Турбогенератора мощностью

В турбогенераторах мощностью от 10 до 25 Мет применяется так называемая трехструйная система вентиляции, названная по числу отходящих от генератора струй и горячего воздуха ( XII.36). В генератор воздух подается со стороны na-

богенератора. В настоящее время косвенное охлаждение применяется в турбогенераторах мощностью до 100 МВт.

Обмотка статора — трехфазная, двухслойная стержневая с транспозицией проводников. В турбогенераторах мощностью свыше 500 МВт применяется шестифазная обмотка. Изоляция стержней обмотки статора выполняется или из микаленты, компаундированной изоляционными лаками, или из термореактивной изоляции типа слю-дотерм. Изоляция типа слюдотерм изготовляется из предварительно пропитанных эпоксидными составами стек-лослюдинитовых лент. Весь процесс изготовления изоляции, состоящий из наложения, опрессовки и запечки, механизирован. Изоляция слюдотерм обладает высокими изоляционными и механическими свойствами, что обеспечивает надежность машин в эксплуатации.

Корпуса статоров — сварные, газонепроницаемые, в турбогенераторах мощностью до 200 МВт — неразъемные. Корпуса турбогенераторов мощностью 300 МВт и выше — разъемные в поперечном направлении.

Предельная мощность генератора постоянного тока с частотой вращения 3000 об/мин примерно 600 кВт. Поэтому генераторы постоянного тока в качестве возбудителей могут применяться в турбогенераторах мощностью 100—150 МВт. Генераторы постоянного тока в качестве возбудителей находят широкое применение в синхронных двигателях и синхроч-ных генераторах автономных энергетических систем.

а предельная длина ротора 600—650 см. Такие размеры практически были достигнуты уже в первых турбогенераторах мощностью 100—150 тыс. кет. Поэтому дальнейшее повышение единичной мощности достигается в основном за счет повышения линейной нагрузки, что требует применения более эффективной непосредственной системы охлаждения обмоток турбогенераторов.

По данным завода «Электросила» к. п. д. турбогенераторов с воздушным охлаждением работающих при полной нагрузке и cos ф = 0,8, составляет 92—95% з турбогенераторах мощностью 0,5—3 тыс. кет и 95—98,8% в турбогенераторах мощностью 3,5— 300 тыс. кет. При водородном охлаждении к. п. д. турбогенератора повышается при полной нагрузке примерно на 0,8%. Гидрогенераторы имеют практически такой же к. п. д.,,как и турбогенераторы.

По данным завода «Электросила» к. п. д. турбогенераторов с воздушным охлаждением работающих при полной нагрузке и cos ф — 0,8, соетавляет 92;—95% в турбогенераторах мощностью 0,5—3 тыс. кет и 95—98,8% в турбогенераторах мощностью 3,5— 300 тыс. кет. При водородном охлаждении к. п. д. турбогенератора повышается при полной нагрузке примерно на 0,8%. Гидрогенераторы имеют практически такой же к. п. д.,,как и турбогенераторы.

Проточную систему охлаждения применяют редко и лишь в турбогенераторах мощностью до 2 МБ-А, а также в гидрогенераторах до 4 MB-А. При этом через генератор прогоняется воздух из машинного зала, который быстро загрязняет изоляцию обмоток статора и ротора, что в конечном счете сокращает срок службы генератора.

Турбогенераторы выполняются почти всегда двухполюсными (2р = 2) и имеют частоту вращения 3000 об/мин (при 50 Гц). Ось вращения вала располагается горизонтально. Ротор имеет неявнополюсное исполнение. В турбогенераторах мощностью менее 30 MB -А обычно применяется косвенное воздушное охлаждение. Воздух циркулирует внутри замкнутой системы вентиляции, нагреваясь при движении вдоль активных частей машины и отдавая тепло в теплообменниках, охлаждаемых водой. Разрез турбогенератора с воздушным охлаждением показан на 51-12, также в § 51-12 дается описание конструкции турбогенераторов с воздушным охлаждением.

В одиночном прямолинейном проводнике, через который проходит переменный ток, появляются добавочные потери, обусловленные явлением поверхностного эффекта. При небольших сечениях проводников эти потери малы и ими можно пренебречь. Наоборот, в современных мощных электрических машинах, элементы обмотки статора которых имеют значительные поперечные размеры, пренебрежение добавочными потерями недопустимо. К таким элементам обмотки относятся, например, соединительные и выводные шины и концевые выводы современных мощных турбогенераторов. Конструктивно соединительные шины и выводы представляют собой проводники прямоугольного, круглого, сплошного или трубчатого сечений, а токи, проходящие в них, достигают значений в несколько килоампер. Например, в турбогенераторах мощностью 200—300 Мет они находятся в пределах 4,3—8,6 ка, а в генераторах 500—800 Мет достигнут величин 8,5—15 ка. При таких токах неравномерность распределения плотности тока по сечению вызывает значительное увеличение выделяющихся в проводниках потерь. В связи с этим задача распределения плотности тока в массивных шинопроводах и создания инженерной

Пример 2.2. Задание: выбрать схему выдачи мощности КЭС, на которой установлено четыре турбогенератора мощностью по 320 МВт.

Исходные данные. На АЭС установлено три турбогенератора мощностью по 1111,1 MB-A, t/r.m,M = 24 кВ, Xj = 0,318 в блоках с трансформаторами мощностью по 1250 MB-А, напряжением 347/24 кВ, г<„=14%, которые выдают электроэнергию по трем ЛЭП в систему. Мощность КЗ на шинах станции равна 3000 MB • А. Длина двух систем сборных шин ОРУ 330 кВ составляет 484 м (ширина ячейки 22 м). Точка короткого замыкания К2 удалена от выключателя Q,, на расстояние /„ = 5 км.

Задача 7.1. На электростанции установлены три турбогенератора мощностью N = 50 • 103 кВт каждый. Определить количество выработанной энергии за год и коэффициент использования установленной мощности, если площадь под кривой годового графика нагрузки станции F — = 9,2 • 10~4 м2 и масштаб графика /п=9 • 101'1 кВт • ч/м2

Задача 7.2. На электростанции установлены два турбогенератора мощностью N — 25 • 103 кВт каждый. Определить среднюю нагрузку станции и коэффициент использования установленной мощности, если количество выработанной энергии за год .9вгод — 30 • 107 кВт • ч.

Задача 7.5. На электростанции установлены два турбогенератора мощностью N = 75 • 103 кВт каждый. Определить показатели режима работы станции, если максимальная нагрузка станции Л/'эпсах = 135 • 103 кВт, площадь под кривой годового графика нагрузки F = 9,06 • Ю-4 м2 и масштаб графика т = 8,7 • 1011 кВт • ч/м2.

/ — реактор, 2 — бассейн выдержки, 3 — ГЦН. 4 — помещение спецводо- и газоочистки, 5 — ремонтная мастерская «грязного» оборудования, 6 — ось железнодорожного пути, 7 — ячейка машинного зала, S — фундамент турбогенератора мощностью 500 МВт, 9 — деаэраторная «этажерка»

10-13. Пример вентиляционного расчета турбогенератора мощностью 200 МВт . . . :............. 205

lO-13. Пример вентиляционного расчета турбогенератора мощностью 200 МВт

Формулы (11-22) и (11-23) позволяют определить скорость непосредственно в любом ответвлении. Они могут быть представлены номограммами ( 11-7 и 11-8). Расчет распределения скоростей в ответвлениях по этим формулам является приближенным, поскольку в нем не учтены потери трения в питающем канале. Область применения такого расчета может быть установлена экспериментально. Для этой цели были исследованы модели статора асинхронной машины, ротора турбогенератора, ротора гидрогенератора и на их основе — универсальная модель системы распределения для турбогенератора мощностью 800 МВт, позволяющая варьировать параметры систем распределения в широком диапазоне ( 11-9).

Важную роль играют измерения и в создании новых машин, сооружений, повышении качества продукции и эффективности производства. Например, во время стендовых испытаний крупнейшего в мире турбогенератора мощностью 1200 МВт, созданного на ленинградском объединении «Электросила», измерения производились в 1500 различных его точках.

Пример 6.3. Определить токи и мощность к. з. на шинах электростанции, на которой установлены три турбогенератора мощностью по 15 MB'А с относительным сопротивлением x'J--= 0,125. Турбогенераторы снабжены АРВ. Расчетные данные приведены на 6.7.