Fonctionnement en parallèle de générateurs

Dans les centrales électriques, plusieurs unités turbo ou hydrauliques sont toujours installées, qui fonctionnent ensemble en parallèle sur les jeux de barres communs du générateur ou de la surtension.

En conséquence, la production d'électricité dans les centrales électriques est produite par plusieurs générateurs fonctionnant en parallèle, et cette coopération présente de nombreux avantages précieux.

Fonctionnement en parallèle des générateurs :

1. augmente la flexibilité de fonctionnement des équipements des centrales et sous-stations, facilite la maintenance préventive des générateurs, des équipements principaux et des dispositifs de distribution correspondants avec un minimum de la réserve nécessaire.

2. augmente l'efficacité du fonctionnement de la centrale électrique, car elle permet la répartition la plus efficace du programme de charge quotidienne entre les unités, obtenant ainsi la meilleure utilisation de l'électricité et augmentant l'efficacité ; dans les centrales hydroélectriques, il permet d'utiliser au maximum la puissance du débit d'eau en période de crue et pendant les étiages d'été et d'hiver ;

3.augmente la fiabilité et le fonctionnement ininterrompu des centrales électriques et l'alimentation électrique des consommateurs.

Riz. 1. Schéma de principe du fonctionnement en parallèle des générateurs

Pour augmenter la production et améliorer la distribution d'énergie, de nombreuses centrales électriques sont combinées pour fonctionner en parallèle afin de former de puissants systèmes d'alimentation.

En fonctionnement normal, les générateurs sont connectés à des bus communs (générateur ou surtension) et tournent de manière synchrone. Leurs rotors tournent à la même vitesse électrique angulaire

En fonctionnement en parallèle, les tensions instantanées aux bornes des deux générateurs doivent être égales en grandeur et opposées en signe.

Pour connecter le générateur pour un fonctionnement en parallèle avec un autre générateur (ou avec le réseau), il est nécessaire de le synchroniser, c'est-à-dire de régler la vitesse de rotation et d'excitation du générateur connecté en fonction de celui en fonctionnement.

Les générateurs fonctionnant et connectés en parallèle doivent être en phase, c'est-à-dire avoir le même ordre de rotation des phases.

Comme on peut le voir sur la fig. 1, en fonctionnement parallèle, les générateurs sont connectés les uns aux autres, c'est-à-dire que leurs tensions U1 et U2 sur l'interrupteur seront exactement opposées. En ce qui concerne la charge, les générateurs fonctionnent conformément, c'est-à-dire que leurs tensions U1 et U2 correspondent. Ces conditions de fonctionnement en parallèle des générateurs sont reflétées dans les schémas de la fig. 2.

Riz. 2. Conditions d'activation des générateurs pour un fonctionnement en parallèle. Les tensions du générateur sont égales en amplitude et opposées en phase.

Il existe deux méthodes de synchronisation des générateurs : la synchronisation fine et la synchronisation grossière ou auto-synchronisation.

Conditions pour une synchronisation exacte des générateurs.

Avec une synchronisation précise, le générateur excité est connecté au réseau (bus) via le commutateur B (Fig. 1) lorsqu'il atteint les conditions de synchronisation - égalité des valeurs instantanées de leurs tensions U1 = U2

Lorsque les générateurs fonctionnent séparément, leurs tensions de phase instantanées seront respectivement égales :

Cela implique les conditions nécessaires à la mise en parallèle des générateurs. Pour les générateurs allumés et en marche, il faut :

1. égalité des valeurs de tension efficaces U1 = U2

2. égalité des fréquences angulaires ω1 = ω2 ou f1 = f2

3. adaptation des tensions en phase ψ1 = ψ2 ou Θ = ψ1 -ψ2 = 0.

Le respect exact de ces exigences crée des conditions idéales, qui se caractérisent par le fait qu'au moment de la mise sous tension du générateur, le courant d'égalisation du stator sera nul. Il convient de noter, cependant, que le respect des conditions de synchronisation exacte nécessite un réglage minutieux des valeurs comparées de la tension, de la fréquence et des angles de phase de la tension des générateurs.

A cet égard, il est pratiquement impossible de remplir pleinement les conditions idéales de synchronisation ; ils sont exécutés approximativement, avec quelques légères déviations. Si l'une des conditions ci-dessus n'est pas remplie, lorsque U2, la différence de tension agira sur les bornes de l'interrupteur de communication ouvert B :

Riz. 3. Diagrammes vectoriels pour les cas d'écart par rapport aux conditions de synchronisation exacte : a — Les tensions de fonctionnement des générateurs ne sont pas égales ; b — les fréquences angulaires ne sont pas égales.

Lorsque l'interrupteur est allumé, sous l'action de cette différence de potentiel dans le circuit circulera un courant d'égalisation dont la composante périodique au moment initial sera

Considérons deux cas d'écart par rapport aux conditions de synchronisation exactes indiquées dans le diagramme (Fig. 3):

1. les tensions de fonctionnement des générateurs U1 et U2 ne sont pas égales, les autres conditions sont remplies ;

2. les générateurs ont la même tension mais tournent à des vitesses différentes, c'est-à-dire que leurs fréquences angulaires ω1 et ω2 ne sont pas égales et qu'il existe un décalage de phase entre les tensions.

Comme on peut le voir sur le schéma de la fig. 3, a, l'inégalité des valeurs efficaces des tensions U1 et U2 provoque l'apparition d'un courant d'égalisation I ”ur, qui sera presque purement inductif, puisque les résistances actives des générateurs et des fils de connexion de le réseau sont très petits et sont négligés. Ce courant ne crée aucune surtension active et donc aucune contrainte mécanique dans les parties alternateur et turbine. À cet égard, lorsque les générateurs sont allumés pour un fonctionnement en parallèle, la différence de tension peut être autorisée jusqu'à 5-10%, et en cas d'urgence - jusqu'à 20%.

Lorsque les valeurs efficaces de tension U1 = U2 sont égales, mais lorsque les fréquences angulaires diffèrent Δω = ω1 — ω2 ≠ 0 ou Δf = f1 — f2 ≠ 0, les vecteurs tension des générateurs et du réseau (ou du 2ème générateur ) sont décalés d'un certain angle Θ qui évolue dans le temps. Les tensions des générateurs U1 et U2 dans ce cas différeront en phase non pas d'un angle de 180 °, mais d'un angle de 180 ° -Θ (Fig. 3, b).

Aux bornes de l'interrupteur ouvert B, entre les points a et b, la différence de tension ΔU va agir. Comme dans le cas précédent, la présence de tension peut être détectée à l'aide d'une ampoule, et la valeur efficace de cette tension peut être mesurée avec un voltmètre connecté entre les points a et b.

Si l'interrupteur B est fermé, alors sous l'action de la différence de tension ΔU, un courant d'égalisation I ” se produit, qui par rapport à U2 sera presque purement actif et, lorsque les générateurs seront allumés en parallèle, provoquera des chocs et des effets mécaniques. contraintes dans les arbres et autres parties de l'alternateur et de la turbine.

A ω1 ≠ ω2, la synchronisation est tout à fait satisfaisante si le glissement est s0 <0,l% et l'angle Θ ≥ 10°.

Du fait de l'inertie des régulateurs de turbine, il est impossible d'obtenir une égalité à long terme des pulsations ω1 = ω2, et de l'angle Θ entre les vecteurs tension, caractérisant la position relative des enroulements stator et rotor des alternateurs, ne reste pas constant, mais change continuellement ; sa valeur instantanée sera Θ = Δωt.

Sur le diagramme vectoriel (Fig. 4), la dernière circonstance sera exprimée dans le fait qu'avec un changement de l'angle de phase entre les vecteurs de tension U1 et U2, ΔU changera également. La différence de tension ΔU dans ce cas est appelée tension de choc.

Riz. 4. Diagramme vectoriel de la synchronisation du générateur avec inégalité de fréquence.

La valeur instantanée des tensions d'horloge Δu est la différence entre les valeurs instantanées des tensions u1 et u2 des générateurs (Fig. 5).

Supposons que l'égalité des valeurs efficaces U1 = U2 soit atteinte, les angles de phase des temps de référence ψ1 et ψ2 sont également égaux.

Ensuite, vous pouvez écrire

La courbe de contrainte de choc est représentée sur la Fig. 5.

La tension de rythme évolue harmoniquement avec une fréquence égale à la moitié de la somme des fréquences comparées et avec une amplitude qui varie dans le temps en fonction de l'angle de phase Θ :

D'après le diagramme vectoriel de la fig.4, pour une certaine valeur spécifiée de l'angle Θ, la valeur effective de la contrainte d'impact peut être trouvée :

Riz. 5. Courbes de surmonter le stress.

En tenant compte de l'évolution de l'angle Θ au cours du temps, il est possible d'écrire une expression de la coque en termes d'amplitudes de contrainte de choc, qui donne l'évolution des amplitudes de contrainte au cours du temps (la courbe en pointillés de la Fig. 5, b ):

Comme on peut le voir sur le diagramme vectoriel de la Fig. 4 et la dernière équation, l'amplitude de la contrainte de choc ΔU varie de 0 à 2 Um. La plus grande valeur de ΔU sera au moment où les vecteurs de tension U1 et U2 (Fig. 4) coïncident en phase et en angle Θ = π, et la plus petite - lorsque ces tensions diffèrent en phase de 180 ° et en angle Θ = 0. La période de la courbe rythmique est égale à

Lorsque le générateur est connecté pour un fonctionnement en parallèle avec un système puissant, la valeur de xc du système est petite et peut être négligée (xc ≈ 0), alors le courant d'égalisation

et le courant d'appel

En cas d'enclenchement défavorable au courant Θ = π, le courant d'appel dans l'enroulement du stator du générateur enclenché peut atteindre le double de la valeur de la surtension d'un court-circuit triphasé aux bornes du générateur.

La composante active du courant d'égalisation, comme on peut le voir sur le diagramme vectoriel de la Fig. 4 est égal à