Устройство системы возбуждения и предъявляемые к ней требования. 5 страница

Масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла (Ц) принципиально устроено так же, как система ДЦ, но, в отличие от последнего, охладители состоят из трубок, по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло.

Температура масла на входе в маслоохладитель не должна превышать 70 °С.

Чтобы предотвратить попадание воды в масляную систему транс форматора, давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 0.01 МПа (1 Н/см²). Эта система охлаждения эффективна, но имеет более сложное конструктивное выполнение и применяется на мощных трансформаторах (160 MB-А и более).

Масляно-водяное охлаждение с направленным потоком масла (НЦ) применяется для трансформаторов мощностью 630 MB-А и более.

На трансформаторах с системами охлаждения ДЦ и Ц устройства принудительной циркуляции масла должны автоматически включаться одновременно с включением трансформатора и работать непрерывно независимо от нагрузки трансформаторов. В то же время число включаемых в работу охладителей определяется нагрузкой трансформатора. Такие трансформаторы должны иметь сигнализацию о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об останове вентилятора.

Следует отметить, что в настоящее время ведутся разработки новых конструкций трансформаторов с обмотками, охлаждаемыми до очень низких температур. Металл при низких температурах обладает сверхпроводимостью, что позволяет резко уменьшить сечение обмоток. Трансформаторы с использованием принципа сверхпроводимости (криогенные трансформаторы) будут иметь малую транспортировочную массу при мощностях 1000 MB-А и выше.

Каждый трансформатор имеет условное буквенное обозначение, которое содержит следующие данные в том порядке, как указано ниже:

1) число фаз (для однофазных — О; для трехфазных — Т);

2) вид охлаждения — в соответствии с пояснениями, приведенными выше;

3) число обмоток, работающих на различные сети (если оно больше двух), для трехобмоточного трансформатора Т; для трансформатора с расщепленными обмотками Р (после числа фаз);

4) буква Н в обозначении при выполнении одной из обмоток с устройством РПН;

5) буква А на первом месте для обозначения автотрансформатора.

За буквенным обозначением указывается номинальная мощность, кВ-А; класс напряжения обмотки (ВН); климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150—69* и ГОСТ 15543-70*.

Например, ТДТН-16 000/110-У1 — трехфазный трансформатор с системой охлаждения Д, трехобмоточный, с регулированием напряжения под нагрузкой, номинальной мощностью 16000 кВ* А, напряжением ВН 110 кВ, климатическое исполнение У (умеренный климат), категория размещения 1 (на открытом воздухе).

Системы регулирования напряжения в силовых трансформаторах.

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах станций и подстанций. Предусматривается несколько способов регулирования напряжения, наиболее распространенные основываются на изменение коэффициента трансформации трансформаторов.

Известно, что коэффициент трансформации определяется как отношение первичного напряжения к вторичному, или

где w₁,w₂ — число витков первичной и вторичной обмоток соответственно.

Отсюда .

Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), т. е. после отключения всех обмоток от сети или под нагрузкой (РПН).

Устройство ПБВ позволяет регулировать напряжение в пределах ±5% и не позволяет регулировать напряжение в течение суток, так как это потребовало бы частого отключения трансформатора для производства переключений, что по условиям эксплуатации практически недопустимо. Обычно ПБВ используется только для сезонного регулирования напряжения.

Регулирование под нагрузкой (РПН) за счет специальных технических решений позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Устройство РПН предусматривает регулирование напряжения в различных пределах в зависимости от мощности и напряжения трансформатора (от ±10 до + 16 % ступенями приблизительно по 1,5 %).

Параллельное включение трансформаторов. Параллельное включение нескольких трансформаторов широко применяется в электрических системах. Во многих случаях только при использовании параллельного включения ряда трансформаторов, каждый из которых принимает на себя известную долю общей нагрузки, могут быть трансформированы те огромные мощности, которые требуется передавать на большие расстояния и многократно преобразовывать в современных энергосистемах. Заменить несколько параллельно включенных трансформаторов крупной подстанции одним трансформатором, рассчитанным на всю передаваемую мощность, нельзя уже потому, что такой трансформатор имел бы слишком большие размеры и встретились бы непреодолимые трудности при его изготовлении на заводе и транспортировке к месту установки.

Однако и на подстанциях меньшей мощности включают несколько трансформаторов параллельно, так как при этом лучше решаются задачи резервирования и расширения подстанции. При выходе из строя одного трансформатора остальные продолжают работать и могут принять на себя увеличенную нагрузку, а неисправный трансформатор может быть заменен резервным, стоимость которого сравнительно невелика по сравнению со стоимостью всех установленных трансформаторов. Кроме того, при достаточно большом количестве установленных на подстанции трансформаторов всегда может быть включено на параллельную работу такое их число, при котором каждый из них несет оптимальную нагрузку и преобразует энергию с минимальными потерями.

Выбор количества параллельно включенных трансформаторов подстанции представляет собой оптимизационную технико-экономическую задачу, в которой оптимизируются суммарные затраты на эксплуатацию и изготовление установленных трансформаторов. При этом нужно учитывать, что стоимость потерь энергии и стоимость изготовления трансформаторов уменьшаются с ростом мощности трансформаторов в единице, а стоимость резервирования, наоборот, возрастает.

Условия включения трансформаторов на параллельную работу. Для исключения ошибок при включении условились соединять между собой электрически одинаково обозначенные выводы трансформаторов, работающих параллельно. Схема параллельного включения двух однофазных трансформаторов α и β показана на рис. 5.5. Как видно, одноименные выводы трансформаторов α и β (A _α, A_β; X_α,X_β; a_α, a_β; x_α, x_β) присоединяются соответственно к одной и той же шине.

Рис. 5.5.. Схема параллельного включения однофазных двухобмоточных трансформаторов, имеющих группу соединения1/1/0

Сформулируем условия, при которых допустимо параллельное включение трансформаторов на холостом ходу при отсоединенной нагрузке Z (разомкнутом выключателе К₂). Очевидно, выводы первичных обмоток трансформаторов A _α, A_β; X_α, X_β могут быть присоединены указанным образом к первичной сети без соблюдения каких-либо дополнительных условий. После включения первичных обмоток на напряжение U₁=U_lα=U_β между разъединенными выводами вторичных обмоток а_αх_α и а_β х_β будут действовать соответственно напряжения

Выводы х_α и х_β вторичных обмоток трансформаторов могут быть объединены безболезненно. Но на ключе К₁, с помощью которого объединяются зажимы а_α и а_β, может появиться ЭДС

Объединение выводов а_α и а_β не будет сопровождаться появлением уравнительных токов в обмотках только при

т.е. при одинаковых вторичных ЭДС

Для этого необходимо соблюдение следующих условий:

1. Включаемые параллельно трансформаторы должны иметь одинаковые коэффициенты трансформации. При n₁₂_α=n₁₂_β и U₁_α=U₁_β вторичные ЭДС одинаковы E₂_α=E₂_β.

2. Включаемые параллельно трансформаторы должны иметь одинаковые группы соединения. При одинаковых номерах групп соединения N_α=N_β=N ЭДС E₂_α и E_2β повернуты на одинаковый угол θ_N относительно не отличающихся друг от друга первичных ЭДС E_1α=E_1β=-U₁ и, следовательно, совпадают по фазе:

Эти условия распространяются и на трехфазные трансформаторы, при параллельном включении которых также объединяются одинаково обозначенные линейные и нулевые выводы. При этом при выполнении условий включения получаются одинаковые по значению и по фазе вторичные линейные ЭДС.

Третьим дополнительным условием является требование, чтобы параллельно включаемые трансформаторы имели одинаковые относительные напряжения короткого замыкания (на практике допускается различие в напряжении короткого замыкания до 10%). Если это условие не будет выполняться, то трансформаторы будут не равномерно загружаться током нагрузки. В цепи трансформатора с большим u_k будет протекать меньшая доля тока нагрузки, и он будет недогружен, а в цепи трансформатора с меньшим u_k будет протекать большая доля тока нагрузки, и он будет перегружен

Лекция6. СИНХРОННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ.

Устройство системы возбуждения и предъявляемые к ней требования.

Для питания обмотки возбуждения синхронного генератора необходим источник постоянного тока — возбудитель. Наиболее часто в качестве возбудителя используется электромашинный генератор постоянного тока, якорь которого механически сопряжен с валом синхронной машины.

Рис. 6.1. Схема электромашинной системы возбуждения синхронного генератора

Р — ротор машины; В — возбудитель (генератор постоянного тока с параллельно-независимым возбуждением); ПВ — подвозбудитель, генератор постоянного тока с независимым возбуждением; РР и РР' — регулировочные резисторы; К_ф и К_1ф — контакторы для форсировки возбуждения; R_ф и R^’_ф — резисторы, закорачиваемые при форсировке; K₁ и К₂ — контакты автомата гашения поля (АГП); R_г — гасительный резистор.

Схемы возбуждения с генератором постоянного тока показаны на рис. 6.1, 6.2, а. Кроме самого возбудителя, система включает подвозбудитель, питающий независимую обмотку возбуждения главного возбудителя, регулировочные реостаты, контакторы, аппаратуру дистанционного управления, автоматические регуляторы напряжения и другие устройства.

1) Регулирование тока возбуждения. Ток возбуждения I_f в крупных синхронных машинах составляет несколько сотен и даже тысяч ампер. Поэтому экономически нецелесообразно регулировать его с помощью реостата, включенного в контур обмотки возбуждения — якоря возбудителя. Потери в реостате заметно понижали бы КПД синхронной машины.

Управление током возбуждения осуществляется исключительно за счет изменения напряжения возбудителя U_f, пропорционально которому изменяется ток

I_f=U_f /R_f.

В зависимости от режима, в котором работает синхронный генератор, должны устойчиво поддерживаться различные токи возбуждения и соответственно различные напряжения возбудителя U_f. В электромашинной схеме по рис. 6.1 для регулирования напряжения возбудителя В служат реостаты РР и РР' соответственно в цепи параллельной обмотки возбудителя и подвозбудителя. За счет введения в схему подвозбудителя ПВ пределы регулирования

Рис. 6.2. Системы возбуждения синхронных генераторов.

а — прямая злектромашинная; б — прямая с использованием выпрямителей; в — система самовозбуждения; / — синхронный генератор; 2 — возбудитель постоянного тока; 3 — возбудитель переменного тока; 4 — подвозбудитель возбудителя переменного тока; 5 — выпрямитель ионный или полупроводниковый; 6 — регулятор возбуждения; 7 — трансформатор; 8 — управляемый от регулятора возбуждения реактор; 9 — трансформатор.

напряжения возбудителя существенно расширяются. В менее мощных синхронных машинах (а также при расширении пределов регулирования напряжения возбудителя путем введения нелинейных сопротивлений в цепь его параллельной обмотки) подвозбудитель может отсутствовать.

2) Гашение поля возбуждения. В схеме возбуждения предусматривается специальное устройство, с помощью которого можно в аварийной ситуации с достаточной быстротой уменьшить ток возбуждения до нуля («погасить» магнитное поле). «Гашение поля» осуществляется как при нормальной эксплуатации, так и в аварийной ситуации (например, при внутренних коротких замыканиях в обмотке статора) с помощью автомата гашения поля (АГП), объединяющего контакторы K₁ и К₂, и гасительного сопротивления R_г. Прямой разрыв цепи возбуждения контактором К₁ наиболее быстро привел бы к желаемой цели (кривая 1 на рис. 6-3). Однако в сопротивлении электрической дуги, возникающей между размыкаемыми контактами К₁, выделяется за время гашения вся энергия, запасенная в магнитном поле возбуждения. В крупных машинах эта энергия настолько велика, что при прямом разрыве контакты были бы разрушены. Кроме того, при столь быстром уменьшении тока возбуждения (за счет введения в цепь весьма большого сопротивления дуги) в обмотке появляется значительная ЭДС самоиндукции

которая во много раз превосходит номинальное напряжение на обмотке возбуждения и может повредить ее изоляцию.

Рис. 6.3. Затухание тока Рис. 6.4. Нарастание напряжения

возбуждения при гаше- возбудителя и тока возбуждения

шении поля при форсировке возбуждения.

1 – при прямом выключении

К₁; 2 – при гашении поля

с помощью АГП.

Для исключения этих явлений «гашение поля» проводится с помощью АГП в следующем порядке. При включенном контакторе К₁ включается контактор К₂ (t = t₂), замыкающий обмотку возбуждения на гасительное сопротивление R_г≈5R_f. Затем (t = 0) размыкается контактор K₁ и возбудитель отделяется от обмотки возбуждения. Поскольку энергия магнитного поля возбуждения в самой синхронной машине при этом не изменяется, размыкание К₁ происходит без нежелательных осложнений. После этого ток возбуждения затухает с постоянной времени

где T_f = L_f /R_f — постоянная времени обмотки возбуждения при разомкнутых других обмотках, в соответствии с уравнением

по кривой 2 на рис. 6-3.

Гасительное сопротивление подбирается таким образом, чтобы гашение поля происходило достаточно быстро, но без появления недопустимых по условиям электрической прочности изоляции напряжений

При обычно рекомендуемом гасительном сопротивлении R_Г=5R_f постоянная времени гашения поля T_f=1/6(T_f)≈1 с; напряжение на гасительном сопротивлении u_г не превосходит пятикратного номинального напряжения возбуждения.

3) Форсировка возбуждения. Для удержания синхронного генератора в синхронизме при снижении напряжения сети, которое может произойти при удаленных коротких замыканиях, прибегают к форсированию ее тока возбуждения. Форсирование производится автоматически релейной защитой машины, от которой поступает импульс на включение контакторов К_ф и К_1ф (рис. 6.1). При этом замыкаются накоротко форсировочные резисторы R_ф и R^’_ф и регулировочный резистор РР, и напряжение на якоре возбудителя с большой скоростью возрастает до предельного значения U_fm (рис. 6.4). С запозданием, определяемым постоянной времени обмотки возбуждения синхронной машины, ток возбуждения достигает предельного значения:

Согласно стандарту ГОСТ эффективность форсировки возбуждения характеризуется кратностью предельного установившегося напряжения возбудителя, под которой понимается отношение наибольшего установившегося напряжения возбудителя U_fm к номинальному напряжению возбуждения U_f_н=R_fI_f_н, атакже номинальной скоростью нарастания напряжения возбудителя (на участке от точки 1 до точки 2 на рис. 6.4), определяемой по формуле

Крупные генераторы и компенсаторы должны иметь кратность предельного установившегося напряжения возбудителя 1,8—2,0 и номинальную скорость нарастания напряжения возбудителя 1,5—2,0 номинального напряжения на контактных кольцах в секунду. Для прочих синхронных машин кратность — не менее 1,4; скорость — не менее 0,8 номинального напряжения в секунду.

Классификация систем возбуждения.

До 50-х годов для возбуждения синхронных машин применялись почти исключительно электромашинные системы возбуждения. В этих системах в качестве возбудителя используется коллекторный генератор постоянного тока.

В прямых электромашинных системах возбуждения якорь возбудителя сопряжен непосредственно с валом синхронного генератора (см. рис. 6.2, а и б).

В косвенных электромашинных системах возбуждения ротор возбудителя приводится во вращение синхронным или асинхронным двигателем, получающим питание или от шин собственных нужд станции, или от вспомогательного синхронного генератора на валу главного генератора, или от вспомогательного синхронного генератора, установленного на станции специально для этой цели. Эти системы возбуждения отличаются от приведенных на рис. 6.2, а и б только тем, что ротор возбудителя сопряжен не с валом генератора, а с отдельным двигателем.

В соответствии с ГОСТ гидрогенераторы и турбогенераторы должны иметь прямые системы возбуждения, обладающие наибольшей надежностью (применение косвенной системы возбуждения требует особого согласования). Предельная мощность электромашинных возбудителей по условиям коммутации зависит от их частоты вращения, совпадающей, как правило, с частотой вращения возбуждаемого синхронного генератора (при 3000 об/мин не более 600 кВт). Поэтому электромашинные системы возбуждения не могут быть применены в двухполюсных турбогенераторах, мощность которых превосходит 100—150 МВт.

Начиная с 50-х годов по мере освоения производства и повышения надежности полупроводниковых выпрямителей, получают все большее применение вентильные системы возбуждения с кремниевыми диодами и тиристорами. В 60— 70-е годы вентильные системы возбуждения почти полностью вытеснили электромашинные системы возбуждения. Они повсеместно применяются не только для синхронных двигателей и генераторов небольшой мощности, но и для крупных турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов, в том числе и для установок предельных мощностей.

Различают три основные разновидности вентильных систем возбуждения: системы самовозбуждения, независимые системы возбуждения и бесщеточные системы возбуждения.

В системе самовозбуждения (см. рис. 6.2, в) необходимая для возбуждения синхронной машины энергия отбирается от ее обмотки якоря, причем выпрямление переменного тока, получаемого от якоря, осуществляется с помощью управляемых полупроводниковых выпрямителей (тиристоров). Отбор энергии осуществляется с помощью трансформатора 7, включаемого параллельно с обмоткой якоря, и трансформатора 9, включенного последовательно с обмоткой якоря. Трансформатор 9 позволяет обеспечить форсирование возбуждения при близких коротких замыканиях, когда напряжение на обмотке якоря существенно снижается.

В независимой системе возбуждения (см. рис. 6.2, б) энергия, необходимая для питания обмотки возбуждения, получается от возбудителя трехфазного переменного тока 3, ротор которого укреплен на валу главного генератора. В схемах выпрямителей в этом случае используются полупроводниковые вентили (кремниевые диоды или тиристоры), собранные по трехфазной мостовой схеме. При регулировании возбуждения генератора используются одновременно возможности управления выпрямителями и изменение напряжения возбудителя.

Одной из разновидностей системы независимого возбуждения является бесщеточная система возбуждения с установленными на валу машины полупроводниковыми выпрямителями, в которой отсутствуют скользящие контакты. Эта система отличается от системы по рис. 6.2, б тем, что обмотка переменного тока возбудителя 3 располагается на его роторе, а выпрямитель 5, получающий питание от этой обмотки, укреплен на валу. Обмотка возбуждения возбудителя, расположенная на его статоре, получает питание от подвозбудителя 4 или регулятора возбуждения 6.

Системы охлаждения генераторов. При работе генератора в его обмотках и магнитопроводах происходят потери энергии, которые выделяются в генераторе в виде тепла. Это приводит к повышению температуры элементов конструкции генератора. Повышение температуры особенно опасно для изоляции, т.к. вызывает быстрое ее старение. Для ограничения температуры генератора до уровня, когда старение изоляции будет проходить медленно и срок эксплуатации генератора будет равен расчетному, применяют системы искусственного охлаждения.

Охлаждение, в зависимости от конкретной конструкции, может производиться воздухом, водородом, водой, маслом. Отвод тепла может производиться непосредственно от проводников обмотки по каналам, расположенным внутри пазов, или косвенно от поверхности ротора и статора.