Асинхронный ход в энергосистеме что это

Автоматика ликвидации асинхронного режима

Признаки асинхронного режима.

В нормальном режиме генераторы, включенные на параллельную работу, работают синхронно. Синхронный режим характеризуется тем, что ЭДС всех генераторов имеют одинаковую частоту и, следовательно, их векторы вращаются с одинаковой угловой скоростью. Асинхронный режим электростанции относительно энергосистемы или одной энергосистемы относительно другой (или других) возникает при нарушении устойчивости параллельной работы. Кроме того, асинхронный режим может возникнуть при несинхронном включении линии, соединяющей электростанцию с энергосистемой. Асинхронный режим сопровождается следующими явлениями и признаками:

— периодическое изменение угла между несинхронными ЭДС;

— периодическое изменение (качания) напряжения.

Способы ликвидации асинхронного режима.

Асинхронный режим сопровождается глубоким понижением напряжения, протеканием больших токов качаний, которые могут превышать токи КЗ, и колебаниями активной мощности. Все это является серьезным нарушением нормального режима работы, опасным для оборудования и потребителей электроэнергии. Поэтому асинхронный режим должен быть ограничен 2 — 3 циклами. предельная допустимая длительность асинхронного режима составляет 15 — 30 с. За это время должны быть приняты меры к восстановлению синхронизма. Если синхронизм не восстанавливается, то энергосистемы, между которыми возник асинхронный режим, должны быть разделены в заранее намеченных местах.

Восстановление синхронизма в процессе асинхронного режима называется ресинхронизацией.

Асинхронный режим может быть устойчивым и неустойчивым. При неустойчивом асинхронном режиме ресинхронизация происходит без специальных мер. В результате воздействия регуляторов частоты вращения турбин скольжение не остается неизменным, а колеблется от максимального Smax до минимального Smin значения относительно среднего значения:

Ресинхронизайия происходит в момент равенства частот, когда кривая скольжения достигает или пересекает ось времени, так как в этот момент скольжение равно нулю, и следовательно, частота вращения векторов ЭДС генераторов становится равной частоте вращения векторов ЭДС энергосистемы. Процесс втягивания в синхронизм обычно сопровождается синхронными качаниями.

Установившееся значение скольжения, при котором ресинхронизация происходит без специальных мероприятий, называется критическим скольжением.

Приближенно значение критического скольжения оценивается по формуле:

Tjэкв = (Tj1 * Tj2) / (Tj1 + Tj2),

где Tjэкв — эквивалентная постоянная механической инерции; Tj1, Tj2 — постоянные механической инерции соединяемых энергосистем.

Таким образом, ресинхронизация обеспечивается если: Sср

Для обеспечения ресинхронизации при возникновении устойчивого асинхронного режима, а также для ускорения ресинхронизации при неустойчивом асинхронном режиме должны проводиться мероприятия направленные на выравнивание частот несинхронно работающих частей энергосистемы.

В ряде случаев возникают условия, при которых ресинхронизация либо невозможна, либо может произойти после весьма большой разгрузки.

Пример такого случая приведен на рисунке выше. Мощная электростанция ЭС связана с энергосистемой С линией электропередачи Л1 напряжением 330-500 кВ имеющей большую пропускную способность. кроме того, связь электростанции с энергосистемой осуществляется через распределительную сеть 110 кВ, пропускная способность которой рассчитана только на питание подключенных к ней потребителей.

При отключении линии Л1 неизбежно возникает асинхронный режим, так как большая мощность, передававшаяся по Л1, не может быть передана по слабой распределительной сети.

ресинхронизация и устойчивая параллельная работа электростанции ЭС по сети 110 кВ практически невозможна, так как из-за большого сопротивления распределительной сети синхронизм будет нарушаться даже при колебаниях нагрузки.

В таких условиях еще до возникновения и развития асинхронного режима должно производиться опережающее автоматическое деление сети 110 кВ, например, в точке Д с выделением большей части нагрузки этой сети на электростанцию ЭС.

Таким образом, имеются два способа ликвидации асинхронного режима — ресинхронизация и разделение энергосистем. Эти операции производятся, как правило, автоматически с помощью устройств противоаварийной автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР), а в редких случаях (при отказах устройств АЛАР) — вручную оперативным персоналом.

Источник

Определение электрического центра качаний при установившемся асинхронном ходе в электроэнергетических системах.

Научный руководитель: д.т.н., проф. Ларин Аркадий Михайлович

Содержание

Введение

Нарушение устойчивости электроэнергетической системы представляет постоянную и серьезную угрозу. Поэтому представляется полезным заблаго-временно выявлять признаки изменения условий работы электроэнергетической системы в направлении ухудшения устойчивости

Одним из наиболее опасных последствий нарушения устойчивости является возникновения асинхронного режима, для недопущения его возникновения и предотвращения применяется автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР). Для корректной и эффективной работы автоматики необходимо устанавливать её на опасных сечениях, строящихся по электрическим центрам качаний (ЭЦК).

Целью данной работы является оценка эффективности методов определения ЭЦК, выявления наиболее практичного из них и составлению доступной и понятной методики по определению ЭЦК.

Достижение поставленных целей достигается решением следующих задач:

1. Исследования

1.1 Понятия асинхронного режима и электрического центра качаний

Возникающие при нарушении устойчивости аварийные, в том числе асинхронные режимы представляет серьезную опасность для энергосистемы,так как могут привести к развитию аварии и обесточиванию ответственных по-требителей. Рассмотрим подробнее асинхронный режим.

Асинхронный режим (АР) – есть следствие нарушение статической или динамической устойчивости [1] которой может быть вызвано:

Таким образом выделяют два вида АР, с потерей возбуждения на генераторе и без потери возбуждения, второй случай также называют асинхронным ходом. Рассмотрим подробнее режим работы при асинхронном ходе.

Физическая суть АР заключается в том, что движение роторов синхронных машин одной группы (отдельных генераторов, всех генераторов электростанций, энергосистем, синхронных двигателей) происходит с угловой скоростью, отличающейся от угловой скорости движения роторов синхронных машин другой группы (энергосистемы, объединенной энергосистемы).

Таким образом, возникающие процессы в асинхронном режиме несут опас-ность как для всей энергосистемы, так и для отдельных её частей. Поэтому для предотвращения развития аварий и обесточивания ответственных 16 потребителей в настоящее время широко применяется автоматика предот-вращения нарушения устойчивости, делительная автоматика и другие средства противоаварийной автоматики.

Для корректной работы делительной автоматики необходимо устанавливать её на опасных сечениях, образующихся при возникновении асинхронного режима. Данные сечения образуются совокупностью ЭЦК, расположенных на параллельных элементах системы.

Данная работа посвящена разработке оптимального способа определения электрического центра качания (ЭЦК), при возникновении асинхронного ре-жима (АР). Рассмотрим подробнее процессы происходящие в ЭС при воз-никновении АР, на примере одномашинной ЭС.

Будем рассматривать левую группу синхронных машин как электростан-цию, правую, как объединенную энергосистему. Связь между ними будем рассматривать в электрических расстояниях, например, в виде сопротивле-ний, в состав которых могут входить ВЛ, сопротивления трансформаторов, других элементов и, конечно, самих синхронных машин. Выберем на неко-тором электрическом расстоянии от электростанции (L1) точку, где нас будет интересовать напряжение. До электрической системы расстояние будет L2 (рис. 1).

В нормальном режиме движение роторов всех синхронных машин происхо-дит с одной и той же скоростью, которую называют синхронной скоростью. При этом допускается небольшое отклонение скорости отдельных синхрон-ных машин или их групп, но увеличение не переходящее в асинхронный ход и с последующим затуханием этого процесса. Такие явления называются синхронными качаниями [1].

Рисунок 1 – Модель рассматриваемой одномашинной энергосистемы
(анимация: 10 кадров, 5 циклов повторения, 52,6 килобайт)

Предположим, что электростанция передает в энергосистему определен-ную мощность. Эта мощность определяется:

где P – мощность передаваемая по линии, МВт;

E₁ – модуль значения ЭДС станции, кВ;

E₂ – модуль значения ЭДС системы, кВ;

Х – результирующее, эквивалентное сопротивление между электростанцией и энергосистемой;

δ – взаимный угол ЭДС станции и системы.

Эквивалентное сопротивление между электростанцией и энергосистемой, разбивается на два участка:

X_L1 – реактивное сопротивлении участка L₁, Ом;

X_L2 – реактивное сопротивлении участка L₂, Ом;

Векторная диаграмма рассматриваемой схемы изображена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Векторная диаграмма Одномашинной системы в нормальном режиме

Поскольку вектор ЭДС энергосистемы направлен по действительной оси, вектор ЭДС электростанции удобно представить с помощью показательной функции

С некоторой погрешностью можно определить ток, циркулирующий между электростанцией и энергосистемой:

Зная величину тока, согласно [1] величину напряжения в интересующем месте можно определить как:

Перемещая точку измерения напряжения, можно найти такую точку, где напряжение минимально. Такая точка называется точкой минимального напряжения (ТМН). Если говорить об электрических расстояниях, ТМН находится как раз в средине: X_L1= X_L2.

Далее перейдем от нормального режима к АР, в новых условиях угол будет постоянно меняться. Рассматривая изменение напряжения в точке ТМН для различных при различных значениях угла была получена векторная диаграмма напряжений приведённая на рисунке 3.

Рисунок 3 – Векторная диаграмма напряжений при различных значениях угла

Для каждого значения угла определена величина напряжения в центре качаний. Замечаем, что с увеличением угла δ напряжение в центре качаний уменьшается, при угле равном 180 ° оно становится равным нулю. Покажем изменение напряжение для точки ЭЦК и тока в сети при АР графически на рисунке 4.

Рисунок 4 – График изменения напряжения и тока в сети при АР

Для борьбы с АР возможно выполнение следующих мероприятий:

Успешная борьба с асинхронным режимом может привести к восстановлению нормального синхронного режима. Такое явление называется ресинхронизацией.

Рассматривая изменения угла движения ротора генератора при АР, видно, что угол периодически проходит через ноль (или через угол 360 ° ). Именно в этот момент появляется возможность ресинхронизации. Однако, для осуществления успешной ресинхронизации необходимо, чтобы площадка уско-рения была меньше площадки торможения. В этих условиях площадка ускорения исчисляется от угла (точнее от n360 ° ), что усложняет процесс ресинхронизации. Поэтому для облегчения ресинхронизации выполняют снижение мощности турбины и форсирование тока возбуждения генератора.

1.2 Теоретический обзор существующих способов определения ЭЦК

Как уже отмечалось ранее для оценки состояния текущего режима и проведения быстрых и эффективных мер по ликвидации аварийных режимов, а также при решении задач проектирования и модернизации противоаварийной автоматики необходимо знать о слабых участках сети (слабых свя-зях), входящих в состав опасных сечений.

Одним из первых шагом в решении этих задач, является выявления этих сла-бых участков и точек ЭЦК, входящих в их состав. В данной работе рассмот-рено 5 способов определения места ЭЦК, т.е. электрической и географиче-ской удалённости ЭЦК от одной из рассматриваемых шин.

Рассматриваемые способы определение ЭЦК:

В методике определения ЭЦК по методу ТМН признаком наличия ЭЦК на линии в АР является наличие точки минимального напряжения (ТМН) на данной линии в нормальном режиме.

Важным отличием метода выявления слабых линий на основе анализа ТМН является возможность выявления слабых связей и потенциально опасных се-чений задолго до момента наступления потери устойчивости, что позволяет использовать признак наличия ТМН для мониторинга и управления энерго-системой в режиме реального времени.

Показано, что для участка линии от узла с напряжением U₀ до узла с напряжением U=U×e j×α распределение напряжения рассматриваемого участка:

где x – реактивное сопротивлении рассматриваемого участка, Ом;

U₀ – полное напряжение в начале участка, кВ;

U – полное напряжение в конце участка, кВ.

Схема рассматриваемого участка представлена на рис.5.

Рисунок 5 – Участок однородной линии

При этом величина квадрата модуля напряжения будет иметь минимум в точке

Где: X_min – электрическая удалённость точки ТМН, Ом;

А величина напряжения в ТМН:

Где ν_x 2 – значение модуля квадрата напряжение в точке ТМН. Условие попадания ТМН на рассматриваемый участок: x_min ∈ [0;1].

Рассматривая ТМН с нулевым значением напряжения, т.е. переходя к ЭЦК и принимая условия угол равен 180 ° при произвольной величине ν положение ТМН будет определяться по упрощённой формуле:

При меньшем угле разворота векторов напряжений наличие ТМН может рассматриваться в качестве указателя на линию с ЭЦК. Диаграмма распре-деления напряжения вдоль ЛЭП представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 – Диаграмма распределения напряжения вдоль ЛЭП

Из диаграммы видно, что величина квадрата напряжения на участках Z₁ и Z₃ изменяется практически линейно, а на участке Z₂, начиная с некоторой величины угла разворота ЭДС, обладает характерной особенностью – наличием минимума квадрата модуля напряжения.

Положение ТМН определяется структурой и параметрами схемы. ТМН выявляется уже при относительно небольших углах разворота и задолго до достижения напряжения абсолютного минимума напряжения в точке ЭЦК [5]

Географическая удаленность ТМН определяется по следующей формуле:

Географическая удаленность ЭЦК в свою очередь, определяется по следующей формуле:

Возникает вопрос о правомерности применения данного метода на линиях с промежуточной нагрузкой, смежных участках однородных и неоднородных линий.

Так при смежных однородных линиях, определение места ЭЦК может вестись как для каждого участка смежной линии, так и для всего участка однородной линии в целом, что является более целесообразно и подтверждено проделанными в работе расчетами.

Если же рассматриваются смежные неоднородные линии, пример линии показан на рисунке 7, то согласно [7], определение места ЭЦК необходимо вести отдельно для каждого из смежных участков, т.е. последовательно рассмотреть участки Z₁ и Z₂.

Рисунок 7 – Смежный участок неоднородной линии

Наличие же промежуточной нагрузки не влияет непосредственно на методи-ку определения ЭЦК на смежных участках линии, но приводит к смещению места расположения ЭЦК.

Где Х_ЭЦК – – электрическая удаленность ЭЦК, Ом;

U – фазное значение напряжения на шине линии с ЭЦК, кВ;

Определив электрическую удаленность ЭЦК от шины, необходимо опреде-лить её географическую удаленность, т.е. определить на каком километре линии находится ЭЦК. Для этого необходимо определить сопротивление ЛЭП в нормальном режиме, и составить соотношение. Сопротивление линии в нормальном режиме определяется по формуле:

Географическая удаленность ЭЦК определяется по формуле:

Где l_ЭЦК – географическая удаленность места ЭЦК от шины, км.

Выводы

Вывод. На момент написания данного автореферата, магистерская работа не была закончена и в будущем предусматривает расчет моделирования и анализа возникновения электричсекого центра качаний. При расчетах планируется использовать программновычислительный комплекс MathCAD, который позволяет в режиме реального времени оценивать влияние качаний на работу энергосистемы в целом и отдельных элементов в частности

Источник

19 Асинхронные режимы в электрической системе, ресинхронизация, результирующая устойчивость

Асинхронные режимы в электрических системах. Установившийся асинхронный режим.

Асинхронными называют такие режимы работы генератора или двига­теля, при которых скорость вращения роторов значительно отклоняется от синхронной.К асинхронным режимам относятся:

— работа синхронной машины на шины, где синхронная скорость ω0 отлична от скорости ωэтой машины;

— асинхронный пуск двигателей или синхронных компенсаторов;

— ресинхронизация после нарушения устойчивости;

— автоматическое повторное включение с самосинхронизацией (АПВС) или без контроля синхронизма (АПВбС);

— асинхронный пуск двигателей и компенсаторов.

В асинхронном режиме вектор ЭДС синхронной машины, выпавшей из синхронизма, вращается относительно вектора ЭДС машин, работающих синхронно.

Существует три причины перехода генератора в асинхронный режим:

1)Потеря возбуждения.

Одновременно возникает электромагнитная асинхронная мощность, которая после исчез­новения синхронной мощности уравновешивает момент турбины и наступает установившийся асинхронный режимпри ω >

В таком режиме некоторые машины могут работать до 0,5 ч и нести до 70% нагрузки.

2)Потеря статической устойчивости.

Рис. 3.18. Переход на асинхронный режим в результате потери

статической устойчивости при Р0= Рmax.

3)Потеря динамической устойчивости.

При наличии синхронного и асинхронного момента скорость машины меняется синусоидально вокруг среднего значения ωа.

Рис. 3.19. Характер процесса при потере динамической устойчивости.

В асинхронном режиме предельная активная мощность, которую может отдавать турбогенератор, обычно ограничивается 50—70% от номинальной мощности из-за возрастания тока статора, а мощность, которую может отда­вать современный крупный гидрогенератор 30—50%. Кратковременно ее можно повысить, допустив перегрузку по току статора. Возможность асин­хронного хода и его длительность зависят от типа генератора и условий ра­боты системы. Турбогенератору при потере возбуждения разрешается рабо­тать в асинхронном режиме до 15—30 мин, без потери возбуждения несколь­ко меньше. Если за это время восстановить синхронную работу не удается, то турбогенератор должен быть отключен от сети. Длительность работы гидрогенераторов в асинхронном режиме более кратковременна (3…4 мин). Асинхронный ход (установившийся асинхронный режим), недо­пустим в тех случаях, когда при его появлении потери в роторе оказываются больше номинальных, а ток статора больше 1,1·Iном

Принцип работы синхронного генератора

> Генераторы > Принцип работы синхронного генератора

Генератор (альтернатор) переменного тока предназначен для того, чтобы преобразовывать механическую энергию в электрическую. Его ротор вращается от первичного двигателя, в качестве которого может служить турбина, ДВС, электродвигатель.

Как выглядит синхронный генератор

К синхронным машинам относятся те, у которых ротор имеет одинаковую частоту вращения с магнитным полем:

p – количество пар полюсов статора.

Принцип работы

Статор и ротор – главные составные части синхронного генератора (СГ).

Принцип действия синхронного генератора

Как изображено на рисунке, синхронный генератор чаще всего вырабатывает энергию, когда ротор вращается вместе с магнитным полем, линии которого пересекают статорную обмотку, расположенную неподвижно. Поле создаётся от дополнительного возбудителя (дополнительного генератора, аккумулятора и др. источников).

Процесс может происходить наоборот – вращающийся проводник находится в неподвижном магнитном поле. Здесь появляется проблема токосъёма через коллекторный узел. Для генераторов переменного тока небольшой мощности эта схема вполне подходит. Обычно она применяется в передвижных установках.

В СГ вырабатывается ЭДС:

B – магнитная индукция;

l – длина паза статора;

w – количество витков в статорной обмотке;

D – внутренний диаметр статора.

Основная электроэнергетика построена на напряжении 15-40 кВ. Передача энергии через коллектор СГ затруднительна. К тому же подвижная обмотка подвержена ударным нагрузкам и вращению с переменной скоростью, что создаёт проблемы с изоляцией. Из-за этого, обмотки якоря делают неподвижными, поскольку через них проходит основная энергия. Мощность возбудителя не превышает 5% от общей мощности СГ. Это позволяет проводить ток через подвижный узел.

В машинах переменного тока небольшой мощности (несколько киловатт) ротор изготавливают с постоянными магнитами (неодимовыми и др.). Здесь не требуется установка подвижных контактов, но тогда возникают сложности с регулированием напряжения на выходе.

Устройство генератора

Принцип работы генераторов тока в автомобилях

Статор имеет общий принцип действия с асинхронником и мало отличается от него. Его железо собирается из пластин электротехнической стали, разделённых изолирующими слоями. В пазах размещается обмотка переменного тока. Наиболее распространён трёхфазный синхронный генератор. Провода обмоток надёжно крепятся и изолируются, поскольку через них подключается нагрузка.

Ротор выполняется с явно выраженными полюсами или без выступающих полюсов.

Виды полюсов синхронного генератора: а) – выступающие; б – неявно выраженные

Первые делаются для тихоходных машин, например, с гидравлическими турбинами. Для вращающихся с большой скоростью генераторов переменного тока принцип действия заключается в применении более прочных неявно выраженных полюсов.

СГ может работать в режимах двигателя или генератора переменного тока. Важно, какой здесь применяется способ охлаждения. Обычно на валу устанавливаются крыльчатки, охлаждающие ротор с обеих сторон. Воздух перед вентиляцией проходит через фильтр. В замкнутой системе циркулирует один и тот же воздух, проходя через теплообменники.

Более эффективным охлаждающим агентом является водород, в 14,5 раз более лёгкий, чем воздух. Принцип охлаждения у него аналогичный.

Обмотки генератора переменного тока выводятся концами на его распределительную коробку. Для трёхфазных – соединение производится в звезду или в треугольник.

Синхронный генератор преимущественно обеспечивает поддерживание синусоидального переменного напряжения. Это достигается изменением формы полюсных наконечников, а неявнополюсный ротор имеет определённое расположение витков в его пазах.

Реакция якоря

При соединении выхода с внешней нагрузкой в обмотках статора протекает электрический ток. Образующееся магнитное поле накладывается на поле, которое создаёт ротор.

Реакция якоря при разных видах нагрузки

При активной нагрузке ток и ЭДС совпадают по фазам (изображено на рисунке выше – а). Он становится максимальным, если полюса ротора располагаются напротив якорных обмоток. Основной магнитный поток и образующийся от реакции якоря перпендикулярны и при наложении образуют несколько больший результирующий поток, увеличивающий ЭДС.

Индуктивная нагрузка приводит к снижению ЭДС, поскольку потоки направлены встречно (изображено на рисунке выше – б).

Ёмкостная нагрузка вызывает совпадение направлений потоков, в результате чего ЭДС увеличивается.

Увеличение нагрузки приводит к большей реакции якоря, приводящей к изменению выходного напряжения, что нежелательно. На практике этот процесс управляется изменением возбуждения, что снижает степень воздействия реакции якоря на основное поле.

Режимы работы СГ

Нормальные режимы работы характеризуются сколько угодно длительными периодами времени. В их число входят отклонения коэффициентов мощности, выходного напряжения до 5% и частоты до 2,5% от номиналов и т. п. Допуски на отклонения определяются нагревом агрегатов и задаются стандартами или гарантируются производителями.

Блокинг генератор: принцип работы

А нормальные режимы функционирования неприемлемы для продолжительной работы и связаны с появлением перегрузок, с недовозбуждением, переходами в асинхронные режимы. Этот режим работы связан с отклонениями в сети: короткими замыканиями, нагрузками переменного действия, неравномерностью загрузки фаз.

Синхронные машины. Конспект лекций

Сохрани ссылку в одной из сетей:

причем напряжения этихфаз U

При наличии успокоительной илипусковой обмотки (рис. 2, а и б) в схемедля продольной оси имеются две вторичныецепи, как и у двухклеточного асинхронногодвигателя, а в схеме для попереч­нойоси –

одна вторичная цепь. Приотсутствии указанных обмоток (рис. 2, ви г) количество вторичных цепей уменьшаетсяна еди­ницу. На схемах рис. 2 принятоrа=

0 и не учи­тываютсяпотери в стали статора. При наличии вцепи возбуждения доба­вочногосопротивления (на­пример, сопротивленияга­шения поля) его величина должнавключаться в
rf
Воснове рассмотрения явлений согласнорис. 1 и 2 лежит представле­ние одвухфазной маши­не. Поэтому сопротивле­ниясхем рис. 2 также следовало бы считатьэкви­валентными сопротивлени­ямидвухфазной машины. Однако, чтобы избежатьвведения в рассмотрение

новых параметров, будемпредполагать, что сопротивления,фигу­рирующие в схемах рис. 2, представляютсобой параметры m-фазноймашины.

Асинхронные режимы различных видовсинхронных машин.

При потере возбуждения синхронныегенераторы переходят в асинхрон­ныйрежим и их скорость вращения будетувеличиваться до тех пор, пока не наступитравенство между движущим моментом навалу и электромагнитным моментом машины.При этом машина будет потреблять изсети намагничивающий ток

и отдавать в сеть активнуюмощность.

При малыхскольжениях поверхностный эффект втеле ротора турбогенератора проявляетсяслабо и поэтому глубина проникнове­ниятоков велика. В результате активноесопротивление тела ротора мало и моментдостигает весьма большой величины ужепри малых скольжениях.

Поэтому турбогенераторыспособны развивать в асинхронном режимебольшую мощность, причем потери в роторемалы и не представляют опасности вотношении нагрева ротора. Допустимуюмощность турбогенератора в асин­хронномрежиме ограничивает ток статора, величинакоторого из-за большого намагничивающеготока до­стигает номинального значения.В большинстве случаев при I=
Iн
в турбогенераторах
Р =(0,5 — 0,7)Pн
,.

Ввиду относительноблагоприят­ных характеристик Ma=
f(s)
на электростанциях разрешаетсякратковременная работа (до 30
мин)
турбогенераторов васинхронном ре­жиме при условии, чтопотери в рото­ре и статоре не превышаютпотерь при номинальном режиме ипотребле­ние реактивной мощности сточки зрения режима работы энергосистемыдопустимо. В течение указанного вре­мениможно устранить неисправности в системевозбуждения, перевести турбогенераторна резервное возбуж­дение или перевестинагрузку на другие турбогенераторы илистан­ции. Использование возможностира­боты турбогенераторов в асинхронномрежиме позволяет увеличить надежностьэнергоснабжения потребителей.

Асинхронные характеристикигидрогенераторов значительно менееблагоприятны. Гидрогенераторы имеютшихто­ванные полюсы, и успокоительныеобмотки во многих случаях у нихотсутствуют. При отсутствии успокоительнойобмотки мощ­ность в асинхронном режимеразвивается только за счет токов,индуктируемых в обмотке возбуждения.

Активное сопротивление успокоительнойобмотки велико, и в этом случае моментMa

при малых s также мал.

Поэтому гидрогенераторыне могут развивать значительной мощностив асинхронном режиме, успокоительнаяобмотка быстро нагревается, и есливосстановление возбуждения в течение10—15 сек

невозможно, то их нужно отключать отсети.

Все синхронные двигателиимеют пусковые обмотки и обычно пускаютсяв ход как асинхронные двигатели, причемобмотка воз­буждения замкнута черезразрядное, или гасительное, сопротивле­ние rг= (5 — 10) rf

или замкнута накоротко. Пуск с разомкнутойобмоткой возбуждения недопустим, таккак при этом может прои­зойти повреждениеее изоляции. Скольжение невозбужденногодвигателя изменяется при пуске от s= 1 до s= 0,05, когда включается ток возбужденияи двигатель втягивается в синхронизм.

(s) синхронных двигателей представленына рис.. Момент, развиваемый обмоткойвозбуждения, достигает максимальногозначения при малых скольжениях, вособенности, когда rг= 0, так как rfмало, а относительно велико.

Наоборот, момент,развиваемый пусковой обмоткой, достигаетмаксимума при s=

0,3 — 0,4, так как активноесопротивление этой обмотки значи­тельнобольше и рассеяние меньше. При расчетекривых было принято, что сопротивлениеобмотки якоря ra= 0.

Источник