Асинхронні режими роботи генераторів
При втраті збудження через несправність збудника, розчеплення полумуфт між ротором і збудником, обриву в ланцюзі ротора, випадкового відключення АГП і з якоїсь іншої причини генератор переходить в асинхронний режим. При цьому в міру зниження магнітного потоку, яке створювалося до цього струмом в обмотці ротора, генератор починає споживати реактивну потужність з мережі.
Рівновага між зменшуваним до нуля синхронним електромагнітним моментом і обертовим моментом турбіни порушується, і частота обертання генератора починає зростати понад синхронної. Під впливом магнітного поля від струму статора, в зубцях і клинах ротора і в його обмотці, якщо вона залишається замкнутої на збудник або замкнеться на резистор самосинхронизации, з'являться струми з частотою ковзання. Магнітний потік від цих струмів, взаємодіючи з магнітним полем статора, створює гальмуючий асинхронний момент, що забезпечує видачу генератором активної потужності в мережу при асинхронному режимі. Асинхронний гальмуючий момент зі збільшенням ковзання ротора зростає. Коли він стане рівним обертального моменту турбіни, подальше підвищення ковзання припиниться. Настане усталений асинхронний режим.
Реагуючи на збільшення частоти обертання, регулятор частоти обертання турбіни скорочує надходження пара (води) і тим самим зменшує активну потужність. Тому; як правило, в результаті втрати збудження активна потужність на генераторі знижується.
Якщо при збільшенні асинхронного гальмуючого моменту ковзання змінюється мало (жорстка крива асинхронного моменту), а максимальний асинхронний момент, що розвивається генератором, досить великий, то сталий асинхронний режим настає при невеликому ковзанні і зменшення активної потужності невелика.
Турбогенератори ТВФ, ТВВ і ТГВ в області малих ковзань мають досить жорстку криву асинхронного моменту. При роботі без порушення з активним навантаженням 0,5-0,6 номінальної, навіть при розімкнутої обмотці ротора, ковзання у них не перевищує 0,3-0,8%. Втрати в роторі при цьому складають 0,3-0,9 номінальних втрат на збудження, а струм статора близько 1,0-1,15 номінального.
Але максимальний асинхронний момент у турбогенераторів з безпосереднім охолодженням значно нижче, ніж у машин з непрямим охолодженням. Тому втрата збудження у них при навантаженнях, близьких до номінальних, супроводжується підвищеними ковзанням і струмом статора. Через підвищення частоти обертання до неприпустимих меж може відбутися відключення турбіни дією автомата безпеки. Для виключення цього на турбінах 300 МВт почали застосовувати швидкодіючі 'електрогідравлічні приставки до регуляторів, які утримують частоту обертання в допустимих межах і автоматично розвантажують турбогенератори до допустимих меж.
Токи, що з'являються в зубцях, клинах і бочці ротора, при асинхронному режимі турбогенератора викликають нагрів ротора.
При підвищеному ковзанні струм статора може значно перевищувати номінальне значення, що може привести до перегріву обмотки статора.
Через зростання результуючої магнітної індукції в торцевих областях турбогенератора при втраті збудження збільшується нагрів крайніх пакетів сталі та конструктивних елементів торцевих зон статора.
В асинхронному режимі в обмотці ротора наводиться напруга. Якщо обмотка розімкнути або включена нема на електромашинний збудник, а на систему випрямлячів збудження, що виключає проходження струму зворотної полярності, то при великих ковзаннях наведену напругу може досягти небезпечного для обмотки ротора і випрямлячів значення. Крім того, при розімкнутої обмотці середнє значення асинхронного моменту менше, а ковзання більше, ніж при замкнутої. Тому при перекладі генератора в асинхронний режим обмотку ротора необхідно автоматично або ручним відключенням АГП замикати на активний опір (самосинхронизации або гасітельних).
Використання асинхронного режиму для залишення в роботі генератора при втраті збудження хоча б на час, необхідний для перекладу на резервне збудження,
дозволяє в більшості випадків уникнути аварійних зупинок генераторів. Але при цьому необхідно дотримуватися таких умов.
Для турбогенераторів з непрямим охолодженням активне навантаження повинна бути не вище 60% номінальної, а тривалість режиму не більше 30 хв.
Турбогенератори з безпосереднім охолодженням потужністю до 300 МВт включно за умовою нагріву елементів торцевих зон статора, особливо крайніх пакетів активної сталі, які безпосередньо прилягають до обмоткою, можуть працювати без порушення 15 хв (генератори ТВФ -30 хв) з навантаженням не більше 40% номінальної. Розвантаження до допустимого рівня повинна проводитися вручну або автоматично протягом 2 хв. При цьому час розвантаження до 60% номінальної для турбогенераторів менше 150 МВт не повинно перевищувати 60 с, а для турбогенераторів більшої потужності-30 с.
У гідрогенераторах через велику ковзання (3 5%), обумовленого меншим, ніж в турбогенераторах, асинхронним моментом, при асинхронному режимі швидко перегрівається заспокійлива обмотка. Тому робота гідрогенераторів в асинхронному режимі не допускається, і при втраті збудження вони відключаються спеціальним захистом від струмового перевантаження статора.
При втраті збудження необхідно знизити активне навантаження до допустимих значень (якщо немає автоматики) і спробувати доступними зі щита управління коштами (зміною положення штурвала шунтового реостата, впливом на коректор і компаундування і т.д.) відновити збудження. Якщо зробити це не вдається, слід перейти на резервне збудження з відключенням на час переходу АГП.
Генератор може випасти з синхронізму при недостатньому порушення або в результаті аварії в системі. Для відновлення синхронізму збільшують струм збудження і знижують активне навантаження. Якщо генератор не ввійде в синхронізм, він повинен бути відключений від мережі.