Синхронные генераторы

Основным элементом электрической станции (ЭС), в котором происходит преобразование механической энергии первичного двигателя в электрическую, является электрический генератор. Как правило – это синхронные генераторы трехфазного переменного тока.

Различают – турбогенераторы, у которых первичным двигателем являются турбины (паровая или газовая), и гидрогенераторы, у которых первичным двигателем является гидравлическая турбина.

Для синхронных электрических машин в установившемся режиме имеется строгое соответствие между частотой вращения агрегата n об/мин и частотой сети f, Гц

n=60f/р, (3.1)

где: р – число пар полюсов генератора.

Чем выше частота вращения турбины, тем меньше её габариты и больше КПД, поэтому естественно стремление повысить быстроходность турбогенераторов. Очевидно, максимальная частота вращения ограничивается минимальным числом пар полюсов генератора р=1. Поэтому при частоте сети 50 Гц, принятой в Украине, России и других странах Европы и Азии, максимальная частота вращения равна (из выражения 3.1) 3000 об/мин. В США, Японии и некоторых других странах, где частота сети 60 Гц, наибольшая частота вращения двухполюсных турбогенераторов равна 3600 об/мин.

В некоторых случаях предельная частота вращения турбогенератора определяется турбиной и может быть меньше 3000 об/мин. Меньшая частота вращения вала турбины позволяет применять лопатки большей длины, способные пропускать больше пара, и увеличить предельную мощность турбины, ограниченную механическими напряжениями в материале лопаток. Поэтому паровые и газовые турбины выпускают на 3000 об/мин и 1500 об/мин.

На ТЭС, сжигающих обычное топливо, частота вращения агрегатов составляет, как правило, 3000 об/мин, а синхронные генераторы имеют два полюса.

На АЭС применяют турбогенераторы с частотой вращения 3000 об/мин (при р=1) и с частотой вращения 1500 об/мин (при р=2). Турбогенераторы выполняются с горизонтальным расположением валов. Ротор выполняется неявнополюсным и массивным, а обмотка возбуждения - распределенная, укладывается в пазах бочки ротора.

Вследствие значительной частоты вращения диаметр ротора турбогенераторов ограничивается по соображениям механической прочности 1,1 1,2 м при 3000 об/мин. Длина бочки ротора составляет 6-6,5 м. Определяется эта длина из условий допустимого статического прогиба вала и получения приемлемых вибрационных характеристик.

Частота вращения гидрогенератора принимается равной наиболее выгодной частоте вращения турбины, отвечающей при данных напоре (Н) и расходе воды наилучшим гидравлическим характеристикам турбины и её наибольшей экономичности

, (3.2)

где: - коэффициент быстроходности зависящий от типа турбины, об/мин;

Н - напор, м;

Р – мощность турбины, МВт.

Так как напоры и расходы воды на различных гидроэлектростанциях отличаются большим разнообразием, частота вращения гидрогенераторов лежит в широком диапазоне, от 60 до 750 об/мин. Из выражения (3.2) видно, что частота вращения тем меньше, чем ниже напор воды и выше мощность гидроагрегата. Гидроагрегаты поэтому являются тихоходными машинами, имеют большие размеры и массы, а также большое число полюсов.

Например, из (3.1) при n=60 об/мин имеем число пар полюсов .

Гидрогенераторы выполняют с явнополюсными роторами и преимущественно с вертикальным расположением вала. Диаметры роторов мощных гидрогенераторов достигают 14-16 м, а диаметры статоров 20-22 м.

Гидрогенераторы выполняются с явнополюсными роторами, как правило, с демпферной обмоткой, которая образуется из медных стержней, закладываемых в пазы на полюсных наконечниках и замыкаемых с торцов ротора кольцами. Статор гидрогенераторов в отличие от турбогенераторов выполняется разъёмным. Он делится по окружности на несколько (от двух до шести) равных частей. Это значительно облегчает его транспортировку и монтаж.

В настоящее время достаточно широко применяются капсульные гидрогенераторы, имеющие горизонтальный вал. Такие гидрогенераторы заключаются в водонепроницаемую оболочку (капсулу), которая с внешней стороны обтекается потоком воды, проходящим через турбину. Капсульные генераторы изготавливают на мощность несколько десятков мегавольтампер. Это тихоходные генераторы (n= 60-150 об/мин) с явнополюсным ротором.

На всех АЭС в качестве резервных источников электроснабжения используются дизель-генераторы (ДГ), синхронные генераторы у которых соединены с дизельным двигателем внутреннего сгорания. Это явнополюсные машины с горизонтальным валом. Дизель как поршневая машина имеет неравномерный крутящий момент, поэтому дизель-генераторы снабжаются маховиком или его ротор выполняется с повышенным маховым моментом.

Важнейшей особенностью современных мощных синхронных генераторов является наличие у них достаточно сложной системы охлаждения, усложняющей конструкцию генератора и требующей особого внимания при эксплуатации. Во время работы в генераторе возникают потери энергии, превращающиеся в теплоту и нагревающие его элементы. Хотя КПД современных генераторов очень высок (достигает 98,75%) и относительные потери составляют всего 1,25-2%, абсолютные потери весьма велики (до 12,5 МВт в машине 1000 МВт), что приводит к значительному повышению температуры активной стали, меди и изоляции обмоток статора и ротора.

Под действием теплоты происходит ухудшение электроизоляционных свойств, понижение механической прочности и эластичности изоляции. Она высыхает, крошится и перестает выполнять свои функции. Опытным путем установлено, что процесс «старения» изоляции протекает тем быстрее, чем выше её температура. Математически это выражается формулой

, (3.3)

где: Т- срок службы изоляции при температуре C;

T_o - срок службы изоляции при t=0^oС (

а - коэффициент, зависящий от скорости старения изоляции (по нормам МЭК а=0,112).

По так называемому шестиградусному правилу, установленному экспериментально и положенному в основу расчета температурных режимов электрооборудования во многих странах (нормы МЭК), при повышении температуры изоляции на (в пределах С) срок её службы уменьшается в два раза. Например, если расчетный срок службы изоляции при длительном воздействии температуры равен 20 годам, то при увеличении рабочей температуры до он снизится до 10 лет, а при температуре окажется равным всего 5 годам.

Очевидно, что изоляция должна работать при такой температуре, при длительном воздействии которой она сохранит свои изоляционные и механические свойства в течении времени, сравнимого со сроком службы генератора. Для того, чтобы температура генераторов во время их работы оставалась в допустимых пределах, необходим непрерывный интенсивный отвод теплоты от них, который и выполняется при помощи системы охлаждения.

Турбогенераторы выполняются с воздушным, водородным, водородно-жидкостным или чисто жидкостным охлаждением. Гидрогенераторы имеют воздушное или воздушножидкостное охлаждение.

По способу отвода теплоты от меди обмоток системы охлаждения подразделяются на косвенные и непосредственные. При косвенном охлаждении, которое применяется только при газах, охлаждающий газ (воздух, водород) не соприкасается с проводником обмоток. Теплота, выделяемая в последних, передается газу через изоляцию, которая значительно ухудшает теплопередачу.

При непосредственном охлаждении водород, вода или масло (непосредственное охлаждение с воздухом в качестве охлаждающей среды применяется лишь в гидрогенераторах) циркулируют по внутрипроводниковым каналам, соприкасаются с нагретой медью и отводят от неё теплоту при максимальной эффективности теплоотдачи.

В настоящее время косвенное воздушное охлаждение применяется ограниченно: в ТГ только до 12 МВт и в гидрогенераторах до 150-160 МВт. Косвенное водородное охлаждение сохранилось только в ТГ 30-60 МВт и в синхронных компенсаторах (СК) 32 МВА и выше, так как увеличение единичной мощности при косвенной системе охлаждения ограничено превышением температур в изоляции и стали над температурой охлаждающей среды.

Дальнейшее повышение единичной мощности ТГ оказалось возможным лишь при переходе на систему непосредственного охлаждения. Такое охлаждение широко применяется в машинах от 60 МВт до 1000 МВт.

Известно [2], что наилучшей охлаждающей средой является дистиллированная вода. Получение дистиллята с высоким (Ом/см) удельным сопротивлением не представляет трудностей. Поэтому при жидкостном охлаждении преимущественно применяется вода. Теплоотводящая способность трансформаторного масла примерно в 2,5 раза ниже, чем воды; масло пожароопасно и поэтому значительно реже (в основном для трансформаторов) применяется в качестве охлаждающей среды.

Для непосредственного охлаждения статора и ротора ТГ широко применяется также водород.

Турбогенераторы с непосредственным охлаждением делятся на следующие четыре группы:

· с косвенным охлаждением статора и непосредственным охлаждением ротора водородом (ТГ серии РВФ мощностью 60, 100, 120 МВт);

· с непосредственным охлаждением статора и ротора водородом (ТГ серии ТГВ-200 и ТГВ-300, циркуляция водорода в которых создается компрессором, установленным на валу ротора со стороны контактных колец);

· с непосредственным жидкостным охлаждением статора и непосредственным водородным охлаждением ротора (ТГ серии ТВВ мощностью 150, 200, 300, 500, 800, 1000, 1200, МВт);

· с непосредственным жидкостным охлаждением статора и ротора (ТГ типа ТВМ-300, у которых статор охлаждается маслом, а ротор водой; ТГ типа ТГВ-500, с непосредственным водяным охлаждением обмоток статора и ротора; сердечник статора ТВГ-500 охлаждается водородом).

Особенности конструкции генераторов и их систем охлаждения изучается в курсе «Электрические машины», но даже простой перечень их видов показывает сложность изготовления и эксплуатации как самих машин так и систем их охлаждения. Технические характеристики генераторов и синхронных компенсаторов приводятся в справочной литературе [4].

Длительная перегрузка генераторов и синхронных компенсаторов (СК) по току сверх значения, допустимого при данных температуре и давлении охлаждающей среды, запрещается [1].

В аварийных условиях генераторы и синхронные компенсаторы разрешается кратковременно перегружать по токам статора и ротора согласно инструкциям завода-изготовителя, техническим условиям и государственным стандартам. Если в них соответствующие указания отсутствуют, при авариях в ЭЭС допускаются кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора при указанной в таблице 3.1 кратности тока, отнесенной к номинальному.

Таблица 3.1. Допустимая кратность перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора

Продолжительность перегрузки не более мин	Кратность перегрузки для генераторов и СК
С косвенным охлаждением обмотки	С непосредственным охлаждением обмотки
водой	водородом
	1,1	1,1	-
	1,15	1,15	-
	-	-	1,1
	1,2	1,2	1,15
	1,25	1,25	-
	1,3	1,3	1,2
	1,4	1,35	1,25
	1,5	1,4	1,3
	2,0	1,5	1,5

Допустимые перегрузки по току возбуждения генераторов и СК с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора. Для ТГ – в с непосредственным водородным или водяным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения должна быть определена кратностью тока, отнесенной к номинальному значению тока ротора, приведенной в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Допустимая кратность перегрузки турбогенераторов по току ротора.

Продолжительность перегрузки не более мин	Кратность перегрузки для турбогенераторов типа
ТВФ, кроме ТВФ-120-2 и ТА-120-2	ТГВ, ТВВ (до 500 МВт включительно), ТВФ-120-2, АСТГ-200	ТВВ-800-2 ТВВ-1000-2 ТВВ-1000-4
	1,06	1,06	1,06
	1,1	1,1	-
8,3	-	-	1,1
	1,2	1,2	-
	-	-	1,2
	1,7	1,5	1,5

Дата добавления: 2014-10-15