2. Aspecte de bază privind generatoarele sincrone (GS)

2.1. Consideraţii generale

GS este o maşină electrică rotativă cu înfăşurarea statorică conectată la o

reţea de curent alternativ, iar cea rotorică (care face parte din inductor)

alimentată în curent continuu.

Turbogeneratoarele sunt antrenate de turbine cu abur, gaze sau motoare

Diesel şi funcţionează la viteze mari, on =(1500-3000) rot/min. Au număr mic de

poli, cei rotorici fiind poli înecaţi, adică se asigură un întrefier constant, iar

arborele este orizontal.

Hidrogeneratoarele au ca maşină primară o turbină hidraulică; turaţia în

acest caz este de ordinul sutelor de rotaţii pe minut, iar numărul polilor este mai

mare. Au polii rotorici proeminenţi, arborele este de obicei vertical.

Puterea debitată de un generator sincron.

BAnLDkP 0

2 , (2.1.)

în care: k reprezintă un coeficient de proporţionalitate; D – diametrul rotorului,

în m; L- lungimea, în m; n0 - turaţia de sincronism, în rot/ min; A - densitatea de

curent din înfăşurare, în A/mm2; B - inducţia câmpului magnetic, în Wb/m

2.

Creşterea puterii unitare presupune mărirea fie a dimensiunilor

maşinilor, fie a solicitărilor electrice şi magnetice din maşină.

Prin mărirea tuturor dimensiunilor maşinii de un număr de p ori, la

aceleaşi solicitări electrice şi magnetice, puterea maşinii creşte de p4 ori,

pierderile în fier şi înfăşurări cresc de p3 ori, iar suprafeţele de răcire cresc de p

2

ori.

Diametrul rotorului este limitat la aproximativ un metru ca urmare a acţiunii

forţelor centrifuge.

Lungimi L peste 10-15 m sunt limitate din cauza masei mari, care ar solicita

lagărele, ar scădea frecvenţa proprie de oscilaţie şi ar conduce la pericolul de

rezonanţă şi de distrugere a rotorului.

Creşterea inducţiei magnetice B este limitată de saturaţia miezului magnetic.

Mărirea puterii GS se face prin mărirea densităţii de curent A şi rezolvarea

problemelor legate de evacuarea cantităţii de căldură corespunzătoare

tuturor pierderilor dependente de curent.

2.2. Agenţi şi sisteme de răcire

Încălzirea trebuie limitată şi controlată, deoarece:

limita până la care se poate ajunge cu temperatura înfăşurării este dictată de

clasa de izolaţie din care face parte materialul izolant;

există pericolul apariţiei unor solicitări mecanice periculoase din cauza

dilatărilor diferite între materialele folosite în maşină (fier, cupru etc.).

Căldura transmisă de o parte a generatorului agentului de răcire depinde

de mărimea suprafeţei părţii respective, de coeficientul de transfer de căldură şi

de diferenţa de temperatură între partea respectivă a GS şi agentul de răcire.

După modul de cedare a căldurii de la părţile active ale maşinii spre

mediul de răcire se deosebesc:

răcirea indirectă – căldura dezvoltată în înfăşurări ajunge la mediul de

răcire trecând prin izolaţia conductoarelor şi crestăturilor şi prin fierul

miezului magnetic;

răcirea directă – canalele de răcire parcurse de mediul de răcire sunt

amplasate în crestături sau chiar în interiorul barelor elementare ale

înfăşurărilor şi astfel căldura dezvoltată în conductoarele înfăşurărilor trece

direct la mediul de răcire.

2.1.1. Răcirea generatoarelor cu aer

Utilizarea aerului ca mediu de răcire la puteri ale GS din ce în ce mai mari

impune mărirea suprafeţelor de răcire (se prevăd canale longitudinale şi

transversale) şi a debitului de aer (deci şi a gabaritului instalaţiei).

Răcirea cu aer (forţată cu ventilatoare cu aer) se poate face în circuit

deschis sau în circuit închis.

În cazul răcirii cu aer în circuit deschis, aerul se absoarbe din exterior,

se trece printr-un filtru, se introduce în GS şi se evacuează după ce a preluat

căldura. Dintre dezavantajele răcirii cu aer în circuit deschis se pot menţiona:

oricât s-ar filtra aerul, acesta rămâne impur şi devine o sursă importantă de

defecte;

la apariţia unui defect de natură electrică, oxigenul din aer alimentează

incendiul şi îl amplifică;

conductele de aer (rece şi cald) ocupă mult spaţiu şi măresc considerabil

zgomotul din sala maşinilor.

În cazul răcirii cu aer în circuit închis este necesar un schimbător de

căldură. Aerul cald se trece prin schimbătorul de căldură, se răceşte şi se

reîntoarce în maşină.

Turbogeneratoarele răcite cu aer se caracterizează prin robusteţe, spaţiu

redus, fundaţii simple, interfeţe puţine cu alte sisteme, nu necesită butelii de

hidrogen şi/sau CO2, au puţine piese complexe, mentenanţa şi supravegherea se

efectuează uşor, au o bună fiabilitate.

Seria generatoarelor de 300 MVA răcite cu aer a fost introdusă în anul 1995 şi

sunt în funcţiune 30 de astfel de grupuri la 50 Hz şi 60 Hz, în centrale cu turbine

pe gaze.

1998 testarea grupurilor de 480 MVA, iar în anul 2000 - a celor de 500 MVA

Răcirea cu aer conduce la micşorarea randamentului ca urmare a pierderilor prin

ventilaţie (care în cazul puterilor de peste 50 MW sunt aproximativ 50% din

pierderile totale din generator).

Tabelul 2.1.

Date tehnice comparative ale unor generatoare răcite cu aer din noua

generaţie

Puterea nominală debitată MVA 300 480 500

Răcire - aer aer hidrogen

Tensiune la borne kV 19 23 21

Frecvenţă Hz 50

Factor de putere - 0,8 0,85 0,8

Excitaţie - Statică

Eficienţă (valori măsurate)

- încărcare 100%

- încărcare 75%

%

%

98,75

98,57

98,72

98,54

98,90

98,92

Masă totală tone 334 429 425

Lungime ansamblu m 11,9 14,1 14,6

2.2.2. Răcirea generatoarelor cu hidrogen

Avantajele utilizării hidrogenului ca agent de răcire.

- Hidrogenul pur, în aceleaşi condiţii de temperatură şi presiune, are greutatea

specifică de 14,3 ori mai mică decât aerul, ceea ce înseamnă pierderi de

ventilaţie de 14,3 ori mai mici şi un gabarit mai redus al maşinii.

- Coeficientul de transmitere a căldurii de la suprafeţele materialelor active

din maşină la hidrogenul în mişcare este de aproximativ 1,5 ori mai mare

decât în mediul de răcire aer, în aceleaşi condiţii de presiune.

- Răcirea cu hidrogen măreşte securitatea în funcţionare a materialelor

electroizolante din maşină şi durata de viaţă a acestora, deoarece elimină

acţiunea distructivă a oxigenului şi o diminuează pe cea a umidităţii.

Dezavantajele utilizării hidrogenului ca agent de răcire.

- Hidrogenul este mai scump decât aerul.

- Deoarece hidrogenul nu întreţine arderea, în cazul răcirii cu hidrogen,

deteriorările care apar în urma unui scurtcircuit interior sunt localizate în

jurul defectului. Amestecul dintre hidrogen şi aer, dacă hidrogenul este în

proporţie de 3,3 - 74%, este exploziv. Amestecul cel mai periculos este

30% hidrogen, 70% aer. La acest tip de generatoare este important să se evite

formarea amestecului exploziv. Instalaţia de răcire trebuie controlată

permanent.

- Statoarele generatoarelor răcite cu hidrogen se dimensionează astfel încât să

reziste la presiunea creată în cazul producerii unei explozii în interiorul lor.

Ca urmare, rezultă carcase cu 50% – 80% mai grele decât la generatoarele

de aceeaşi putere răcite cu aer.

- Generatoarele răcite cu hidrogen trebuie etanşate (cu garnituri de cauciuc la

îmbinările fixe şi cu ulei sub presiune la arbore).

- Răcirea cu hidrogen a GS presupune existenţa unor instalaţii auxiliare care

asigură alimentarea cu hidrogen a GS, respectiv cu un gaz inert (CO2),

necesar umplerii sau evacuării hidrogenului din GS. De asemenea, prin alte

instalaţii auxiliare se asigură circulaţia uleiului de etanşare şi se menţine

calitatea uleiului.

Hidrogenul, necesar umplerii GS şi compensării pierderilor prin

neetenşeităţi, poate fi adus în butelii de oţel la presiune ridicată sau în

autocisterne sub presiune, dar poate fi produs şi în cadrul centralei prin

electroliza apei.

Buteliile de oţel care conţin hidrogen se amplasează în afara sălii

maşinilor.

2.2.3. Răcirea directă cu lichide

Capacitatea de evacuare a căldurii este mult mai mare la lichide

decât la hidrogen şi de aceea utilizarea răcirii directe a înfăşurărilor

generatoarelor cu lichide permite practic dublarea densităţilor de curent în

înfăşurări.

Drept mediu de răcire lichid se pot utiliza uleiul mineral şi apa

demineralizată. Se preferă apa, deoarece aceasta prezintă următoarele

avantaje:

- are o capacitate de evacuare a căldurii de 3 ori mai mare decât a uleiului;

- prezintă cost redus;

- se micşorează secţiunea canalelor de răcire în înfăşurări de 2 ori, ceea ce are

ca efect diminuarea gabaritului maşinii şi micşorarea pierderilor provocate de

circulaţia agentului de răcire;

- nu prezintă pericol de incendiu;

- nu murdăreşte maşina etc.

Circulaţia apei este asigurată de pompe.

Tabelul 2.3

Cele mai răspândite sisteme de răcire, în funcţie de puterile GS

Sistem de răcire Agent de răcire Putere GS

[MW] Stator Rotor

Răcirea indirectă Aer Aer < 25

Răcirea indirectă Hidrogen Hidrogen 25 - 160

Răcirea indirectă

combinată cu răcire

directă

Hidrogen Hidrogen < 200

Răcirea directă Hidrogen Hidrogen

Răcirea directă

combinată cu răcire

indirectă

Lichide Hidrogen

165 - 1000

Răcirea directă Lichide Lichide > 1000

La grupurile de mare şi foarte mare putere, răcirea directă a înfăşurărilor

statorice şi rotorice se asigură prin canale practicate în conductoarele (barele)

înfăşurărilor.

Cel mai mare dezavantaj în cazul răcirii cu apă al GS este costul ridicat

al tuturor acestor instalaţii, comparativ cu răcirea cu hidrogen.

2.2.4. Răcirea prin evaporare

Presiunile economice şi reglementările industriale, la scară globală, din

ultima decadă, au adus şi în industria energetică multe transformări care au

influenţat tiparele dezvoltării.

efort pentru scăderea continuă a costului de producţie a energiei electrice,

manifestat în principal prin:

reducerea costului iniţial al echipamentului,

utilizarea unor materiale mai performante;

eficienţă ridicată şi/sau costuri de mentenanţă scăzute.

În 1999 a fost experimentată şi acceptată de industria energetică tehnologia de

răcire prin evaporare - pentru înfăşurările statorului unui hidrogenerator de

400 MW.

Tehnologia răcirii prin evaporare este bazată pe fenomenul conform căruia,

atunci când lichidul se transformă în gaz, este absorbită o mare cantitate de

căldură. Volumul de agent de răcire evaporat este recirculat într-o buclă închisă

şi preia căldura de la componentele încălzite ca agent de răcire primar. Apoi se

utilizează un condensator, apa naturală fiind folosită ca agent de răcire secundar

la schimbul de căldură de la agentul de răcire evaporat. Se obţine o distribuţie

mai uniformă a temperaturii, ca şi în cazul răcirii directe cu apă a înfăşurărilor.

Tabelul 2.4

Caracteristici tehnice ale unui hidrogenerator de 400 MW răcit prin

evaporare.

Putere nominală

[MVA]

444 Factor de putere 0,9

Randament [%] 98,69 Turaţie [rot/ min] 125

Frecvenţă [Hz] 50 Curent nominal [kA] 14,256

Tensiune nominală

[kV]

18 Curent de excitaţie

[A]

1699

Tensiune de excitaţie

[V]

441 Întrefier [mm] 26

Temperatură

nominală limită în

rotor [K]

67 Temperatură

nominală limită în

stator [K]

60

2.2.5. Generatoare superconductoare

Generatoarele superconductoare prezintă, faţă de cele convenţionale,

următoarele avantaje:

reducerea pierderilor de putere;

micşorarea dimensiunilor şi a masei;

îmbunătăţirea stabilităţii sistemului energetic;

creşterea capacităţii generatorului de a consuma/produce putere reactivă.

În Japonia au fost construite trei modele de generatoare superconductoare

(trei tipuri diferite de rotoare şi un model de stator) pentru clasa 70 MW cu un

sistem de refrigerare de mare fiabilitate, cu heliu. Durata de funcţionare fără

defecte a sistemului de răcire a fost de 14 637 ore, depăşind specificaţia de

proiectare, conform căreia erau garantate 10 000 ore.

2.3. Scheme principiale folosite pentru excitaţia GS

Un rol însemnat în exploatarea în condiţii de siguranţă maximă a

sistemelor energetice revine sistemului de excitaţie al generatoarelor sincrone,

care, în afara rolului de bază în crearea câmpului inductor în maşină, prezintă

un rol important în schemele de reglaj automat ale diferitelor mărimi (tensiune).

Sistemul de excitaţie al unui GS se adoptă în funcţie de următorii factori:

economicitate, stabilitate şi fiabilitate.

Prin economicitate se urmăreşte un efort investiţional cât mai redus,

costul sistemului de excitaţie reprezentând 5-12% din costul total al agregatului.

Condiţia de stabilitate presupune ca generatorul să poată prelua creşteri

importante ale cuplului şi să tolereze căderi mari de tensiune pe reţea, fără

pericolul de a ieşi din sincronism.

Schemele de excitaţie să realizeze viteze de răspuns cât mai mari, adică

asigurarea unei viteze de creştere a curentului în înfăşurarea de excitaţie a

generatorului cât mai mare, pentru ca, în cazul unor avarii, tensiunea la bornele

GS să poată fi menţinută constantă.

La o scădere a tensiunii de alimentare până la valoarea (0,7 – 0,8)Un,

curentul de excitaţie trebuie să crească faţă de curentul nominal în limitele (1,4–

2)Ien, iar schema de excitaţie trebuie să suporte în bune condiţii această

suprasarcină un timp determinat. Puterea sursei necesară excitaţiei reprezintă în

general 1–5% din puterea maşinii sincrone, iar tensiunea 50 – 300V.

Prin fiabilitate se urmăreşte siguranţa în funcţionare un timp îndelungat,

în condiţii de exploatare determinate.

După modul de antrenare, se disting două scheme de excitaţie:

schema directă

schema indirectă.

Fiecare schemă poate fi realizată pe două căi, adică cu ajutorul maşinilor

electrice rotative sau cu ajutorul schemelor de redresare.

Dacă pentru furnizarea energiei de excitaţie se folosesc maşinile electrice

rotative, maşina de curent continuu care alimentează înfăşurarea de excitaţie a

GS se numeşte excitatoare. În cazul schemei directe, excitatoarea se cuplează

direct cu generatorul excitat (schema nu este influenţată de variaţiile de tensiune

în timpul proceselor tranzitorii în reţeaua de alimentare). În cazul schemei

indirecte, excitatoarea este antrenată de un motor auxiliar.

2.3.1. Sisteme cu excitatoare rotativă de curent continuu

Excitatoarea rotativă de curent continuu este soluţia clasică, care se

menţine şi astăzi la puteri mici şi mijlocii, până la 150 - 200 MW.

Excitatoarea rotativă de curent continuu cuplată direct cu GS (fig

2.4) se foloseşte la turbogeneratoare de 3000 rot/min. Construcţia colectorului,

problemele legate de comutaţie, captarea curentului cu perii pe colector etc.,

limitează puterea generatoarelor cu turaţie ridicată la cel mult 100 MW. Costul

acestei excitatoare este relativ redus, proprietăţile de funcţionare sunt bune, dar

din cauza necesităţilor de îngrijire a colectorului şi periilor, sunt răspândite doar

la grupurile puse în funcţiune în trecut, iar utilizarea lor în instalaţiile noi este

limitată.

Pentru a menţine excitatoarea rotativă de curent continuu şi la puteri

ale generatoarelor de peste 100 MW, se renunţă la cuplarea directă a excitatoarei

cu GS şi se utilizează excitatoarea (la turaţie mai mică) antrenată prin motor

Diesel, turbină sau motor asincron, alimentat fie la reţeaua ce se racordează la

GS, fie de la o reţea independentă.

Fig 2.4. Sistem de excitaţie cu excitatoarea

rotativă de curent continuu cuplată direct cu GS

Fig 2.5. Sistem de excitaţie cu grup de excitaţie independent

M – motor asincron; V – volant care asigură menţinerea turaţiei la

scăderea sau dispariţia pe timp scurt a tensiunii la barele de

servicii proprii; TSP – transformator de servicii proprii; BSP –

bara de servicii proprii; AR – alimentarea de rezervă, utilizată la

scăderea tensiunii sub 0,7 Un .

Grupul de excitaţie independent (fig 2.5) prezintă faţă de excitatoarea

rotativă de curent continuu cuplată direct cu GS, câteva avantaje, dintre care:

poate fi realizat la puteri mai mari;

permite amplasarea oriunde în sala maşinilor, ceea ce contribuie la reducerea

cheltuielilor de investiţii în centrală;

îngăduie aplicarea tensiunii de excitaţie la bornele înfăşurării de excitaţie a

GS încă înainte de pornirea agregatului generator şi astfel permite încălzirea

barelor rotorice când rotorul încă stă pe loc;

un grup de excitaţie de rezervă poate înlocui oricare grup de excitaţie de

serviciu.

2.3.2. Sisteme cu excitatoare rotativă de curent alternativ

Excitatoarele rotative de curent alternativ reprezintă, în prezent,

principala direcţie de dezvoltare a sistemelor de excitaţie care se aplică la GS cu

puteri de peste 100 – 150 MW, având în vedere că nu apar limitări în mărirea

puterii lor. În scopul de a reduce gabaritul excitatoarei, de a-i îmbunătăţi

performanţele în regim tranzitoriu şi de a reduce armonicele în tensiunea de

excitaţie a GS, excitatoarea de curent alternativ se execută la frecvenţă mai

mare, (100 – 500 Hz).

Principial, excitatoarele rotative de curent alternativ se realizează în

următoarele două variante:

Excitatoarea are înfăşurarea de excitaţie în rotor, iar înfăşurările de

curent alternativ în stator

Excitatoarea are înfăşurarea de excitaţie în stator, iar înfăşurările de

curent alternativ în rotor

a) Excitatoarea are înfăşurarea de excitaţie în rotor, iar înfăşurările de

curent alternativ în stator (fig 2.6); puntea redresoare este fixă în spaţiu.

Fig 2.6. Sistem de excitaţie cu excitatoare rotativă de curent alternativ,

care are înfăşurarea de excitaţie în rotor, iar înfăşurările de curent alternativ în

stator

b) Excitatoarea are înfăşurarea de excitaţie în stator, iar înfăşurările de

curent alternativ în rotor (fig 2.7); puntea redresoare se fixează de

partea rotitoare a agregatului, iar alimentarea înfăşurării de excitaţie a GS

se realizează fără inele şi perii. Această soluţie prezintă avantaje esenţiale,

mai ales pentru maşinile de mare putere, căci inelele de contact şi periile

sunt costisitoare şi prezintă în exploatare inconvenientul că sunt o sursă

permanentă de murdărire a maşinii, necesitând o întreţinere

corespunzătoare.

Fig 2.7. Sistem de excitaţie cu excitatoare rotativă de curent alternativ,

care are înfăşurarea de excitaţie în stator iar înfăşurările de curent

alternativ în rotor

Sistemele de excitaţie cu excitatoare rotativă de curent alternativ se

asociază cu elemente semiconductoare comandate (tiristoare) şi necomandate

(diode). Reglajul excitaţiei generatorului principal se poate realiza:

- prin reglarea excitaţiei excitatoarei de curent alternativ, dacă puntea de

redresare se realizează cu diode (excitatoarea se execută la 200–400Hz);

- prin modificarea deschiderii tiristoarelor, dacă puntea de redresare se

realizează cu tiristoare (excitatoarea se realizează la 150 - 200 Hz). În acest

caz există şi un regulator automat de excitaţie (RAE) care acţionează în

circuitul de excitaţie al excitatoarei de curent alternativ. Excitatoarea este

întotdeauna puternic excitată (lucrează la un factor de putere de aproximativ

0,3 şi cu conţinut de armonice foarte ridicat). Comanda tiristoarelor se face

prin intermediul unor sisteme de inducţie.

Sistemele de excitaţie cu excitatoare rotativă de curent alternativ se

pot realiza şi sub formă de grupuri independente de excitaţie.

2.3.3. Sisteme de excitaţie fără excitatoare rotative

Prin utilizarea elementelor semiconductoare comandate se poate face ca

indusul maşinii sincrone să fie folosit ca sursă de tensiune pentru înfăşurarea de

excitaţie, realizându-se astfel un GS autoexcitat.

Sistemul de excitaţie prezentat în figura 2.8 este simplu, ieftin, cu

comportare dinamică foarte bună. Are însă dezavantajul că la tensiune scăzută la

bornele GS nu poate asigura forţarea excitaţiei. Pentru a se asigura buna lui

funcţionare într-un domeniu mai larg al tensiunilor scăzute la bornele GS, acest

sistem de excitaţie se supradimensionează (astfel funcţionează la un factor de

putere scăzut şi cu conţinut ridicat de armonice).

Fig 2.8. Sistem de excitaţie fără

excitatoare rotative, la care

puterea de excitaţie este dată de

un transformator T

2.3.4. Procese limită la modificarea excitaţiei GS

Sistemul de excitaţie asigură creşterea în timp a tensiunii de excitaţie.

Procesele limită de modificare a excitaţiei sunt forţarea excitaţiei şi

dezexcitarea rapidă.

Forţarea excitaţiei GS. În timpul proceselor tranzitorii care sunt însoţite

de variaţii ale tensiunii, în scopul asigurării unui surplus de energie reactivă

sistemului alimentat de generatoarele sincrone, acestea sunt prevăzute cu

dispozitive pentru forţarea excitaţiei.

Forţarea excitaţiei GS înseamnă modificarea tensiunii de excitaţie de

la o valoare iniţială la valoarea ei plafon. În acest scop, în circuitul excitaţiei

la funcţionarea normală se înseriază o rezistenţă auxiliară R’ care printr-o

schemă simplă cu relee poate fi scurtcircuitată, atunci când tensiunea la bornele

generatorului scade sub o anumită valoare. Şuntarea acestei rezistenţe este

echivalentă cu aplicarea unei tensiuni sporite la bornele circuitului de excitaţie,

ceea ce va determina o creştere a curentului de excitaţie şi a puterii reactive

debitate în reţea. În figura 2.9, elementul 2 reprezintă releul minimal de

tensiune, iar elementul 1 este un releu intermediar.

Schema funcţionează astfel: la o scădere a tensiunii la borne sub o

anumită valoare, releul minimal de tensiune 2 acţionează releul intermediar 1

care prin închiderea contactului său (normal deschis) şuntează rezistenţa R’.

Fig 2.9. Schemă pentru forţarea excitaţiei GS

În cazul unui scurtcircuit în reţeaua din apropierea GS, menţinerea în

sincronism a GS nu se poate realiza decât prin forţarea excitaţiei.

Dezexcitarea rapidă a GS. Dezexcitarea rapidă a GS este procedeul

de stingere (anulare) a câmpului magnetic din interiorul GS şi de

deconectare a acestuia de la reţea ca urmare a unui scurtcircuit în

interiorul sau la bornele GS.

De exemplu, în cazul unui scurtcircuit intern, dezexcitarea rapidă a GS

este singura soluţie ca GS să nu debiteze pe defect. Dezexcitarea nu se poate

realiza prin simpla întrerupere a circuitului de excitaţie, deoarece aceasta ar duce

la apariţia unor supratensiuni periculoase pentru izolaţia înfăşurărilor. Sunt

numeroase procedee de dezexcitare rapidă a GS, toate având la bază intercalarea

unei rezistenţe în circuitul de excitaţie al GS (fig. 2.10) şi/sau aplicarea unei

tensiuni inverse la bornele acestei înfăşurări.

Fig 2.10. Dezexcitarea rapidă a GS

Dezexcitarea trebuie concepută astfel încât să decurgă cât mai rapid, iar

tensiunea ce apare în timpul dezexcitării la bornele înfăşurării de excitaţie să nu

pericliteze izolaţia înfăşurărilor.

2.4. Conectarea la sistem a GS din centrale

2.4.1. Definiţii şi condiţii de sincronizare

Sincronizarea este o manevră complexă şi vitală pentru exploatarea

sistemelor energetice; se realizează cu ocazia fiecărei cuplări a unui GS în

paralel cu celelalte GS care funcţionează în sistem. Acest proces se continuă şi

după cuplare, în tot timpul funcţionării unui sistem energetic desfăşurându-se un

proces permanent de sincronizare reciprocă a maşinilor sale sincrone care

funcţionează în paralel. În principiu, printr-o sincronizare se realizează:

punerea în concordanţă a două sisteme de tensiune;

cuplarea în paralel a celor două sisteme de tensiuni prin conectarea unui

întreruptor.

Cu ocazia cuplării fiecărui GS în paralel cu sistemul prin manevra de

sincronizare, trebuie luate toate măsurile astfel încât conectarea să se realizeze

cu un şoc de curent şi cu solicitări mecanice la arbore nepericuloase sau cât

mai mici.

Principalele condiţii pentru sincronizarea GS:

Concordanţa sensurilor de rotaţie se verifică o singură dată (după

terminarea lucrărilor de montaj), la punerea în funcţiune. Dacă se constată un

sens de rotaţie contrar, în instalaţiile trifazate trebuie inversate legăturile a

două faze.

Aceeaşi viteză de rotaţie trebuie realizată cu ocazia fiecărei cuplări în

paralel şi menţinută în tot timpul funcţionării. Ea se realizează prin

intermediul cuplului mecanic aplicat la arborele maşinii sincrone. De

exemplu, în cazul pornirii GS, în acest sens se acţionează asupra admisiei la

motorul primar.

Concordanţa modulelor tensiunilor se obţine prin reglarea curentului de

excitaţie al generatorului.

Concordanţa fazelor se realizează prin modificarea fină a vitezei de rotaţie.

După cum maşina sincronă se cuplează după sau înainte de a fi excitată,

în practică se folosesc două moduri de sincronizare diferite:

sincronizare fină sau precisă, dacă maşina se cuplează după ce a fost

excitată;

sincronizare grosieră (dacă excitarea maşinii se face abia după cuplare),

care după cuplare se desăvârşeşte printr-o autosincronizare.

2.4.2. Reglarea încărcării GS

Încărcarea unui generator sincron se caracterizează prin două

componente: putere activă P şi putere reactivă Q. Încărcarea activă poate fi

variată acţionând asupra admisiei la motorul primar, iar încărcarea reactivă

poate fi variată acţionând asupra curentului de excitaţie. Prin variaţia admisiei la

motorul primar se poate modifica:

turaţia şi încărcarea activă a grupului, atunci când acesta debitează singur

pe o reţea;

numai încărcarea activă a grupului, atunci când el este conectat în paralel la

un sistem de mare putere.

În acest din urmă caz, sistemul menţine constantă turaţia tuturor

grupurilor şi respectiv frecvenţa în toate punctele sale. Orice variaţie a încărcării

unui grup de către personalul de exploatare, precum şi variaţiile aleatorii ale

cererilor consumatorilor sunt preluate de către grupurile din sistem, care sunt

prevăzute cu regulatoare automate pentru menţinerea constantă a frecvenţei

sistemului.

Pentru a se asigura o funcţionare stabilă în sincronism a generatorului,

odată cu încărcarea activă trebuie mărită în mod corespunzător şi încărcarea

reactivă.

2.4.3. Pornirea şi oprirea grupurilor

În centrale, aceste manevre se fac direct de la tabloul de comandă sau din

sala maşinilor.

Manevrele care se fac la pornire depind de specificul motorului

primar.

Pentru oprirea maşinilor primare care antrenează generatoarele

sincrone se recomandă următoarea succesiune de operaţii:

se reduc încărcările activă şi reactivă;

se deconectează grupul de la bare;

se reduce turaţia maşinii;

se întrerupe alimentarea circuitului de excitaţie al generatorului sincron;

se întrerupe alimentarea maşinii primare (de exemplu, alimentarea cu abur la

turbogeneratoare).