(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование резервного возбуждения генераторов третьей очереди ТЭЦ
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО (то есть программное обеспечение — комплект программ для компьютеров и вычислительных устройств) ОБРАЗОВАНИЮ
КУРГАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра энергетики и технологии металлов
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
Расчетно — объяснительная записка
Проектирование запасного возбуждения генераторов третьей очереди ТЭЦ
Курган 2011
АННОТАЦИЯ
Объяснительная записка 100 с., 19 рис., 17 табл., 8 листов чертежей формата А1, 33 источника.
генератор, СИСТЕМА РЕЗЕРВНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ, ТИРИСТОРНЫЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ, РЕЛЕЙНАЯ защита, КОНДИЦИОНИРОВАНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ.
Темой данного дипломного проекта является Модернизация системы запасного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ. Целью проектирования является подбор системы запасного возбуждения, выбор оборудования системы возбуждения. Для обеспечения сохранности работ, связанных с ремонтом и обслуживанием системы осуществляется установка системы кондиционирования.
Выводы, изготовленные при разработке темы, могут быть применены в проектной и эксплуатационной практике.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Обоснование проекта модернизации запасного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ
2. Черта Курганской ТЭЦ ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Курганская генерирующая компания»
2.1 Общие данные о «Курганская генерирующая компания»
2.2 Общие данные по Курганской ТЭЦ
2.3 анализ имеющегося состояния энергоснабжения потребителей Курганской энергосистемы
3 системы возбуждения, их плюсы и недочеты
3.1 Электромашинные системы возбуждения с возбудителем неизменного тока
3.2 Системы возбуждения с возбудителем переменного тока и полупроводниковыми выпрямителями
3.3 Системы самовозбуждения со статическими выпрямителями
4 Выбор системы запасного возбуждения генераторов
4.1 Воздействие регулирования возбуждения на устойчивость генераторов
4.2 Общие положения
4.3 Выбор выключателя для запасной системы возбуждения
4.4 Выбор токоведущих частей
5. Расчет характеристик опции аппаратуры системы запасного возбуждения
5.1 Расчет уставок защит преобразовательного трансформатора
5.1.1 Описание защит преобразовательного трансформатора
5.1.2 Расчет наибольшей токовой защиты
5.1.3 Расчет токовой отсечки
5.2 Определение установок реле защит, автоматики и сигнализации тиристорного возбудителя
5.2.1 Общие положения
5.2.2 Расчет защиты от утраты возбуждения
5.2.3 Расчет защиты ротора от перегрузки неограниченным током форсировки
5.2.4 Расчет защиты ротора от долговременной двукратной форсировки
5.2.5 Расчет релейной сигнализации о перегрузке ротора током возбуждения
5.2.6 Расчет защиты статора от увеличения напряжения
5.2.7 Расчет защиты тиристорного возбудителя от пониженной частоты напряжения питания
5.2.8 Расчет характеристик схемы контроля окончания исходного возбуждения
5.3 Определение черт тиристорных преобразователей
5.3.1 Общие положения
5.3.2.Соотношения для расчета черт тиристорных преобразователей
5.4 Выбор защиты от дуговых перекрытий в силовом преобразователе
6 Экология и сохранность жизнедеятельности
6.1 Условия эксплуатации оборудования и черта санитарно-гигиенических критерий труда обслуживающего персонала
6.2 Правила охраны труда при обслуживании проектируемого оборудования
6.3 Расчет вентиляции
6.4 Вывод
7 Организационно-экономическая часть
7.1 Общие положения
7.2 Построение многофункциональной и структурной модели объекта проектирования
7.3 Функционально-стоимостной анализ базисного варианта
7.4 Функционально-стоимостной анализ проектируемого варианта
7.5 Технико-экономическое обоснование надежности
7.6 Экономический эффект при модернизации системы
7.7 Вывод
Заключение
Перечень использованных источников
ВВЕДЕНИЕ
Энергетика во всем мире безпрерывно развивается. Принципиальной составляющей частью в энергосистеме является генератор и системы, обеспечивающие его работу. одной из важных систем генератора является система возбуждения. Система возбуждения синхронного генератора обеспечивает ток его обмотки возбуждения во всех обычных (долгих и краткосрочных) и аварийных режимах.
Надежность системы возбуждения на порядок ниже, чем другого оборудования обеспечивающего работу генератора. Принципиальной задачей является увеличение надежности системы возбуждения. Увеличение надежности почти во всем зависит от резервирования системы. Таковым образом, нужно увеличивать надежность системы запасного возбуждения.
Для генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ установлена электромашинная система запасного возбуждения. Она представляет из себя движок с возбудителем неизменного тока, присоединенный к системе собственных нужд. Электромашинная система возбуждения с возбудителем неизменного тока характеризуется большенными неизменными времени Те (0,3 — 0,6 с), маленькими потолками по напряжению (не наиболее 2Ufном) и соответственно маленькими скоростями подъема возбуждения. В истинное время такие системы возбуждения подменяют наиболее совершенными системами, которые приводятся ниже.
Более совершенная система запасного возбуждения на сей день — это система электромагнитного возбуждения, выполненная на процессорах. Эта система обеспечивает целый ряд преимуществ. До этого всего, новенькая система дозволяет существенно уменьшить габариты всех устройств. Так, если обыденный регулятор возбуждения занимает отдельный шкаф либо даже два, то сейчас его роль может делать одна маленькая панелька. Все характеристики работы агрегата выводятся на пульт оператора, где фиксируются на мониторе (а заодно и в памяти компа) все возникающие отличия от данного режима. При всем этом в случае суровой неисправности оборудование отключается автоматом.
В предстоящем это направление получит новое развитие. На электростанциях предвидено внедрять единую автоматическую систему управления технологическими действиями (АСУТП), которая дозволит не только лишь выдавать на центральный пульт управления электростанции полную информацию о работе всякого агрегата, да и соответственно управлять его работой.
Необходимость подмены устаревшей системы запасного возбуждения диктуют растущие требования к качеству, надежности электроснабжения. Увеличение стойкости работы генератора в системе может существенно прирастить срок эксплуатации всего оборудования, обеспечивающего работу генератора. Электромашинная система является системой пропорционального деяния и потому не может обеспечить нужные условия для статической и динамической стойкости генератора.
В данном дипломном проекте было принято решение употреблять для подмены электромашинной системы запасного возбуждения тиристорную систему возбуждения с автоматическим регулятором возбуждения АРВ — СДП1. Этот регулятор не является передовым, но из — за недочета материалов по микропроцессорным системам управления возбуждением и доступности документации на обозначенный регулятор, был изготовлен выбор в пользу тиристорной системы возбуждения основанной на базе СТС-370-2500, работающей с автоматическим регулятором АРВ — СДП1.
Тиристорная система возбуждения имеет еще большее быстродействие, достаточное для такового управления электромагнитными действиями, которое делает условия для устойчивой параллельной работы генераторов в аварийных режимах энергетической системы.
При написании дипломного проекта были использованы последующие начальные материалы:
— Схема системы запасного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ;
— Методические указания по наладке систем тиристорного самовозбуждения.
1. ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА МОДЕРНИЗАЦИИ РЕЗЕРВНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ ТРЕТЬЕЙ ОЧЕРЕДИ КУРГАНСКОЙ ТЭЦ
В истинное время на Курганской ТЭЦ установлена электромашинная система запасного возбуждения генераторов третьей очереди. Таковая система возбуждения является устаревшей, т.к. срок ее эксплуатации исчисляется десятилетиями.
Набросок 1.1 Схема запасного электромашинного возбуждения;
М — движок; GA — вспомогательный генератор; Y — соединительная муфта.
Естественно, за это время было создано много остальных разновидностей систем возбуждения, превосходящих по своим качествам электромашинную систему.
Длинный период времени эксплуатации не мог не сказаться на Износ оборудования системы запасного возбуждения генераторов. А ремонт и подмена отдельных частей данной системы является дорогостоящим. Потому что в системе находятся крутящиеся части, то возникает необходимость неизменного контроля за ними, а так же повторяющаяся подмена масла в их.
Электромашинная система возбуждения с возбудителем неизменного тока характеризуется большенными неизменными времени Те (0,3 — 0,6 с), маленькими потолками по напряжению (не наиболее 2Ufном) и соответственно маленькими скоростями подъема возбуждения.
Все это диктует нам необходимость подмены системы запасного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ на наиболее совершенную систему возбуждения.
2. ХАРАКТЕРИСТИКА КУРГАНСКОЙ ТЭЦ ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «КУРГАНСКАЯ ГЕНЕРИРУЮЩАЯ КОМПАНИЯ»
пространство нахождения:
Промплощадка размещена в границах административной границы г. Кургана, в западной его части на окраине жилого массива на расстоянии 1 км от озера Орлово и реки Тобол.
2.1 Общие данные о ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Курганская генерирующая компания»
Открытое акционерное общество «Курганская генерирующая компания» было образовано 1 июля 2006г. методом выделения генерирующих активов в итоге реорганизации ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Курганэнерго». В состав ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Курганская генерирующая компания» входят Курганская ТЭЦ, магистральные термо сети, Шадринская котельная. Общая численность работающих на предприятии — одна тыща человек.
Главные виды деятельности — Создание электронной и термический энергии, теплоснабжение потребителей городов Кургана и Шадринска.
задачка энергокомпании — поставка электроэнергии на оптовый Рынок электроэнергии и мощности, надежное и бесперебойное обеспечение местности обслуживания термический энергией. Установленная электронная мощность компании — 480 МВт, установленная термическая мощность — 2016 Гкал/час. Протяженность курганских магистральных термических сетей составляет 52,5 километра.
Приоритетным направлением деятель компании является создание современного нужного производства на базе ведущих технологий, формирование критерий для вербования инвестиций в развитие производства.
2.2 Общие данные по Курганской ТЭЦ
Курганская ТЭЦ базирована в 1956 году и находилась в составе «Челябэнерго». С 1987 г., с момента образования «Курганэнерго», и по 30.06.06 КТЭЦ являлось структурным подразделением ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Курганэнерго».
С 01.07.06 Курганская ТЭЦ является структурным подразделением ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Курганская генерирующая компания».
Стройку Курганской ТЭЦ началось в 1952 году.
Проект I очереди ТЭЦ мощностью 75 МВт разработан институтом «КиевТЭП» с установкой энергоагрегатов высочайшего давления (90 атм., 500°С) в составе 4-х котлов ТП-170-1 и 3-х турбин ВТ-25-4. Проектирование велось с учетом централизованного теплоснабжения потребителей.
1-ый турбоагрегат ВТ-25-4 с котлом ТП-170-1 введен в работу 4 ноября 1956 г., а в 1959 г. стройку I очереди ТЭЦ было завершено.
Установленная электронная мощность ТЭЦ по окончанию строительства I очереди составила 75 МВт, термическая 162 Гкал/час.
Главным видом горючего был Кузнецкий уголь.
С 1959 по 1964 г. велось стройку II очереди TЭЦ. Введены 3 котла БКЗ-210-140ф и 2 турбины ПТ-60/130/13 на характеристики 130 атм. и 5700С.
Установленная электронная мощность ТЭЦ по окончанию строительства II очереди составила 185 МВт и термическая — 418 Гкал/час.
С 1964 г. по 1970 г. была выполнена реконструкция котлов и повышение топливоподачи для сжигания челябинского угля.
сразу с разработкой проекта III очереди ТЭЦ в 1970 году. началось опережающее стройку пиковой водогрейной котельной, которое закончено в 1979 году. с установкой 4-х котлов ПТВМ-100 с номинальной перегрузкой по 100 Гкал/ч любой и термическая мощность станции возросла на 400 Гкал и составила 817 Гкал/ч
III очередь ТЭЦ строилась с 1974 года по 1979 год с установкой 4-х котлов БКЗ-420-140-4 и 4-х турбин Т-100/120-130 по проекту «УралТЭП».
С запуском III очереди электронная мощность достигнула 592,5 МВт, а термическая мощность 1518 Гкал/час.
В 1985 г. введен в строй пиковый котел № 5 КВГМ-100, с 1987 по 1989 г.г. — два котла БКЗ-420-140-5 ст.№12, 13 IV очереди. С вводом в работу пикового котла КВГМ -100 ст. №5 с номинальной мощностью 100 Гкал/ч термическая мощность станции возросла до 1618 Гкал/ч.
В 1987 г. к Курганской ТЭЦ подведен природный газ, в этом же году пиковые котлы, работавшие на мазуте, были переведены на сжигание газа.
С 1988 г. по 1993 г. на газ переведены все энерго и водогрейные котлы. Реконструкция и стройку ГРП были проведены по проекту «УралВЭП».
Состав основного оборудования I очереди ТЭЦ был изменен: в 1992 году демонтирована крайняя турбина, как на физическом уровне и морально устаревшая, а в 1993 году паровые котлы I очереди ст. № 1-4 реконструированы в режим водогрейных.
В 1992 году модернизированы турбина II очереди: ТГ ст. № 4 переведена в режим противодавления и перемаркирована с ПТ-60-130/130 в Р-30-130/13. В 1994 году закончена реконструкция ТГ ст. № 5. Выполнена подмена цилиндра высочайшего давления.
С января 1993 по апрель 1995 выполнена подмена Т-100-120-3 на Т-110-120-5.
С 1992 года установленная электронная мощность — 480 МВт, термическая — 1756 Гкал/час.
В течение крайних 5 лет на станции проведена большая работа по серьезным ремонтам основного оборудования, водно-химический режим приведен фактически по всем показателям в норму. Смонтирован смешивающий коллектор на тепловыводах станции, что позволило стопроцентно употреблять термическую мощность отборов турбин и эксплуатировать оборудование в очень экономном режиме.
В перспективе, и это отражено в Региональной Энергетической Программке, утвержденной Губернатором Курганской области, и в соглашении меж РАО ЕЭС «Рф» и администрацией, планируется реконструкция Курганской ТЭЦ с установкой паросилового теплофикационного блока 230 МВт на жестком горючем.
Термическая схема станции, черта основного оборудования
Установленная электронная мощность Курганской ТЭЦ — 480 МВт, термическая — 1756 Гкал/ч.
ТЭЦ является главным источником теплоснабжения населения и промышленных компаний г. Кургана. В качестве теплоносителя в системах отопления и жаркого водоснабжения употребляется жгучая вода, при всем этом система теплоснабжения городка и самой ТЭЦ работает с закрытой схемой жаркого водоснабжения. Также КТЭЦ отпускает тепло с производственным паром на компании АКО «Синтез» и ООО «Стройтехнология».
В истинное время на Курганской ТЭЦ установлено 6 паровых турбин, 6 энергетических паровых котлов (основной корпус) и восемь водогрейных котлов. Сборка термический схемы станции — с поперечными связями по свежайшему пару и питательной воде.
В крайние годы все котлы на Курганской ТЭЦ большей частью работают на природном газе, но в перспективе планируется работа котлов на угле в существенно наиболее долгие календарные сроки.
Энерго котлы III очереди — 4 котла БКЗ-420-140-4 ст. № 8,9,10,11, пылеугольные. Паропроизводительность — 420 т/ч, с давлением пара 140 кгс/см2, температурой пара 560 єС. Введены в эксплуатацию с 1976 по 1979 г. С 1988 по 1993 г. переведены на сжигание природного газа.
Энерго котлы IV очереди — 2 котла БКЗ-420-140-5 ст. № 12,13, пылеугольные. Паропроизводительность 420 т/ч, с давлением пара 140 кгс/см2, температурой пара 560 єС. Введены в эксплуатацию с 1987 по 1989 г.г. С 1988 по 1993 г.г. переведены на сжигание природного газа.
Водогрейные котлы I очереди — 4 котла ВК-75 ст. № 1,2,3,4, теплопроизводительностью 75 Гкал/ч любой, совместное и раздельное сжигание природного газа и угля, переведены в водогрейный режим в 1993 году (реконструкция паровых котлов ТП-170).
Пиковые водогрейные котлы ПТВМ-100 ст.№1,2,3,4 и КВГМ-100 ст. № 5. Введены в эксплуатацию в период с 1972 по 1985 годы. Основное горючее — мазут, запасное — природный газ. Пиковая котельная размещена в раздельно стоящем здании. Номинальный расход сетевой воды на котел — 1235 т/ч. Котлы предусмотрены для обогрева сетевой воды с температурным графиком — 70/150 0С.
Турбины II очереди — Р-30-130/13 ст.№4 и ПТ-50-130/13 ст.№5. Введены в эксплуатацию в 1962 и 1964 г., соответственно. Турбина ПТ-60-130/13 ст. № 4 в 1988 году была переведена в режим противодавления и перемаркирована в Р-30-130/13.
Турбины III очереди — Т-100/120-130 ст. № 6,7,8,9. Введены в эксплуатацию с 1975 по 1979 год.
Генераторы ст. № 4 и № 5 — ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние)-60-2 с водородным остыванием, электромашинной системой возбуждения, ст. № 6,7,9 — ТВФ-120 с водородным остыванием, частотной системой возбуждения, ст. № 8 — ТВФ-110 с водородным остыванием, тиристорной системой самовозбуждения.
Таблица 2.1 — Установленная и располагаемая мощность Курганской ТЭЦ
Показатель
Установленная
мощность
Располагаемая
мощность
Примечание
Электронная мощность, МВт
480
475,8
По данным годичного отчета за 2006г.
Термическая мощность отборов турбоустановок, Гкал/ч
956
817
Недостающая пропускная способность паропровода II очереди
Термическая мощность водогрейных котлов, Гкал/ч
300
300
—
Термическая мощность пиковых котлов, Гкал/ч
500
420
Непроектное горючее пиковых котлов
Общая термическая мощность, Гкал/ч
1756
1537
По данным годичного отчета за 2006г.
Паровая мощность энергетических котлов, т/ч
2520
2520
—
Предпосылки, вызвавшие ограничения электронной мощности в 2006г.:
— Завышенные присосы в топку и конвективную часть котлоагрегатов;
— Ограничение пропускной возможности паропровода II очереди;
— Неудовлетворительное состояние трубок конденсаторов и завышенные присосы в вакуумную систему турбин;
— Отсутствие ПВД на ТГ ст. № 5.
Предпосылки ограничений термический мощности:
— Непроектное горючее пиковых котлов ПТВМ-100- 4х20=80 Гкал/ч;
— Недостающая пропускная способность паропровода II очереди — 139
Гкал/ч.
2.3 анализ имеющегося состояния энергоснабжения потребителей Курганской энергосистемы
Курганская энергосистема территориально размещена в юго-восточной части ОЭС Урала и по электронным сетям 110, 220, 500 кВ связана с Тюменской, Свердловской, Челябинской энергосистемами и ЕЭС Казахстана.
В истинное время электроснабжение потребителей Курганской энергосистемы осуществляется от Курганской ТЭЦ, ПС 500/220 кВ Курган (2×501 МВ.А) и 4 подстанций 220/110 кВ Высочайшая (2×125 МВ.А), Шумиха (125+200 МВ.А), Промышленная (2×200 МВ.А) и Макушино (1×200 МВ.А).
Главными питающими линиями электропередачи являются ВЛ 500 кВ Иртыш — Курган (418 км), ВЛ 500 кВ Аврора (ЕЭС Казахстана) — Курган (276 км), ВЛ 220 кВ Курган — Промышленная — Шумиха (185 км), Козырево — Шумиха (108 км), Курган — Высочайшая — Каменская (286 км), Аврора — Макушино (185 км).
Подстанции 220 кВ Курганской энергосистемы объединены сетью 110 кВ, которая наибольшее развитие получила вдоль электрифицированных жд магистралей, в г.Кургане, также в сельской местности.
В зимний максимум 2003 г электронная перегрузка Курганской энергосистемы составила 814 МВт (100 %). При всем этом Курганская ТЭЦ (единственный генерирующий источник в Курганской энергосистеме) участвовала в покрытии мощностью 189 МВт (23 %).
недостаток мощности энергосистемы в объеме 625 МВт (77 %) в главном покрывался приемами мощности из ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Тюменьэнерго» величиной 335 МВт (41 %) и из ЕЭС Казахстана 170 МВт (21 %).
Прием мощности из Свердловской и Челябинской энергосистем (соответственно 45 и 75 МВт) не превосходил 6-9 % от перегрузки Курганской энергосистемы.
анализ режимов работы электронных сетей 110 кВ и выше Курганской энергосистемы в зимний максимум 2003 г выявил последующие «узенькие места» имеющейся схемы:
повышение приема мощности из ЕЭС Казахстана с 75 до 255 МВт (в 3 раза) в послеаварийном режиме при выключении ВЛ 500 кВ Иртыш-Курган;
предельная загрузка в обычном режиме 2003 г ВЛ 220 кВ Курган — Промышленная до 349 МВ.А (101 % от допустимой мощности по нагреву проводов) приводит к принужденному секционированию транзитной сети 220 кВ Курган — Промышленная — Шумиха — Козырево с отключением участка Промышленная — Шумиха;
высочайшая загрузка 2-ух автотрансформаторов 220/110 кВ (2×200 МВ.А) подстанции Промышленная в обычном режиме 2003 г (286 МВ.А либо 72 % от номинальной мощности), что приводит в послеаварийных режимах отключения 1-го автотрансформатора к перегрузке оставшегося в работе (251 МВ.А либо 126 % от номинальной мощности);
высочайшая загрузка (118 % от допустимой долговременной мощности ВЛ 110 кВ ТЭЦ — Промышленная (3, 4 цепь) в послеаварийном режиме при выключении одной цепи;
несоответствие отключающей возможности выключателей 110 кВ Курганской ТЭЦ уровням токов недлинного замыкания, приводящее к необходимости секционирования сети 110 кВ ТЭЦ — Промышленная.
Таковым образом, главными недочетами имеющейся схемы электроснабжения потребителей Курганской энергосистемы являются:
полная зависимость спроса на электроэнергию от поставок из смежных энергосистем ОЭС Урала (Тюменской, Свердловской, Челябинской) и из ЕЭС Казахстана;
недостающее развитие своей генерации;
недостающее развитие питающих сетей 220, 500 кВ;
низкая ремонтопригодность электронных сетей 220, 500 кВ.
3. системы ВОЗБУЖДЕНИЯ, ИХ ДОСТОИНСТВА И НЕДОСТАТКИ
Система возбуждения создана для питания обмотки возбуждения синхронной машинки неизменным током и соответственного регулирования тока возбуждения.
Систему возбуждения принято охарактеризовывать номинальным напряжением возбуждения Uf ном на выводах обмотки возбуждения и номинальным током If ном в обмотке возбуждения, которые соответствуют номинальному режиму работы электронной машинки; номинальной мощностью возбуждения Pf ном= Uf ном· If ном которая обычно составляет 0,2-0,6% номинальной мощности машинки; форсировочной способностью (кратностью форсировки); быстродействием системы возбуждения во время аварий в энергосистеме и быстротой развозбуждения генератора в вариантах 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 накрепко, и т.д. Номинальное напряжение возбуждения современных генераторов составляет 80-600 В.
Нижний предел относится к генераторам мощностью несколько мегаватт, верхний — к генераторам большенный мощности.
Номинальный ток возбуждения так же зависит от мощности генератора.
Для генераторов маленькой мощности он составляет несколько 10-ов либо сотен ампер, а для генераторов мощностью наиболее 200 МВт добивается 2000-8000А.
Под форсировочной способностью по напряжению соображают отношение большего установившегося напряжения (потолка) Uf п.у возбудителя (присоединенного к обмотке возбуждения генератора) к номинальному значению напряжения возбудителя Uf ном , а под форсировочной способностью по току соображают отношение предельного (большего допускаемого по нагреву обмотки ротора) тока возбуждения If п , обеспечиваемого возбудителем в режиме форсировки, к номинальному току возбуждения If ном .
Быстродействие системы возбуждения в процессе форсировки напряжения при трагедиях в энергосистемах охарактеризовывают номинальной скоростью нарастания напряжения возбудителя, 1/с, которая определяется по формуле:
,
где Ufп — предельное напряжение возбудителя (для электромашинных возбудителей Ufп= Uf п.у , для выпрямительных систем Ufп> Uf п.у ); t1 — время, в течении которого напряжение возбудителя увеличивается до значения:
Uf = =Ufном + 0,632(Ufп — Ufном).
Для систем возбуждения, у каких кривая uf = f(t) быть может представлена экспонентой uf = Ufп-(Ufп — Ufном)exp(-1/Те), время t1= Те (рис. 1.1). Неизменная времени подъема напряжения возбудителя Те определяется параметрами возбудителя, кратностью форсировки и быстродействием автоматического регулятора возбуждения, а при электромашинной системе возбуждения так же и частотой вращения возбудителя. Скорость нарастания напряжения тем выше, чем больше потолок возбуждения и чем меньше неизменная времени Те.
К системе возбуждения синхронных машин предъявляются высочайшие требования. Она обязана обеспечивать:
— надежное питание обмотки возбуждения в обычных и аварийных режимах;
— устойчивое регулирование тока возбуждения при изменении перегрузки генератора от нуля до номинальной;
— потолочное возбуждение в течение определенного времени, нужного для восстановления режима опосля ликвидации трагедии.
Не считая того, она обязана быть довольно быстродействующей и иметь кратность форсировки по напряжению не наименее 2,0 (нередко ее наращивают до 3 — 4 и наиболее).
Кратность форсировки по напряжению и соответственно предельное напряжение возбудителя ограничиваютсся испытательным напряжением изоляции обмотки ротора, а при наличии коллекторного возбудителя — и угрозой возникновения радиального огня на коллекторных пластинках. Предельный ток возбуждения и продолжительность работы с таковым током ограничиваются допустимым нагревом ротора и зависят от типа системы остывания.
Номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения обязана быть не наименее 2 (1/с), а для генераторов, к которым предъявляются завышенные требования в отношении стойкости, она быть может существенно выше (наиболее 7-9 1/с).
Зависимо от источника энергии, применяемого для возбуждения синхронной машинки, все системы возбуждения можно подразделить на три главные группы:
1) системы возбуждения, в каких источником энергии является генератор неизменного тока (возбудитель);
2) системы возбуждения, в каких источником энергии является генератор переменного тока (возбудитель). Переменный ток этого генератора преобразуется в неизменный при помощи полупроводниковых управляемых либо неуправляемых выпрямителей;
3) системы возбуждения, в каких употребляется энергия самой возбуждаемой машинки (самовозбуждение). Эта энергия преобразуется при помощи особых трансформаторов и полупроводниковых выпрямителей.
системы возбуждения первой группы являются независящими от напряжения возбуждаемой машинки, если возбудитель приводится во вращение от ее вала либо от электродвигателя, который подключен к воспомогательному генератору, расположенному на одном валу с возбуждаемой машинкой. 2-ая система также является независящей, а 3-я — зависимой от напряжения возбуждаемой машинки.
3.1 Электромашинные системы возбуждения с возбудителем неизменного тока
Набросок 3.1 Электромашинная система возбуждения с генератором неизменного тока, работающего по схеме самовозбуждения: GE-возбудитель; LG-обмотка возбуждения генератора; LE-обмотка возбуждения возбудителя; PR-шунтовой реостат; АРВ-автоматический регулятор возбужденный; R-разрядный резистор
тут возбудителем служит генератор неизменного тока, который зависимо от схемы питания его обмотки возбуждения работает либо по схеме самовозбуждения (рис.3.1), либо по схеме независящего возбуждения. В крайнем случае устанавливают вторую машинку неизменного тока — подвозбудитель. Для возбуждения синхронных генераторов большее распространение получила схема с самовозбуждением возбудителя как наиболее обычная и обеспечивающая огромную надежность в эксплуатации. Регулирование тока возбуждения генератора производит автоматический регулятор возбуждения методом конфигурации тока возбуждения возбудителя.
Электромашинную систему возбуждения, в какой возбудитель конкретно сочленен валом возбуждаемой машинки, принято именовать прямой, а электромашинную систему возбуждения, в который привод возбудителя осуществляется от электродвигателя (независимо от источника его питания),- косвенной.
При прямом возбуждении (рис.3.2, а) возбудитель приводится во вращение конкретно от вала генератора. Таковая система возбуждения имеет ряд плюсов: ввиду большенный инерции агрегата турбина — генератор частота вращения возбудителя при КЗ фактически остается постоянной; система содержит маленькое количество оборудования и потому владеет достаточной надежностью и маленькой стоимостью. Но ремонт и ревизия возбудителя вероятны лишь при остановленном генераторе. Не считая того, эта система возбуждения не быть может применена для возбуждения массивных генераторов. По условиям надежной коммутации и механической прочности коллектора предельная мощность электромашинных возбудителей неизменного тока при частоте вращения 750 о/мин составляет 2500-3600 кВт, а при частоте 3000 о/мин понижается до 300-500 кВт, что соответствует мощности возбуждения турбогенератора 110-160 МВт. Предельная мощность тихоходных возбудителей ограничена размерами возбудителя и скоростью нарастания напряжения.
По обозначенным причинам недозволено сделать массивные возбудители, созданные для конкретного соединения с валом больших быстроходных турбогенераторов и тихоходных гидрогенераторов. Потому ровная электромашинная система возбуждения отыскала применение лишь для турбо- и гидрогенераторов маленькой мощности.
Набросок 3.2. Электромашинная система возбуждения с возбудителем неизменного тока:
а — независящее прямое возбуждение; б — независящее косвенное возбуждение; в — зависимое косвенное возбуждение; М — движок; GA — вспомогательный генератор; Y — соединительная муфта.
При косвенном возбуждении возбудитель приводится во вращение движком, который быть может подключен либо к вспомогательному синхронному генератору, установленному совместно со своим возбудителем на общем валу с генератором (рис. 3.2, б), либо к шинам системы СН (рис. 3.2, в). В первом случае систему нередко именуют независящей, во 2-м — зависимой. установка отдельного мотора дозволяет избрать рациональную частоту вращения возбудителя, при которой быть может сделан возбудитель требуемой мощности и размеров. Но таковая система возбуждения труднее прямой системы, потому владеет наименьшей надежностью, а при присоединении электродвигателя к шинам СН она оказывается чувствительной к изменениям напряжения во наружной сети. При краткосрочных понижениях напряжения (длительность определяется временем отключения места повреждения) может быть поддержать частоту вращения и соответственно напряжение возбудителя в подходящих границах методом установки маховика, повышающего механическую постоянную времени агрегата движок — возбудитель. Косвенная независящая система возбуждения использована в главном лишь для тихоходных гидрогенераторов маленькой мощности, а косвенная зависимая система возбуждения с маховиком — для возбуждения синхронных компенсаторов, капсульных генераторов, также для запасного возбуждения генераторов.
Электромашинная система возбуждения с возбудителем неизменного тока характеризуется большенными неизменными времени Те (0,3 — 0,6 с), маленькими потолками по напряжению (не наиболее 2Ufном) и соответственно маленькими скоростями подъема возбуждения. Беря во внимание также обозначенные ранее недочеты, в истинное время ее подменяют наиболее совершенными системами, которые приводятся ниже.
3.2 системы возбуждения с возбудителем переменного тока и полупроводниковыми выпрямителями
Система возбуждения с возбудителем завышенной частоты и недвижными полупроводниковыми выпрямителями.
Эту систему обычно именуют «частотной», потому что для уменьшения размеров возбудителя и магнитных усилителей системы регулирования возбудитель переменного тока делают частотным (обычно 500 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ)). Частотная система (рис.3.3) была установлена на неких турбогенераторах мощностью 160 — 320 МВт. По собственному быстродействию она эквивалентна электромашинной системе возбуждения. Потому в предстоящем предполагается подмена данной системы наиболее быстродействующими системами (см. ниже).
запасный возбуждение генератор проектирование
Набросок 3.3 Частотная система возбуждения:
FV — разрядник; R — разрядный резистор; АГП — автомат гашения поля; КМ — контакты контактора; LG — обмотка возбуждения генератора; LE — обмотка возбуждения возбудителя; GEA — подвозбудитель; А — магнитный усилитель.
Система возбуждения с возбудителем 50Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) и статическими выпрямителями (статическая тиристорная система независящего возбуждения).
В данной системе возбуждения (рис.3.4) группа статических выпрямителей конвертирует переменный ток возбудителя GE с частотой 50Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) в неизменный. Возбудителем является синхронный генератор, расположенный на одном валу с возбуждаемым генератором (независящее возбуждение). Статическая выпрямительная установка состоит из управляемых полупроводниковых кремниевых выпрямителей — тиристоров.
Если нужны маленькие потолки возбуждения (порядка 2Ufном), может быть применение одной группы тиристоров. В системах возбуждения с высочайшими потолками возбуждения (наиболее 2Ufном) и одной группой тиристоров опосля коммутации тока с 1-го вентиля на иной возникает большенный скачок напряжения на погасшем тиристоре. Это наращивает возможность пробоя
Набросок 3.4 Статическая тиристорная система независящего возбуждения:ТА1 — трансформатор, питающий системы управления вентилями рабочей группы AVD1 и форсировочной группы AVD2; ТА2 — трансформатор самовозбуждения возбудителя; VD — вентили системы возбуждения возбудителя
тиристоров, искривляет форму кривой выпрямленного напряжения и делает перенапряжения в обмотке ротора. Потому при больших потолках возбуждения обычно используют две группы тиристоров — рабочую VD1 и форсировочную VD2. Обе группы соединяют паралельно по трехфазной мостовой схеме. За счет коммутации тиристора одной группы на тиристор иной группы оборотное напряжение тиристоров рабочей группы миниатюризируется. Рабочая группа тиристоров обеспечивает основное возбуждение генератора в обычном режиме, форсировочная группа — форсировку и гашение поля генератора в аварийных режимах, потому в обычном режиме она работает с маленькими токами (20 — 30 % номинального тока ротора); при при форсировке форсировочная группа (стопроцентно или отчасти) раскрывается и обеспечивает весь ток форсировки, а рабочая группа тиристоров закрывается наиболее высочайшим напряжением форсировочной группы.
Для питания 2-ух групп тиристоров обмотку каждой фазы возбудителя делают из 2-ух частей: части низкого напряжения, сечение проводников которой рассчитано на долгое прохождение рабочего тока, и части высочайшего напряжения, сечение проводников которой рассчитано на краткосрочное прохождения тока форсировки. К первой подключены тиристоры рабочей группы, а ко 2-ой — форсировочной группы.
Независящая система возбуждения с возбудителем переменного тока и статическими преобразователями владеет высочайшим быстродействием (х ? 50 1/с), потому что она имеет высочайшие потолки возбуждения (до 4Ufном) и, вследствие безинерционности тиристоров, малые неизменные времени (Те <0,02 с). Не считая того, система дозволяет создавать подмену вышедших из строя тиристоров без останова генератора и производить гашение поля генератора методом перевода тиристоров в инверторный режим. К недочетам данной системы возбуждения следует отнести наличие возбудителя переменного тока, который усложняет эксплутацию и наращивает стоимость всей системы возбуждения (по сопоставлению с системой самовозбуждения, рассмотренной ниже), 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 наиболее, если генераторы работают на длинноватые полосы электропередач либо размещены поблизости потребителей, у каких вследствие работы дуговых печей, прокатных станов резко колеблется напряжение.
Система возбуждения с возбудителем 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) и вращающимися выпрямителями (бесщеточная система).
В данной системе (рис.3.5,а) в качестве возбудителя GE употребляется синхронный генератор частотой 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) особенной конструкции: его обмотка возбуждения LE размещена на недвижном статоре, а трехфазная обмотка переменного тока — на вращающемся роторе. Обмотка LE получает питание через выпрямители VDE от подвозбудителя GEA индукторного типа с неизменными магнитами. Переменный ток трехфазной обмотки якоря возбудителя выпрямляется при помощи крутящихся с той же частотой вращения выпрямителей, в качестве которых употребляют неуправляемые полупроводниковые (кремниевые) выпрямители — диоды и управляемые — тиристоры.
Набросок 3.5 Бесщеточная система возбуждения: а — принципная схема; б — схема обоюдного расположения основного оборудования
На рис. 3.5, б показана бесщеточная система с тиристорами VD, которые смонтированы на дисках Д1, расположенных на валу меж возбудителем и соединительной муфтой Y. В том же месте на остальных дисках Д2 размещены делители напряжения, разглаживающие распределение напряжения на тиристорах, и плавкие предохранители, отключающие пробитые тиристоры. количество тиристоров выбрано с таковым расчетом, чтоб при выходе из работы части их (около 20 %) оставшиеся в работе могли обеспечить возбуждение в режиме форсировки. Так как обмотка переменного тока возбудителя, тиристоры и обмотка возбуждения генератора вращаются с одной частотой вращения, то их можно соединить меж собой твердым токопроводом без внедрения контактных колец и щеток. Регулирование тока возбуждения возбуждаемой машинки осуществляется от АРВ методом действия на тиристоры через импульсное устройство А и крутящийся трансформатор ТА.
Достоинством бесщеточной системы возбуждения является отсутствие коллекторов, контактных колец и щеток, по этому существенно увеличивается надежность ее работы и облегчается эксплутация. Недочетом данной системы возбуждения является необходимость останова машинки для подключения запасного возбуждения и подмены вышедших из строя выпрямителей и перегоревших предохранителей.
Бесщеточная система употребляется для возбуждения синхронных компенсаторов мощностью 50 МВ·А и наиболее и турбогенераторов мощностью 800 МВт и наиболее.
3.3 системы самовозбуждения со статическими выпрямителями
Эти системы являются быстродействующими. На рис.3.6 показана одна из таковых систем — статическая тиристорная система самовозбуждения.
Набросок 3.6 Статическая тиристорная система самовозбуждения
В крайней применены тиристоры, на которые подается напряжение от статора генератора через особый трансформатор ТА1, присоединенный к выводам обмотки статора, и поочередный трансформатор ТА2, первичная обмотка которого включена поочередно в цепь статора со стороны нулевых выводов генератора. Используются также схемы лишь с одним выпрямительным трансформатором. Выпрямительная установка состоит из 2-ух групп тиристоров: рабочей группы VD1, которая обеспечивает основное возбуждение в обычном режиме, и форсировочной группы VD2, которая обеспечивает возбуждение синхронной машинки при форсировке. Рабочие тиристоры подключены к низковольтной части обмотки выпрямительного трансформатора, а форсировочные — через поочередный трансформатор — к высоковольтной части обмотки выпрямительного трансформатора. Управление тиристорами осуществляется от систем управления AVD1 и AVD2 через трансформаторы собственных нужд TAVD1 и TAVD2. Изначальное возбуждение генератор получает от запасного возбудителя.
Достоинством схемы лишь с выпрямительным трансформатором является ее простота. Но при КЗ поблизости генератора напряжение на его выводах понижается, что приводит к понижению напряжения на тиристорах. Поочередный трансформатор обеспечивает наиболее надежное возбуждение при близких КЗ. наличие лишь статических частей обуславливает высшую надежность систем самовозбуждения. Система без поочередного трансформатора применяется для возбуждения турбогенераторов мощностью до 220 МВт и гидрогенераторов до 300 МВт включительно; система с выпрямительным и поочередным трансформаторами — для турбогенераторов мощностью 320 — 800 МВт и гидрогенераторов мощностью до 400 МВт.
4. ВЫБОР системы РЕЗЕРВНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ
4.1 Воздействие регулирования возбуждения на устойчивость генераторов
Регулирование возбуждения современных турбогенераторов оказывает существенное воздействие на устойчивость работы генераторов и на энергосистему в целом, потому животрепещущим является вопросец о подмене устаревших систем автоматического регулирования возбуждения пропоционального деяния (АРВ ПД) на быстродействующие системы мощного деяния (АРВ СД). В качестве обоснования данного положения ниже приведено исследование стойкости генератора исходя из убеждений электромеханических действий в генераторе.
В настоящей электронной системе считается достаточным исходя из убеждений поддержания требуемой точности напряжения генератора иметь коэффициент усиления KU=50. Но ее неустойчивость наступает при KU<10 и при таковых значениях коэффициента усиления АРВ ПД можно гласить только о поддержании переходной ЭДС генератора Е’, приложенной за его переходным сопротивлением x’d. Достигнуть же требуемой точности поддержания напряжения генератора Uг при одновременном обеспечении его стойкости можно применив АРВ мощного деяния (АРВ СД).
В отличие от АРВ ПД, АРВ СД производит регулирование не только лишь по отклонению напряжения генератора, да и по его скорости, методом формирования управляющего действия пропорционального не только лишь отклонению ?Uг, да и скорости U’г. На рисунке 4.1 приведена многофункциональная схема системы с АРВ СД.
Из произнесенного вытекает законрегулирования, реализующий АРВ СД, аналитическая форма записи которого имеет вид
Eг = — KU ?Uг — KU’ U’г ,
где KU’ -коэффициент усиления регулятора по скорости конфигурации напряжения генератора U’г, определяющий степень принудительного производимого конфигурации ЭДС генератора при возникновении скорости конфигурации напряжения генератора U’г.
Работа генератора с АРВ СД в переходном режиме, обусловленная наличием канала регулирования по отклонению напряжения генератора ?Uг происходит описанной чуть повыше работе генератора с АРВ ПД. наличие же канала регулирования по скорости конфигурации напряжения генератора U’г приводит к возникновению доп электромагнитного момента генератора ?M’p, стремящегося как и ранее рассмотренные моменты ?M и ?Mp возвратить генератор в состояние равномерного вращательного движения. Но потому что сигнал пропорциональный скорости конфигурации напряжения генератора опережает по фазе на 900 сигнал пропорциональный самому этому напряжению, то и момент ?M’p опережает по фазе на 900 действие момента ?Mp. Поэтом, если момент ?Mp запаздывает в действии по отношению к лишнему моменту ?M, то момент ?M’p опережает в действии крайний. Это, в свою очередь, значит, что в отличие от момента ?Mp момент ?M’p за период колебаний совершает работу, уменьшающую энергию колебательной системы. Тем возникает возможность, влияя на величину момента ?Mp методом конфигурации коэффициента усиления KU’, принудительно влиять на интенсивность вывода энергии из колебательной системы.
Так, если система неустойчива из-за роста ее энергии от периода к периоду колебаний, то можно, выбрав определенный коэффициент усиления KU’ больше некого мало допустимого значения KU’min, обеспечить вместе с потерями доп вывод энергии из системы, при этом таковой, что полная энергия системы от периода к периоду будет убывать, колебания будут затухающими, а система устойчивой.
Установив В АРВ СД еще больший коэффициент усиления KU’, можно получить апериодический законвосстановления напряжения генератора. При увеличении коэффициента усиления KU’, по аналогии с повышением коэффициента KU, происходит повышение запаздывания в действии момента ?M’p. Это ведет к уменьшению принудительно выводимой энергии из колебательной системы и при коэффициенте усиления наиболее значения KU’max ее может выводиться больше чем закачиваться при совершении работы моментом ?Mp. В итоге энергия системы от периода к периоду будет возрастать, амплитуда колебаний возрастать, а система будет неуравновешенной.
Потому во избежание неустойчивости системы при применении АРВ СД коэффициент усиления KU’ в нем следует устанавливать не наименее KU’min и не наиболее KU’max.
Применение АРВ СД дает возможность сразу обеспечивать требуемую точность поддержания напряжения Uг генератора методом установки соответственного значения коэффициента усиления KU (обычно KU=50) и его статическую устойчивость методом установки коэффициента усиления KU’min < KU’ < KU’max. При этом нижняя граница этого интервала KU’min будет больше, а верхняя граница KU’max меньше при большем установленном коэффициенте усиления KU. Это обосновано необходимостью большего вывода энергии из системы при совершении работы моментом ?M’p, вызванного повышение закачиваемой энергии в систему при совершении работы моментом ?Mp. Графически область допустимых исходя из убеждений статической стойкости генератора коэффициентов усиления KU и KU’ быть может представлена в виде заштрихованной части площади первого квадрата системы координат, по осям которой отложены значения коэффициентов усиления KU и KU’ (набросок 4.2).
Координаты KUт и KU’т точки А, лежащей снутри допустимой области, означают, что если в АРВ ПД генератора установить коэффициент усиления KU=KUт и KU’=KU’т, то генератор будет статически устойчив. При всем этом, если коэффициент усиления KUт выбирается из условия обеспечения требуемой точности поддержания напряжения Uг генератора, то коэффициент усиления KU’т — из условия обеспечения требуемого свойства (времени, степени затухания и т.п.) переходного процесса.
На современных генераторах с целью наиболее рационального обеспечения критерий стойкости и свойства протекания переходных действий устанавливают АРВ СД, осуществляющие регулирование не только лишь по отклонению ?Uг напряжения генератора и его скорости U’г, да и по отклонению от синхронной его частоты вращения ?f и скорости ее конфигурации f’, также по скорости конфигурации тока возбуждения I’f.
Потому что при помощи АРВ СД обеспечивается требуемая точность поддержания напряжения генератора, то при расчетах статической стойкости таковой генератор в схеме замещения можно учесть его напряжением Uг и нулевым сопротивлением.
4.2 Общие положения
Проанализировав ранее рассмотренные варианты систем возбуждения турбогенераторов, приходим к выводу, что хорошей системой запасного возбуждения по аспектам быстродействия и надежности является система, основанная на базе тиристорной система самовозбуждения. Она отвечает всем современным требованиям, легка в монтаже и настройке; при работе таковой системы запасного возбуждения вместе с автоматическим регулятором мощного деяния может быть наиболее полное употреблять способностей турбогенераторов для поддержания напряжения на данном уровне.
Для подмены системы запасного возбуждения выберем систему тиристорную систему производства ПО (то есть программное обеспечение — комплект программ для компьютеров и вычислительных устройств) «Уралэлектротяжмаш» с естественным воздушным остыванием тиристоров. системы выполнены по одногрупповой схеме параллельного самовозбуждения без вольтодобавочных трансформаторов. В систему входят два тиристорных преобразователя, включенных параллельно. Вентильное плечо трехфазного мостового преобразователя содержит зависимо от номинального тока системы от 2-ух до 5 параллельных блоков тиристора с 630 — амперным тиристором в любом. ток возбуждения регулируется полупроводниковым автоматическим регулятором АРВ — СДП. Аппаратура системы возбуждения поставляется заводом — изготовителем смонтированной в шкафах с двухсторонним обслуживанием [2].
Малый вариант набора поставки содержит в себе:
преобразовательную установку, которая состоит из 2-ух тиристорных преобразователей (любой — в отдельном шкафу), шкафа силового ввода ШСВ-1, смонтированного меж преобразователями на одной с ним несущей раме, и шкафа силового ввода ШСВ-2 .
В шкафу ШСВ-1 установлены разъединители ввода преобразователей по переменному и неизменному току, два трансформатора собственных нужд системы возбуждения, устройство исходного возбуждения и элементы групповых демпфирующих и защитных цепей преобразователей.
В шкафу ШСВ-2 установлены автомат гашения поля, тиристорный разрядник и контактор самосинхронизации. Шкафы силового ввода имеют 4 модификации (ШСВ — 11 — ШСВ — 14 и ШСВ — 21 — ШСВ — 24). Номер модификации зависит от номинальных характеристик силовой коммутационной аппаратуры, установленной в шкафу;
шкаф управления, защит и сигнализации ШУЗС, в каком смонтирован автоматический регулятор возбуждения АРВ — СДП, блок дистанционного управления БДУ, выполняющий функции запасного регулятора возбуждения, электрический блок контроля БК, диагностирующий тиристорные преобразователи, вспомогательная аппаратура для электрических блоков и релейная аппаратура управления, защит и сигнализации системы возбуждения [2].
Запасная система возбуждения обеспечивает последующие режимы работы генератора:
1) режим холостого хода и работу генератора в энергосистеме с перегрузками от холостого хода до номинальной, работу в границах диаграммы мощности генератора, также с перегрузками, надлежащими ГОСТ 183 — 74 , ГОСТ 533 — 85 и ГОСТ 5616 — 89;
2) перевод возбуждения генератора с запасной системы возбуждения на рабочий возбудитель и назад без перерыва питания обмотки возбуждения;
3) автоматическое и ручное управление системой возбуждения в режимах запуска и останова генератора;
4) выдерживает без повреждений аварийные режимы генератора (недлинные замыкания, набросы и сбросы перегрузки).
Система запасного возбуждения в режиме автоматического регулирования возбуждения обеспечивает:
1) форсировку возбуждения с данной кратностью и развозбуждение при нарушениях в энергосистеме;
2) развозбуждение и гашение поля при обычном останове генератора при переводом тиристорных преобразователей в инверторный режим;
]]>