Effetto volano del generatore e stabilità del sistema di regolazione della turbina

Effetto volano del generatore e stabilità del sistema di regolazione della turbinaEffetto volano del generatore e stabilità del sistema di regolazione della turbinaEffetto volano del generatore e stabilità del sistema di regolazione della turbinaEffetto volano del generatore e stabilità del sistema di regolazione della turbina
I grandi generatori idroelettrici moderni hanno una costante di inerzia inferiore e possono presentare problemi di stabilità del sistema di regolazione della turbina. Ciò è dovuto al comportamento dell'acqua in turbina, che a causa della sua inerzia genera colpi d'ariete nelle condotte in pressione quando vengono azionati i dispositivi di controllo. Questo è generalmente caratterizzato dalle costanti di tempo di accelerazione idraulica. Nel funzionamento isolato, quando la frequenza dell'intero sistema è determinata dal regolatore della turbina, il colpo d'ariete influisce sulla regolazione della velocità e l'instabilità si manifesta sotto forma di oscillazioni di frequenza. Nel funzionamento interconnesso con un sistema di grandi dimensioni, la frequenza viene sostanzialmente mantenuta costante da quest'ultimo. Il colpo d'ariete influisce quindi sulla potenza immessa nel sistema e i problemi di stabilità si presentano solo quando la potenza è controllata in un circuito chiuso, ovvero nel caso di quei generatori idroelettrici che partecipano alla regolazione della frequenza.

La stabilità del meccanismo di regolazione della turbina è fortemente influenzata dal rapporto tra la costante di tempo di accelerazione meccanica dovuta alla costante di tempo di accelerazione idraulica delle masse d'acqua e il guadagno del regolatore. Una riduzione del rapporto sopra indicato ha un effetto destabilizzante e richiede una riduzione del guadagno del regolatore, che influisce negativamente sulla stabilizzazione della frequenza. Di conseguenza, è necessario un effetto volano minimo per le parti rotanti di un'unità idroelettrica, che normalmente può essere fornito solo nel generatore. In alternativa, la costante di tempo di accelerazione meccanica potrebbe essere ridotta installando una valvola di sicurezza o un serbatoio di compensazione, ecc., ma è generalmente molto costosa. Un criterio empirico per la capacità di regolazione della velocità di un'unità idroelettrica potrebbe essere basato sull'aumento di velocità dell'unità che può verificarsi al momento della reiezione dell'intero carico nominale dell'unità che opera in modo indipendente. Per le unità di potenza che operano in grandi sistemi interconnessi e che sono necessarie per regolare la frequenza del sistema, l'indice di aumento di velocità percentuale, come calcolato sopra, è stato considerato non superiore al 45%. Per sistemi più piccoli, è necessario prevedere un aumento di velocità inferiore (vedere Capitolo 4).

Sezione longitudinale dalla presa alla centrale elettrica di Dehar
(Fonte: Articolo dell'autore – 2° Congresso mondiale, International Water Resources Association 1979) Per la centrale elettrica di Dehar, è illustrato il sistema idraulico a pressione che collega l'accumulo di bilanciamento con l'unità di potenza, costituito da presa d'acqua, tunnel in pressione, vasca di compensazione differenziale e condotta forzata. Limitando l'aumento massimo di pressione nelle condotte forzate al 35%, l'aumento massimo di velocità stimato dell'unità al rifiuto del pieno carico è risultato pari a circa il 45% con la chiusura di un regolatore.
tempo di 9,1 secondi a una prevalenza nominale di 282 m (925 piedi) con il normale effetto volano delle parti rotanti del generatore (ovvero, fissato solo in base a considerazioni di aumento di temperatura). Nella prima fase di funzionamento, l'aumento di velocità non è stato superiore al 43%. Si è pertanto ritenuto che il normale effetto volano sia adeguato per la regolazione della frequenza del sistema.

Parametri del generatore e stabilità elettrica
I parametri del generatore che incidono sulla stabilità sono l'effetto volano, la reattanza transitoria e il rapporto di cortocircuito. Nella fase iniziale di sviluppo del sistema EHV da 420 kV di Dehar, i problemi di stabilità potrebbero essere critici a causa della debolezza del sistema, del basso livello di cortocircuito, del funzionamento con fattore di potenza capacitivo e della necessità di risparmiare nella fornitura di prese di trasmissione e nella definizione di dimensioni e parametri delle unità di generazione. Studi preliminari sulla stabilità transitoria effettuati con un analizzatore di rete (utilizzando una tensione costante dietro la reattanza transitoria) per il sistema EHV di Dehar hanno indicato che si sarebbe ottenuta solo una stabilità marginale. Nella fase iniziale di progettazione della centrale elettrica di Dehar, si è ritenuto che la specifica di generatori con
Le caratteristiche e il raggiungimento dei requisiti di stabilità ottimizzando i parametri di altri fattori coinvolti, in particolare quelli del sistema di eccitazione, rappresenterebbero un'alternativa economicamente più conveniente. Uno studio sul sistema britannico ha inoltre dimostrato che la modifica dei parametri del generatore ha un effetto relativamente molto minore sui margini di stabilità. Di conseguenza, sono stati specificati per il generatore i parametri normali indicati in appendice. Gli studi di stabilità dettagliati condotti sono riportati di seguito.

Capacità di carica della linea e stabilità della tensione
Generatori idroelettrici remoti utilizzati per caricare lunghe linee EHV scariche, la cui potenza in kVA è superiore alla capacità di carica della linea della macchina, possono autoeccitarsi e la tensione salire in modo incontrollato. La condizione per l'autoeccitazione è che xc < xd, dove xc è la reattanza di carico capacitiva e xd la reattanza sincrona dell'asse diretto. La capacità richiesta per caricare una singola linea scarica da 420 kV E2 /xc fino a Panipat (lato ricevente) era di circa 150 MVAR alla tensione nominale. Nella seconda fase, quando viene installata una seconda linea da 420 kV di lunghezza equivalente, la capacità di carica della linea richiesta per caricare simultaneamente entrambe le linee scariche alla tensione nominale sarebbe di circa 300 MVAR.

La capacità di carica della linea disponibile alla tensione nominale del generatore Dehar, come comunicato dai fornitori dell'apparecchiatura, era la seguente:
(i) È possibile ottenere una carica di linea pari al 70 percento di MVA nominale, ovvero 121,8 MVAR, con un'eccitazione positiva minima del 10 percento.
(ii) È possibile raggiungere fino all'87 percento della capacità di carica della linea MVA nominale, ovvero 139 MVAR, con un'eccitazione positiva minima dell'1 percento.
(iii) Fino al 100 percento del MVAR nominale, ovvero 173,8 capacità di carica della linea, può essere ottenuto con circa il 5 percento di eccitazione negativa e la massima capacità di carica della linea che può essere ottenuta con un'eccitazione negativa del 10 percento è il 110 percento del MVA nominale (191 MVAR) secondo BSS.
(iv) Un ulteriore aumento della capacità di carica della linea è possibile solo aumentando le dimensioni della macchina. Nei casi (ii) e (iii), il controllo manuale dell'eccitazione non è possibile e si deve fare pieno affidamento sul funzionamento continuo di regolatori di tensione automatici ad azione rapida. Non è né economicamente fattibile né auspicabile aumentare le dimensioni della macchina al fine di aumentare la capacità di carica della linea. Di conseguenza, tenendo conto delle condizioni operative nella prima fase di funzionamento, si è deciso di fornire una capacità di carica della linea di 191 MVAR alla tensione nominale per i generatori, fornendo eccitazione negativa su di essi. Condizioni operative critiche che causano instabilità di tensione possono anche essere causate dalla disconnessione del carico all'estremità ricevente. Il fenomeno si verifica a causa del carico capacitivo sulla macchina, che è ulteriormente influenzato negativamente dall'aumento di velocità del generatore. Possono verificarsi autoeccitazione e instabilità di tensione se.

Xc ≤ n2 (Xq + XT)
Dove Xc è la reattanza di carico capacitiva, Xq è la reattanza sincrona in quadratura e n è la massima sovravelocità relativa che si verifica in caso di rigetto del carico. Si è proposto di ovviare a questa condizione sul generatore Dehar installando un reattore shunt EHV da 400 kV (75 MVA) collegato in modo permanente all'estremità ricevente della linea, come da studi dettagliati effettuati.

Avvolgimento dell'ammortizzatore
La funzione principale di un avvolgimento smorzatore è la sua capacità di prevenire sovratensioni eccessive in caso di guasti linea-linea con carichi capacitivi, riducendo così lo stress da sovratensione sull'apparecchiatura. Considerando la posizione remota e le lunghe linee di trasmissione interconnesse, sono stati specificati avvolgimenti smorzatori completamente collegati con un rapporto tra reattanze in quadratura e in asse diretto Xnq/Xnd non superiore a 1,2.

Caratteristica del generatore e sistema di eccitazione
Dopo aver specificato generatori con caratteristiche normali e aver riscontrato una stabilità solo marginale in base a studi preliminari, si è deciso di utilizzare apparecchiature di eccitazione statica ad alta velocità per migliorare i margini di stabilità e ottenere la configurazione complessivamente più economica. Sono stati condotti studi dettagliati per determinare le caratteristiche ottimali delle apparecchiature di eccitazione statica, che sono stati discussi nel capitolo 10.

Considerazioni sismiche
La centrale elettrica di Dehar rientra nella zona sismica. Le seguenti disposizioni nella progettazione del generatore idroelettrico di Dehar sono state proposte in consultazione con i produttori delle apparecchiature e tenendo conto delle condizioni sismiche e geologiche del sito, nonché del rapporto del Comitato di esperti sui terremoti di Koyna, costituito dal governo indiano con il supporto dell'UNESCO.

Resistenza meccanica
I generatori Dehar devono essere progettati per resistere in modo sicuro alla massima forza di accelerazione del terremoto sia in direzione verticale che orizzontale prevista a Dehar, agente al centro della macchina.

Frequenza naturale
La frequenza naturale della macchina deve essere mantenuta ben lontana (superiore) dalla frequenza magnetica di 100 Hz (il doppio della frequenza del generatore). Questa frequenza naturale sarà ben lontana dalla frequenza del terremoto e sarà verificata per un margine adeguato rispetto alla frequenza predominante del terremoto e alla velocità critica del sistema rotante.

Supporto dello statore del generatore
Le fondazioni dello statore del generatore e dei cuscinetti di spinta e guida inferiori sono costituite da una serie di piastre di base. Le piastre di base sono fissate alle fondazioni lateralmente, oltre che in direzione verticale, tramite bulloni di fondazione.

Progettazione del cuscinetto guida
I cuscinetti di guida devono essere di tipo segmentale e le parti dei cuscinetti di guida devono essere rinforzate per resistere alla piena forza del terremoto. I produttori hanno inoltre raccomandato di fissare lateralmente la staffa superiore al cilindro (involucro del generatore) tramite travi in ​​acciaio. Ciò comporterebbe anche il rinforzo del cilindro in calcestruzzo.

Rilevamento delle vibrazioni dei generatori
Si raccomanda l'installazione di rilevatori di vibrazioni o misuratori di eccentricità su turbine e generatori per avviare l'arresto e l'allarme nel caso in cui le vibrazioni dovute a terremoti superino un valore predeterminato. Questo dispositivo può essere utilizzato anche per rilevare eventuali vibrazioni anomale di un'unità dovute a condizioni idrauliche che influenzano la turbina.

Contatti di Mercurio
Le forti scosse dovute a un terremoto possono causare falsi allarmi per l'avvio dell'arresto di un'unità se si utilizzano contatti al mercurio. Questo può essere evitato specificando interruttori al mercurio antivibrazioni o, se necessario, aggiungendo relè temporizzati.

Conclusioni
(1) Sono state ottenute notevoli economie nei costi delle attrezzature e della struttura presso la centrale elettrica di Dehar adottando unità di grandi dimensioni tenendo conto delle dimensioni della rete e della sua influenza sulla capacità di riserva del sistema.
(2) Il costo dei generatori è stato ridotto adottando il design di costruzione a ombrello, che ora è possibile per grandi generatori idroelettrici ad alta velocità grazie allo sviluppo di acciaio ad alta resistenza per le punzonature dei bordi del rotore.
(3) L'acquisto di generatori ad alto fattore di potenza naturale dopo studi dettagliati ha portato ad ulteriori risparmi sui costi.
(4) L'effetto volano normale delle parti rotanti del generatore nella stazione di regolazione della frequenza a Dehar è stato considerato sufficiente per la stabilità del sistema di regolazione della turbina a causa del grande sistema interconnesso.
(5) I parametri speciali dei generatori remoti che alimentano le reti EHV per garantire la stabilità elettrica possono essere soddisfatti da sistemi di eccitazione statica a risposta rapida.
(6) I sistemi di eccitazione statica ad azione rapida possono fornire i necessari margini di stabilità. Tali sistemi, tuttavia, richiedono segnali di feedback stabilizzanti per raggiungere la stabilità post-guasto. È necessario condurre studi approfonditi.
(7) L'autoeccitazione e l'instabilità di tensione dei generatori remoti interconnessi alla rete tramite lunghe linee EHV possono essere prevenute aumentando la capacità di carica della linea della macchina ricorrendo all'eccitazione negativa e/o impiegando reattori shunt EHV collegati in modo permanente.
(8) Nella progettazione dei generatori e delle loro fondamenta si possono adottare misure di protezione contro le forze sismiche a costi contenuti.

Parametri principali dei generatori Dehar
Rapporto di cortocircuito = 1,06
Reattanza transitoria Asse diretto = 0,2
Effetto volano = 39,5 x 106 lb ft2
Xnq/Xnd non maggiore di = 1,2