Брызгалов В.И. Из опыта создания и освоения Красноярской и Саяно-Шушенской гидроэлектростанций

Подождите немного. Документ загружается.

359

Таблица 75. Результаты исследований гидрогенератора № 1

Саяно-Шушенской ГЭС в опытах внезапного КЗ

Максимальная величина ударного тока в статоре составила

около 280 кА, максимальный ток в демпферной перемычке достиг

116 кА. Результаты измерений вибрации представлены в таблице 76.

Таблица 76. Результаты исследований вибрации статора гидрогенератора

Саяно-Шушенской ГЭС при внезапных КЗ

Из таблицы видно, что в наиболее тяжелых режимах внезап-

ных 3-х фазных КЗ при номинальном напряжении и при 1,05 U

Место

№

стержней

Направ-

Величина вибрации при исходном напряжении в

опыте внезапного КЗ

установки

датчика

обмотки

статора

ление

вибрации

0,2 U

мкм

0,4 U

мкм

0,6 U

мкм

0,8 U

мкм

1,0U

мкм

1,05 U

мкм

Верхние

лобовые части

обмотки

статора

162

106

119

106

рад.

тангенц.

430

320

150

160

1700

980

590

730

3480

2860

1470

1670

8000

6250

4150

4280

8080

6370

4860

5050

9040

6450

5000

5200

Нижние

лобовые части

обмотки

статора

рад.

тангенц.

150

120

560

380

1300

1120

4100

3580

4550

3815

4750

3940

Середина

спинки

сердечника

статора

- тангенц. 84 280 740 1760 2050 2270

Средняя полка

корпуса

статора

- тангенц. 72 270 730 1740 1990 2190

Верхняя

крестовина

генератора

- тангенц. 110 380 1000 2290 2480 2660

№

опыта

Напряжение

на статоре

перед

внезапн.

КЗ,

о.е.

Ток

ротора в

начале

КЗ,

Ток

ротора в

конце

КЗ,

Время

протека-

ния

КЗ,

Наиболь-

ший

всплеск

тока

статора,

кА

Установив-

шийся ток

статора,

кА

Наиболь-

ший ток

с частотой

50 Гц в

демпферной

перемычке,

кА

3 0,4 U

470 932 - 95,8 11,68 43,0

6 0,6 U

686 652 0,0105 134,6 8,32 62,0

8 0,8 U

956 932 0,0148 193,2 11,52 82,0

9 1,0 U

1389 1357 0,0065 279,5 16,99 116,0

10 1,05 U

1541 1509 0,0052 257,3 18,91 -

360

вибрации лобовых частей обмотки статора достигает 8080-9040 мкм.

Вибросмещения головок стержней в одних и тех же условиях воз-

действия электродинамических сил отличаются в 1,5 раза, что сви-

детельствует в основном о разной степени их закрепления.

Вибросмещения верхних лобовых частей выше, чем нижних,

по сравнению с гидрогенераторами №№ 1-10 Красноярской ГЭС, где

уровень вибрации наибольший на нижних лобовых частях, что объ-

ясняется их большей длиной, менее совершенной системой закрепле-

ния, габаритами стержней и конструкцией однослойной обмотки.

Резонанс вибрации лобовых частей на частоте около 50 Гц в

опытах установившегося 2-х фазного короткого замыкания, а также

3-х фазного КЗ на выбеге при частоте вращения генератора 50% от

номинальной подтвердился и опытами внезапных КЗ. Это свиде-

тельствует, что в условиях нормальной эксплуатации гидрогенерато-

ры в переходных режимах испытывают неблагоприятное воздействие

апериодической составляющей тока 50 Гц, когда они отключаются от

сети при КЗ. Показано, что максимальная вибрация при внезапных

КЗ на три порядка выше допустимой.

Из таблицы видно, что при внезапных КЗ вибрации сердечни-

ка, корпуса статора и верхней крестовины достигают также очень

большой величины.

Из результатов проведенных опытов был сделан вывод о том,

что при эксплуатации гидрогенераторов (особенно мощных) должны

быть приняты максимально возможные меры по снижению вероят-

ности возникновения коротких замыканий непосредственно на вы-

водах генераторов.

Асинхронный режим гидрогенератора, работающего в сети,

может возникнуть из-за потери возбуждения, при которой проис-

ходит нарушение статической его устойчивости в энергосистеме.

Выпадение из синхронизма возможно и при авариях в энергосистеме,

связанных с большой посадкой напряжения в сети. Гидрогенераторы

на работу в асинхронном режиме не рассчитаны и, согласно пра-

вилам технической эксплуатации (ПТЭ), должны при потере возбуж-

дения немедленно отключаться от сети. Такая ситуация усугубляет

нестационарный режим в энергосистеме, когда укрупненный блок

Саяно-Шушенской, состоящий из двух гидрогенераторов, из-за

отсутствия генераторных выключателей (не были разработаны к пус-

ку агрегатов), присоединялся к сети на высокой стороне. В такой

схеме при асинхронном ходе одного из генераторов отключается

полностью блок. Поэтому вопрос ресинхронизации встал очень остро и

приобрёл большое практическое значение (период разработки генератор-

ных выключателей и их внедрения был достаточно продолжительным).

361

Опыты асинхронного хода выполнялись в двух режимах: об-

мотка ротора замкнута, после гашения поля, на сопротивление

самосинхронизации, и второй случай – обмотка замкнута на тирис-

торный преобразователь, находящийся в инверторном режиме.

Сразу же после гашения поля наступало скольжение гидроге-

нератора, продолжительность которого в разных опытах до начала

подачи импульса на прикрытие направляющего аппарата (НА)

турбины составляла 8-31 с.

После прикрытия направляющего аппарата, обеспечивающего

снижение активной мощности до 70-80 МВт, ток статора начинал

уменьшаться и гидрогенератор втягивался в синхронизм. Ресинхро-

низация происходила легко.

Промежуток времени от момента подачи импульса на прикры-

тие НА турбины до достижения установившегося режима гидроге-

нератора при активной мощности 70-80 МВт в разных опытах

составлял 2,5-7,2 c. При таком значении мощности гидрогенератор

может работать без возбуждения синхронно с сетью неограниченно

долго за счёт реактивного момента. Кратковременность асинхронного

режима не сопровождалась заметным нагревом демпферной обмот-

ки, полюсов ротора и торцевой зоны сердечника статора. Наибольшая

индукция в торцевой зоне не превышала величину индукции в ре-

жимах номинальной нагрузки. Это были очень важные практичес-

кие результаты испытаний.

На основании результатов опытов асинхронных режимов с

обмоткой возбуждения, замкнутой на тиристорный преобразователь,

находящийся в инверторном режиме (выполненных при ряде зна-

чений активной мощности от 120 МВт до 350 МВт, при выведении

гидрогенератора в асинхронный режим путем гашения поля ротора

и ресинхронизации путем прикрытия НА турбины), были опреде-

лены основные электрические параметры, характеризующие эти

режимы. Наибольший ток статора составил 30 кА, реактивная

мощность составила 584 МВ

Ар. Скольжение при начальной актив-

ной мощности 325 МВт было

0,39%, а наибольшее напряжение

ротора при этом скольжении составило + 3300 В, максимальная

полная мощность определялась двумя способами:

и , [85] (рис. 4.52).

В опытах с обмоткой возбуждения, замкнутой на тиристорный

преобразователь при одних и тех же значениях активной мощности,

скольжение в 1,2-1,5 раза больше, чем в опытах с замыканием

обмотки на сопротивление самосинхронизации. Однако, втягивание

в синхронизм в этих опытах происходило также легко.

362

Рис. 4.52 Основные параметры гидрогенератора Саяно-Шушенской ГЭС,

полученные в опытах его ресинхронизации

363

В процессе скольжения колебания активной мощности в опы-

тах с замыканием обмотки ротора на тиристорный преобразователь

больше, чем в опытах при замыкании её на сопротивление само-

синхронизации, и неравномерность скольжения также больше.

Проведённые исследования асинхронных режимов позволили

сделать главный вывод о том, что следует отказаться от требования

всегда отключать от сети гидрогенератор, выпавший из синхронизма.

При возникновении асинхронного режима для прекращения брос-

ков тока статора необходимо было подать импульс на гашение поля

ротора и без выдержки времени замкнуть его обмотку на сопро-

тивление самосинхронизации. Одновременно надо было дать импульс

на прикрытие направляющего аппарата турбины до мощности при-

мерно 20% от номинальной, при которой гидрогенератор может

работать длительно без каких-либо ограничений. Проведенные

исследования позволили разработать новое правило эксплуатации

гидрогенераторов. На этой логике построена реальная схема авто-

матики управления агрегатов Саяно-Шушенской ГЭС, что вошло в

нормативную документацию по эксплуатации.

После тщательного осмотра гидрогенератора, выдержавшего 14

внезапных КЗ и 11 асинхронных режимов, было установлено, что

каких-либо видимых нарушений в обмотке, сердечнике статора и

других узлах не было. Это свидетельствует о том, что уровень тех-

нологии изготовления и конструкторских разработок соответствует

той значимости, которой соответствуют мощные гидрогенераторы

Саяно-Шушенской ГЭС в энергосистеме.

Кроме того, весь комплекс расчётных и натурных исследований

и испытаний, проведённых специалистами заводов, научных, проект-

ных и эксплуатационной организаций на гидрогенераторах Красно-

ярской ГЭС (в период их освоения и доводки) был использован в

полной мере при создании гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС

и лег в основу перестройки отечественной отрасли энергетического

машиностроения с целью достижения необходимой надёжности

крупных электрических машин.

4.4.3 Неполнофазные режимы

Хорошо известно, что в энергетических системах возникают

несимметричные режимы. Длительные несимметричные режимы

определяются несимметричной нагрузкой, например, электротягой на

однофазном переменном токе. Кратковременные несимметричные

режимы вызываются короткими замыканиями в электрической сети.

С ростом единичной мощности гидрогенераторов схемы их

первичных соединений стали строиться с использованием однофаз-

ных трансформаторов, объединяемых в укрупненные блоки. Выход

364

из строя одной из фаз трансформаторного блока или неисправность

одной из фаз выключателя на высокой стороне, при остром дефиците

мощности в энергосистеме, ставит перед эксплуатационниками

практическую задачу по обеспечению работы гидрогенераторов в не-

полнофазном режиме. Учитывая даже наличие на гидростанции

резервных фаз трансформатора или выключателя, необходимо дос-

таточно много времени для перемонтажа вышедшего из строя обору-

дования. Такая задача встала перед Красноярской, а впоследствии и

перед Саяно-Шушенской ГЭС.

Большая часть неполнофазных режимов в энергосистемах

характеризуется возникновением и влиянием на генераторы пуль-

сирующего момента и поля, вызываемого токами обратной последо-

вательности (I

Пульсирующий момент создает дополнительные знакопере-

менные нагрузки на конструкции крепления сердечника и лобовые

части обмотки статора. Обратно-синхронно вращающееся магнитное

поле вызывает дополнительные потери в демпферной обмотке ротора

и, следовательно, приводит к её нагреву. Известно, что для предотв-

ращения повреждения гидрогенераторов в кратковременном режиме

короткого замыкания продолжительность его задается такой, чтобы

произведение среднего квадрата тока обратной последовательности

(в долях от номинального) на время продолжительности КЗ (в

секундах t) не превосходило определённой величины . Кри-

терий С является постоянной величиной, зависящей от конструкции

генератора и степени использования его активных материалов. Для

гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС С=20.

Исследования гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС про-

водились в режимах установившегося 2-х фазного КЗ с величиной

от 2,6 до 25,9 кА. Длительно опыты проводились с токами 2,6 и 4,5 кА,

с другой величиной тока КЗ опыты были кратковременными. В

период опытов производились измерения вибрации сердечника и

обмотки статора и нагревов полюсных башмаков и демпферной

обмотки ротора.

В таблице 77 представлены радиальные вибрации (двойная амп-

литуда) сердечника статора в режиме установившегося 2-х фазного КЗ.

Из-за того, что с ростом тока КЗ уровень вибрации сердечника

резко возрастал, опыт при токе КЗ, равном номинальному, произ-

водился при частоте вращения генератора 40 Гц. Из таблицы видно,

что уже при токе КЗ равном 0,5 I

= 21,6 кА) вибрация сер-

дечника превысила допустимый предел 30 мкм.

Вибрации лобовых частей в режиме 2-х фазного КЗ представ-

лены в таблице 78.

365

Таблица 77. Результаты измерения радиальной вибрации сердечника

гидрогенератора № 4 Саяно-Шушенской ГЭС в установившемся

неполнофазном режиме (2х фазное КЗ) (мкм)

Таблица 78. Результаты измерения вибрации ЛЧ обмотки гидрогенератора

Саяно-Шушенской ГЭС в неполнофазном режиме (мкм)

Данные о режимах

Точки

Частота вибрации 100 Гц 80 Гц

измерения на

сердечнике

Ток КЗ

2,6 кА

Ток КЗ

4,5 кА

Ток КЗ

9,5 кА

Ток КЗ

12,0 кА

Ток КЗ

16,7 кА

Ток КЗ

25,9 кА

1 Верх 2,5 4,0 14,0 26,0 67,0 84,0

2 Середина 2,0 4,0 - - - 57,0

3 Низ 3,0 6,0 21,5 33,5 71,0 89,0

4 Середина 2,0 4,0 - - - 41,0

5 Середина 2,0 4,0 - - - 33,0

6 Середина 3,0 6,0 - - - 28,0

№

стерж-

ней

Место

вибрации

и направ-

ление

Данные о режимах

Ток КЗ

2,6 кА

Ток КЗ

4,5 кА

Ток КЗ

9,5 кА

Ток КЗ

12,0 кА

Ток КЗ

16,7 кА

143

рад. верх

рад. низ

танг.верх

танг.низ

2,0

3,0

17,5

3,0

0,0

3,5

19,5

3,0

6,0

34,0

43,0

62,0

162

рад. верх

рад. низ

танг.верх

танг.низ

5,0

2,0

11,0

3,0

2,0

13,0

3,0

8,0

32,0

53,5

80,0

186

рад. верх

рад. низ

танг.верх

танг.низ

4,0

2,0

9,0

8,0

6,0

3,0

10,0

9,0

33,0

52,0

103,0

218

рад. верх

рад. низ

танг.верх

танг.низ

3,0

2,0

14,0

3,0

2,0

14,0

4,0

18,5

34,0

82,0

231

рад. верх

рад. низ

танг.верх

танг.низ

4,0

2,0

15,0

2,0

9,0

2,0

20,0

2,0

242

рад. верх

рад. низ

танг.верх

танг.низ

3,0

2,0

10,0

4,0

2,0

15,0

5,0

43,0

56,0

75,0

366

С увеличением тока, как видно из таблицы, вибрации лобовых

частей возрастают и при токе КЗ 16,7 кА достигают 103 мкм. Срав-

нивая эту величину с нормами на вибрацию, разработанными в своё

время на Красноярской ГЭС, можно констатировать, что уровень

вибрации в испытательном режиме достиг предела – “удовлет-

ворительно”.

Однако это не означает, что для двухслойной обмотки гид-

рогенератора Саяно-Шушенской ГЭС, со значительно лучшей сис-

темой крепления лобовых частей, следует в полной мере руководст-

воваться этими нормами. Требования для гидрогенераторов 640 МВт

по предельной величине вибрации лобовых частей должны быть

ужесточены, т.е. такой неполнофазный режим допускать не следует.

Измерение температуры демпферной системы и башмаков

полюсов в несимметричном режиме при установившемся 2-х фаз-

ном КЗ, с током, допустимым по уровню вибрации сердечника, по-

казало, что нагрев этих элементов изменяется несущественно, т.е.

допустимость несимметричного режима для таких мощных гидро-

генераторов определилась уровнем вибрации сердечника статора.

Это позволило перейти к исследованиям реальной схемы выдачи

части мощности в неполнофазном режиме. В исследованиях прак-

тической применимости неполнофазной схемы укрупненного блока

заметный вклад принадлежит Г. Н. Тер-Газаряну.

Рис. 4.53 Распределение токов нулевой последовательности и напряжение

обратной последовательности в несимметричном нагрузочном режиме

блока Т7 Красноярской ГЭС

На генераторах № 9 и № 10 блока Т7 суммарная нагрузка 400 МВт

367

Одним из важных вопросов в этих исследованиях было оп-

ределение влияния несимметричных режимов на каналы связи,

трасса которых проходит параллельно воздушным линиям (ВЛ)

500 кВ и 220 кВ. На Красноярской ГЭС в опыте работы в неполно-

фазном режиме по схеме (рис. 4.53) ток нулевой последовательности

) составил I

=1020 А. Если бы параллельно с неполнофазным

блоком Т7 не работали блоки в симметричной схеме, то ток 1020 А

замыкался бы только по линиям 500 кВ, и токи 3I

в каждой из ли-

ний были бы значительны, а в случае работы лишь одной ВЛ 500 кВ

влияние тока 3I

на каналы связи было бы недопустимым. Поэтому

реальная схема использования неполнофазного режима была при-

нята только при параллельно работающих симметричных блоках,

как для Красноярской ГЭС, так и для Саяно-Шушенской ГЭС.

Наличие параллельных заземлённых нейтралей трансформа-

торов, присоединенных к заземляющему контуру ГЭС, существенно

меняет распределение токов 3I

. На рисунке 4.53 показано, что в

блоке Т5 один из гидрогенераторов отключен и со стороны генератор-

ного напряжения включена лишь одна обмотка трансформатора, и

даже в этой схеме 75% полного тока 3I

замыкается через нейтрали

параллельных трансформаторов.

Оценка влияния от совокупных воздействий (потенциал зазем-

ляющего контура, напряжение помех 50 Гц и других) на кабели

связи производилась непосредственным измерением по схеме, по-

казанной на рисунке 4.54. В таблице 79 представлены величины

напряжения на оболочке и тока, протекающего через оболочку

некоторых кабелей, отходящих от Красноярской ГЭС.

Рис. 4.54 Схема измерения напряжения “жила – оболочка кабеля”

1 – вольтметр; 2 – оболочка кабеля; 3 – жила кабеля

368

Таблица 79. Результаты измерений напряжения и тока на оболочке кабелей

Красноярской ГЭС Вольт/Ампер (В/А)

По правилам устройств электроустановок, напряжение на обо-

лочке кабеля не должно превышать 40 В. Из таблицы данных видно,

что максимальная величина напряжения на оболочке в реальных

условиях проводимых испытаний составила 30 В. Близкий результат

можно получить и умножением полного тока 3 I

280 А по ВЛ на

сопротивление заземляющего контура растеканию тока, которое на

Красноярской ГЭС составляет 0,12 Ом. 280х0,12=33,6 В.

Из данных таблицы также видно, что измеренный ток, проте-

кающий через оболочку, не превышает 2,5 А. Напряжение помех

зафиксировано лишь на системе уплотнения кабелей К-12, оно соста-

вило 0,6-0,9 мВ и не препятствовало практической слышимости по

каналам связи. Следует отметить, что на Красноярской ГЭС под

ВЛ-220 кВ по инициативе эксплуатационников в земле был проло-

жен “противовес” – провод из цветных металлов большого сечения

в пределах участка ГЭС – г. Дивногорск, параллельно идущим

трассам кабелей связи, с целью замыкания на него подавляющей

величины токов растекания при несимметричных режимах во внеш-

ней электрической сети, что способствовало защите кабелей в

указанных испытаниях.

Токами обратной и нулевой последовательности определяется

влияние несимметричных нагрузочных режимов на релейную за-

щиту, и чем больше мощность соседних блоков, параллельно ра-

ботающих с неполнофазным блоком, тем влияние на устройства

релейной защиты меньше, благодаря бо

′

льшему растеканию токов I

и I

. Выбор уставок защит производился как расчётом, так и

проверялся в опыте неполнофазного режима на минимальных сту-

пенях несимметрии, не превышая соотношение I

= 0,03-0,04, с

плавным изменением нагрузки, на основании которого задавались

окончательно величины новых уставок защит.

Тип

Данные о режимах

кабеля Нагрузка

0 МВт

Г-10

50 МВт

Г-10

125 МВт

Г-10

130 МВт

Г-9 110 МВт

Г-10 180 МВт

Г-9 200 МВт

Г-10 200 МВт

МКБАБ 7х4

(ГЭС)

0,35/0 0,52/0 0,90/0 1,40/0 2,30/1,45 2,80/1,75

МКБАБ 7х4

(МПС)

0,43/0 0,60/0 0,96/0 1,50/0,2 2,40/1,55 3,0/1,75

ТЗГ 12х4 3,40/0 3,80/0 8,0/0 15,0/0,75 24,0/1,9 30,0/2,5

МКСГ 4х4 3,0/0 4,40/0 9,40/0 14,5/0 24,0/0,75 28,0/1,3