Асинхронни режима на работа на генератора

При загуба на възбуждане поради неизправност на патогена, на освобождаването между половинките на съединителя и ротор възбудител, непрекъснатост в ротор верига, случайно изключване на AGP и за всяка друга причина генератора отива в асинхронен режим. Където най-малко намаляване на магнитния поток, генериран преди този ток в роторната намотка, генераторът започва да консумират реактивна мощност от мрежата.

Балансът между намалена до нула синхронен електромагнитна въртящ момент и турбина въртящ момент е счупен, а скоростта на алтернатора започне да се увеличава над синхронно. Под влияние на магнитното поле на статорния ток в зъбите и роторни клинове и неговото прекратяване, ако остава затворен на патоген или щракне на резистор самостоятелно синхронизация, токове ще приплъзване честота. Магнитен поток от тези течения взаимодействат с магнитното поле на статора, създава асинхронен спирачна момент, който освобождава активната генератор на енергия в мрежата асинхронно. Asynchronous спирачен момент с увеличаване на хлабината се увеличава. Когато стане равен на въртящия момент на турбината, по-нататъшно засилване на приплъзване стоп. Ще дойде стабилно асинхронен режим.

В отговор на увеличаване на скоростта на въртене, контролер на скоростта турбина намалява притока на пара (вода), като по този начин намаляване на активната мощност. Затова; обикновено в резултат на загуба на възбуждане на активното генератора мощност се намалява.

Ако увеличението на плъзгане на въртящия момент на асинхронен приплъзване малко се променя (здраво крива на асинхронен въртящ момент), а максималният асинхронен момент, развит от генератора е достатъчно голям, а след това на постоянен асинхронен режим идва с малка пързалка и намаляване на активната мощност е ниска.

Турбогенератори TVF, TIA и DVT в малки фишове са достатъчно твърда крива асинхронен въртящ момент. При работа без възбуждане с резистивен товар 0,5-0,6 номинална дори когато отворен роторната намотка, плъзгащи тях не надвишава 0,3-0,8%. ротор капка до 0.3-0.9 номинални загуби на възбуждане, и статорния ток от около 1,0-1,15 номинална.

Но максималната асинхронен момента на турбинни генератори с директно охлаждане е значително по-ниска от тази на непряко охлаждане машини. Ето защо, загуба на възбуждане имат най-натоварвания, които са близо до номиналната, се придружава от повишена приплъзване и статор ток. Поради увеличаване на скоростта до неприемливи граници могат да се появят турбина изключване автомат безопасност действие. За да се избегне това, турбина 300 MW започва да използва високоскоростен "електро-приемник с регулаторните органи, които поддържат скорост в рамките на допустимите граници и автоматично разтоварване на турбогенератори до приемливи граници.

Потоците, включени в зъбци, клинове и ротор резервоара на, асинхронен режим, причиняващи отопление ротор турбогенератор.

В резултат на увеличените плъзгащи статор ток може значително да надвишава номиналната стойност, която може да доведе до прегряване на намотките на статора.

Поради произтичащото от това повишаване на магнитната индукция в крайните региони на турбогенератор увеличава загубата на възбуждане екстремни отопление пакети стомана и структурни елементи на крайните статор зони.

В асинхронен режим се индуцира в напрежението на роторната намотка. Ако намотка е отворена или не е включена в полеви възбудители и токоизправители възбуждане система, което изключва преминаването на обратна полярност ток, слайдовете при високо напрежение, предизвикана могат да достигнат опасни за роторни намотки и токоизправители стойност. В допълнение, асинхронен среден въртящ момент стойността на открито намотка е по-малък, тъй като фиша е по-голяма от когато са затворени. Следователно, когато режимът на прехвърляне е асинхронен генератор ротор намотка да бъде автоматично или ръчно изключване потупва заключване на резистентност (самостоятелно синхронизация или охлаждане).

Използване на асинхронен режим за напускане на генератора при загуба на възбуждане на най-малко за времето, необходимо за прехвърляне на резервно възбуждане,

в повечето случаи, за да се избегнат аварийни генератори спира. Но в същото време трябва да бъдат изпълнени следните условия.

За турбогенератори с индиректно охлаждане резистивен товар не трябва да надвишават 60% от номиналния режим и продължителност не повече от 30 минути.

Турбинни генератори с директен капацитет охлаждане до 300 MW и включително нагревателни елементи съгласно състоянието на крайните статор зони, особено екстремни пакети активен стомана, в пряк контакт с раната, могат да работят без възбуждане 15 минути (TVF генератори -30 мин) с натоварване на не повече от 40% от номиналната. Разтоварване до приемливо граница трябва да се извърши ръчно или автоматично в рамките на 2 минути. Когато това време освобождаване на 60% от оценяваните турбинни генератори за по-малко от 150 MW не трябва да превишава 60 секунди, и за по-висок капацитет турбинни генератори-30.

В хидрогенератори поради големия приплъзване (3 5%) поради по-ниска от генераторите на турбината, асинхронен въртящ момент, когато асинхронен режим бързо прегрява успокояващи намотка. Ето защо не е разрешено хидрогенератори работа в асинхронен режим, а когато те са изключени загуби възбуждане специална защита срещу претоварване по ток на статора.

Когато е необходимо, за да се намали загубата на резистивен товар до приемливи стойности (ако не е автоматично) и опит означава, достъпна от командната зала (позиция за смяна на колело плъзгащи резистори, излагане на еквалайзера и смесване и т.н.), за да се възстанови на възбуждане. Ако това не е възможно, отидете на резервно възбуждане изключване на време AGP на прехода.

Генераторът може да изпадне от синхрон с недостатъчна възбуда или в резултат на злополука в системата. За да възстановите синхронност увеличи ток на възбуждане и активно натоварване намалява. Ако генератора не влиза в синхрон, то трябва да бъде изключен от мрежата.