характеристический коэффициент сети К, входящий в уравнение
Hc=Hст+KQ2, увеличивается, характеристика сети становится более крутой (кривая
Нс,2 на рис. 6) и рабочая точка машины, определяемая пересечением характеристики
сети с главной рабочей характеристикой насоса (вентилятора), перемещается по
последней в сторону уменьшения расхода (точка B1). Новой производительности Q1
соответствует напор машины Н1, хотя до закрытия дросселя для обеспечения той же
подачи достаточен был напор Н1΄ определяемый точкой В1΄ на характеристике
трубопроводной сети Нс,1. Таким образом, разность напоров Н1-Н1΄=ΔН1
представляет собой потерю напора (энергии) в дросселе. Очевидно, потеря
мощности на дросселирование в долях от мощности на валу машины, работающей в
номинальном (оптимальном) режиме, составляет:
Q H 
P
 1 1 max .
Pном Qном H ном 1
С увеличением глубины такого регулирования возрастает потеря напора в
дросселе, и, следовательно, возрастают непроизводительные потери мощности. Эти
потери особенно велики при отсутствии противодавления. Следовательно,
дроссельное регулирование производительности центробежных машин весьма
неэкономично. Однако благодаря своей простоте и отсутствию каких-либо
дополнительных устройств (задвижка необходима не только для регулирования
производительности, но и для отделения машины от трубопроводной сети в
периоды ее остановок) такое регулирование получило широкое применение,
особенно для машин небольшой производительности, приводимых в движение
асинхронными электродвигателями с короткозамкнутым ротором.
Для машин осевого типа дроссельное регулирование не применяют, поскольку
уменьшение их производительности обычно сопровождается существенным
увеличением мощности на валу (характеристика мощности на рис. 4) и,
следовательно, мощности, потребляемой приводным электродвигателем.
Изменение
частоты
вращения
лопастной
машины
сопровождается
соответствующим изменением ее главной рабочей характеристики и перемещением
рабочей точки по неизменной характеристике сети. При этом отсутствуют потери
напора в задвижке. Таким образом, регулирование производительности лопастных
машин изменением их частоты вращения с точки зрения потерь мощности
значительно экономичнее дроссельного, поэтому оно широко применяется как для
центробежных, так и для осевых насосов и вентиляторов.
Особенно большой эффект такое регулирование дает при отсутствии
противодавления. Если при дроссельном регулировании производительности
машины центробежного типа мощность на ее валу изменяется в соответствии с
характеристикой мощности, построенной для номинальной частоты вращения, т.е.
практически по линейному закону, то при регулировании изменением частоты
вращения эта мощность в первом приближении (в предположении, что к.п.д.
машины остается неизменным при изменении ее подачи и частоты вращения)
пропорциональна кубу производительности:
3
 Q 
P1
Q H 
 1 1 max   1  ,
Pном Qном H ном    Qном 
1
где η1́ - к.п.д. насоса (вентилятора) при частоте вращения n1 и производительности
Q1.
Регулирование частоты вращения лопастных машин может быть
осуществлено или с помощью специальных электродвигателей, позволяющих
изменять частоту вращения, или с помощью вариаторов частоты вращения,
включаемых между валом электродвигателя и валом приводимой машины:
гидромуфт, электромагнитных муфт скольжения и т.д.
Гидромуфта состоит из двух полумуфт (рис. 7), одна из которых
насаживается на вал 1 электродвигателя, а другая – на вал 2 рабочей машины.
Каждая полумуфта имеет вид чаши и с внутренней стороны снабжена радиальными
перегородками. Образуемые при этом полости заполнены жидкостью. При работе
машинного агрегата вал электродвигателя вращается быстрее вала рабочей машины,
поэтому на частицы жидкости, находящиеся в различных полумуфтах, но одинаково
удаленные от оси вращения, действуют неодинаковые центробежные силы: в
ведущей полумуфте они больше, чем в ведомой. В результате этого жидкость
циркулирует между полумуфтами (в ведущей она движется в направлении от оси
вращения, а в ведомой – в противоположном направлении).
Рис. 7. Схема гидромуфты.
Движущиеся массы жидкости развивают силы Кориолиса, которые давят на
радиальные перегородки и тем самым приводят ведомую полумуфту и рабочую
машину во вращение. Разница в частотах вращения ведущей и ведомой полумуфт
зависит от количества жидкости, прогоняемой через муфту, которое можно
изменять в широких пределах.
Гидромуфты способны обеспечить плавное изменение частоты вращения
рабочих машин. Однако применение гидромуфт целесообразно только при больших
мощностях рабочих машин, высоких частотах вращения и неглубоком
регулировании производительности, так как стоимость гидромуфт высока, а их
к.п.д. уменьшается с уменьшением частоты вращения рабочей машины, поскольку в
установившемся режиме Мс=М и
М 
Pc M c nc nc

 ,
P M n
n
где Рc и Р – мощность на валу рабочей машины и электродвигателя; nc и n – частоты
вращения рабочей машины и электродвигателя.
Электромагнитная муфта состоит из двух основных частей – якоря,
напоминающего ротор асинхронного электродвигателя, и цилиндрического
электромагнита. Последний имеет полюсы, возбуждаемые постоянным током, и
отделен от якоря воздушным зазором. Одна из частей муфты крепится на валу
двигателя, а другая – на валу рабочей машины. При вращении ведущей части муфты
магнитное поле электромагнита пересекает якорь и наводит в нем токи. В результате
взаимодействия магнитного поля, созданного этими токами, и магнитного поля
электромагнита создается электромагнитный момент, поэтому ведомая часть муфты
и рабочая машина приходят во вращение. Частота этого вращения зависит от тока
возбуждения якоря, поэтому ее можно изменять в широких пределах.
Электромагнитные муфты позволяют обеспечить большие пределы
регулирования частоты вращения рабочих машин, однако имеют сравнительно
низкий к.п.д.
Регулирование производительности машин осевого типа поворотом
лопастей рабочего колеса позволяет, как было показано выше, существенно
изменять подачу насосов (вентиляторов), сохраняя к.п.д. машин близким к
максимальному. Однако осевые машины, имеющие устройство для поворота
лопастей на ходу, конструктивно достаточно сложны и сравнительно дороги.
Поэтому их применение оправдано только при больших мощностях машин.
Лопаточные отводы (направляющие аппараты), устанавливаемые на входе в
рабочее колесо лопастных машин, широко используют для регулирования
производительности вентиляторов (как центробежных, так и осевых).
Регулирование с помощью лопаточных отводов даже для центробежных
вентиляторов экономичнее дроссельного. Это объясняется зависимостью удельной
энергии, передаваемой потоку газа в лопастном вентиляторе, от угла входа потока
на лопасти. Лопаточный отвод закручивает поток, поступающий на рабочее колесо,
и изменяет Н-Q-характеристику вентилятора (рис. 8, где Н-Q-характеристики
центробежного вентилятора при разных положениях лопаток направляющего
аппарата обозначены НI, НII и НIII).
Рис. 8. Изменение напора и мощности на валу центробежного вентилятора при
регулировании его производительности с помощью направляющего аппарата.
При данной характеристике трубопроводной сети изменение главной
характеристики вентилятора приводит к смещению рабочих точек (точки В1, В2 и В3
на рис. 8) и соответствующему изменению производительности вентилятора.
Разным положениям лопаток направляющего аппарата соответствуют и разные
характеристики мощности на валу (кривые РI, РII и РIII), поэтому при снижении
производительности лопастной машины от Q1 до Q3 (рис. 8) с помощью
направляющего аппарата мощность на валу уменьшится не в соответствии с
исходной характеристикой мощности РI, как при дроссельном регулировании, а по
кривой, соединяющей точки А1, А2 и А3 разных характеристик мощности (на рис. 8
эта кривая не показана), т.е. существенно быстрее.
Регулирование производительности насосов центробежного типа с помощью
направляющего аппарата существенного выигрыша в потерях мощности по
сравнению с дроссельным регулированием не дает, так как поворот лопаток
направляющего аппарата таких насосов (лопатки, так же как и дроссели, могут быть
установлены только на выходе из насоса во избежание возникновения явления
кавитации) в большинстве случаев не изменяет характеристику мощности насоса.
Поэтому такое регулирование производительности насосов не получило
распространения.
Особенности питательных насосов и их привод
В качестве питательных насосов котлов используют многоступенчатые насосы
центробежного типа, рассчитанные на работу при высокой температуре питательной
воды. Мощность их зависит от паропроизводительности котла и давления пара.
Питательные насосы энергоблоков 300-1200 МВт имеют мощность от 12 до 42 МВт
и составляют большую часть мощности системы с.н. блока.
Питательные насосы относятся к числу наиболее ответственных рабочих
машин системы с.н. тепловых электростанций. Они должны обеспечивать
непрерывную подачу воды с максимальной надежностью и экономичностью. В
течение многих лет, пока максимальная мощность блочных агрегатов не превышала
200 МВт, а давление пара оставалось докритическим, для привода питательных
насосов использовали асинхронные электродвигатели с частотой вращения 3000
об/мин. Насосы с приводом от паровых турбин применяли только в качестве
резервных насосов. При переходе к единичным мощностям блоков 300 МВт и более
и закритическим давлениям пара резко выявились преимущества паротурбинного
привода (турбопривода). Они заключаются в следующем:
1) питательный насос может быть выполнен с частотой вращения 8000-12000
об/мин. Увеличение частоты вращения позволяет уменьшить число ступеней и
размеры насоса;
2) мощность приводной турбины не ограничена и ее экономичность
увеличивается с увеличением мощности. Это позволяет иметь один питательный
насос в блоке. При применении приводных асинхронных электродвигателей максимальная
мощность
питательного
насоса
ограничивается
мощностью
электродвигателя, которая не превышает 6-8 МВт;
3) увеличивается выдача мощности и электроэнергии станции в систему
вследствие уменьшения нагрузки системы с.н.;
4) обеспечивается большая экономичность регулирования производительности насоса при переменных нагрузках, поскольку частота вращения
приводной турбины может быть плавно и экономично изменена в широких
пределах;
5) значительно уменьшаются мощность трансформаторов системы с.н.
электростанции и значение тока к.з. в сети вторичного напряжения;
6) при применении паротурбинного привода частота вращения питательного
насоса, работающего с большим противодавлением, не зависит от частоты сети.
Следовательно, при отклонении последней от номинального значения производительность питательных насосов не снижается.
Перечисленные преимущества паротурбинного привода питательных насосов
мощных КЭС послужили основанием к отказу от электрического привода для
питательных насосов блочных агрегатов мощностью 300 МВт и выше.
Тягодутьевые рабочие машины. В котлах, работающих с разряжением,
дутьевые вентиляторы подают в топку воздух, необходимый для горения, а
дымососы отсасывают газообразные продукты сгорания. Привод тягодутьевых
рабочих машин выполняют от асинхронных двигателей типа ДАЗО или АО, а
регулирование производительности достигается: на дымососах осевого типа –
направляющими аппаратами, на дутьевых вентиляторах центробежного типа –
переключением числа пар полюсов двухскоростных электродвигателей.
В котлах, работающих под наддувом (при избыточном давлении),
необходимость в дымососах отпадает, но значительно увеличивается мощность
дутьевых вентиляторов (воздуходувок). Поэтому для них оказывается экономически
и технически оправданным турбопривод.
Ввиду ответственности тягодутьевых рабочих машин на каждый котел, как
правило, предусматривают два комплекта их (А и Б), каждый из которых рассчитан
на 50-60% производительности котла.
Циркуляционные и конденсатные насосы обслуживают конденсатор турбины:
циркуляционные насосы обеспечивают циркуляцию охлаждающей воды через
трубки конденсатора, а конденсатные насосы откачивают из него конденсат.
Производительность конденсатных насосов мало зависит от нагрузки турбоагрегата
и поэтому для них не предусматривают специальных мер по регулированию производительности. Производительность циркуляционных насосов приходится
регулировать, так как расход охлаждающей воды в сильной степени зависит от ее
температуры.
На ТЭЦ обычно сооружают общестанционные насосные, и их
производительность регулируют числом параллельно работающих насосов, на КЭС
чаще всего сооружают отдельные насосные для каждого блока с установкой двух
насосов осевого типа. Производительность последних регулируют поворотом
лопастей рабочего колеса.
Конденсатные и циркуляционные насосы приводят во вращение
асинхронными двигателями вертикального исполнения. Для циркуляционных
насосов часто применяют двухскоростные короткозамкнутые двигатели, что
позволяет расширить пределы регулирования производительности агрегата.
Рабочие машины системы тoпливоприготовления. Сюда относятся
угледробилки, мельницы, мельничные вентиляторы, питатели пыли.
Надежность подачи топлива в топку котла при применении шаровых
барабанных мельниц достигается сооружением промежуточных бункеров,
вмещающих запас пыли, достаточный для работы котла в течение 2-2,5 ч, а при
применении молотковых мельниц – выбором такого числа мельниц, чтобы при
выходе из работы одной из них оставшиеся в работе мельницы обеспечивали 90100% номинальной производительности котла. Таким образом, электроприводы
мельниц допускают кратковременный перерыв электроснабжения.
Регулирование производительности мельниц при наличии промежуточных
бункеров пыли не требуется, а в случае их отсутствия осуществляется изменением
числа параллельно работающих мельниц.
Молотковые мельницы приводят во вращение асинхронными двигателями с
двойной клеткой, что определяется тяжелыми условиями пуска. Для привода
мощных шаровых мельниц используют тихоходные синхронные электродвигатели.
Для регулирования подачи пыли в топки котлов требуется широкое и плавное
изменение частоты вращения питателей пыли. Такую возможность обеспечивают
двигатели постоянного тока.
Рабочие машины системы смазки и регулирования турбины относятся к
категории особо ответственных машин, так как при их отказе могут быть
повреждены сама турбина или подшипники турбогенератора. Надежность работы
этих рабочих машин достигается: а) резервированием самих машин и б) выбором
соответствующих источников электроснабжения. Так, например, систему
регулирования турбины 300 МВт обслуживают три маслонасоса: два
взаимозаменяемых рабочих насоса с электроприводом переменного тока и третий –
аварийный насос с приводом постоянного тока. Нормально работает один
маслонасос с приводом переменного тока. При его отключении или опасном
снижении давления масла в напорной линии автоматически без выдержки времени
включается второй маслонасос, а через 1с дополнительно включается аварийный
маслонасос с приводом постоянного тока и электроснабжением от аккумуляторной
батареи.
Сетевые насосы входят в состав рабочих машин системы с.н. теплофикационных электростанций. Они обеспечивают циркуляцию горячей воды в
отопительной системе. Приводом этих насосов служат асинхронные двигатели.