Как устроены синхронные турбо- и гидрогенераторы? Все о турбогенераторах Максимальное число оборотов турбогенераторов на тэс.

1. Технические характеристики турбины

Тип	конденсационная турбина с отбором пара
количество корпусов	1
количество клапанов экстренного торможения количество клапанов сопловой группы	2 4
ступень регулирования:
тип  средний диаметр	импульсный 800 мм
количество держателей лопаток количество ступеней реакции	2 14
средние диаметры
первая ступень  последняя ступень	570 мм 1000 мм
длина лопатки последней ступени	285 мм
основной пар до турбины (входной фланец)
давление  температура	12 бар (изб.) 340 °С
количество выпусков давление сброса 1 при номинальной мощности	2 6,2 бар изб
давление сброса 2 при номинальной мощности давление выхлопа при номинальной мощности	1 бар изб 0,11 бар изб
номинальная мощность номинальная скорость	12000 кВт 5000 мин -1
приводимый механизм	генератор
соединение	с помощью трансмиссии
макс. расход основного пара	18,92 кг/с

1.1. Технические характеристики редуктора

1.2. Технические характеристики генератора

конструкция конструкция согласно	IM 1001 IEC-UTE
макс. высота возбуждение	1000 м бесщеточное
класс защиты класс изоляции	IP 54 F
температурный класс расположение охладителя	B установлен на статор
количество охладителей производительность охладителей	2 60 % каждый
тип тока полная мощность	3ф / синхронный 15000 кВА
номинальная мощность коэффициент мощности (cos φ)	12000 кВт 0,8
напряжение частота	10,5 кВ 50 Гц
скорость охлаждение	1500 мин -1 охладитель воздух / вода
качество охлаждающей воды температура охлаждающей воды на входе	СТ 25 °С
расход охлаждающей воды	прибл. 60 м3/ч
подшипник: подшипник скольжения со смазкой маслом (общая поставка масла вместе с турбиной)

1.3 Подача масла

Для обеспечения турбины и приводимого механизма смазочным маслом / рабочим маслом / маслом регулятора оборотов / подъемным маслом. Качество масла турбины согласно DIN 51515 тип ISO класс вязкости VG46.

прибл. давление смазочного масла	3,5 бар
прибл. Давление масла контура управления	160 бар
прибл. давление подъемного масла	100 бар
прибл. давление резервного масла	2 бар
содержимое маслобака	6000 л
количество первой заправки маслобака	6600 л
количество циркуляций (в час)	˂8 1/ч
ширина сетки маслофильтра	25 мкм
макс. дифф. давление на маслофильтре	1 бар
охладитель масла	2 х 100 %
расположение охладителя масла	вертикальное
температура охлаждающей воды на входе	30 °С
прибл. потеря давления на водной стороне	0,25 бар
качество охлаждающей воды	СТ
прибл. расход охлаждающей воды	55 м3/ч

1.4 Технические характеристики конденсатора

1.5 Технические характеристики насоса конденсата

1.6 Система откачивания

Тип	паровой эжектор
основной эжектор
количество эжекторных групп	2
количество ступеней в группе	2
количество эжекционных конденсаторов  исполнение	1 горизонтальное
пусковой эжектор
количество эжекторов	1
количество ступеней	1
выброс пара	в атмосферу через глушитель
рабочий пар
давление	6,2 бар изб
температура	279 °С
количество	0,1 кг/с
охлаждающая среда	конденсат
температуры охлаждающей среды на входе
номинальная	47 °С
макс.	70 °С

2. Рабочие данные

2.1 Условия пара

Номинальный основной пар до турбины (входной фланец)

*) исходное давление не должно превышать:
105% от номинального давления в любое время, но среднее давление не превышает 100% за любые 12 месяцев работы
120% от номинального давления в качестве одномоментного значения, но не более 12 часов в течение 12 месяцев работы
**) превышение температуры не должно быть больше чем:

Ни в коем случае температура не должна превышать номинальную больше, чем на 28 °С.

Если пар подается к любой конечной точке турбины через 2 или более параллельных трубы, температура пара в любой трубе не должна отличаться от температуры в любой другой трубе больше, чем на 17 °С, кроме того, что в случаях колебания, продолжительностью не превышающего 15 мин, разница температур в самой горячей трубе не должна превышать пределов, указанных ранее.

2.2 Качество пара

Значения, указанные в директиве VGB (VGB-R 450L - издание 1988) для питательной воды котлов, воды котлов и пара из водотрубных котлов, не должны превышаться в ходе постоянной эксплуатации.

Для постоянной эксплуатации требования к пару для паровых турбин следующие:

*) при 25 °С, в местном потоке с постоянно работающей точкой измерения за сильнокислым катионообменником
(применимо только к воде, не содержащей CO2).
Превышение значений VGB даже в течение короткого времени может привести к образованию сильных соляных отложений, что вызывает механические и коррозионные повреждения.

2.3 Рабочие характеристики

Следующие данные относятся к номинальным параметрам основного пара на входном фланце турбины. Данные о производительности относятся к контактам турбина/генератор муфта/генератор. Указанные данные по давлению рассчитаны по выходным патрубкам турбины.

Точка нагрузки			А
Свежий пар
	давление	бар (изб.)	12
	температура	°С	340
	расход пара	кг/с	18,92
Отбор 1
	давление	бар (изб.)	6,2
	количество	кг/с	1,166
Отбор 2
	давление	бар (изб.)	1
	количество	кг/с	1,319
Выпускной пар
	давление	бар (изб.)	0,11
	количество	кг/с	16,41
Охлаждающая вода конденсатора
	расход	кг/с	695
	температура на входе	°С	30
Генератор
	частота	Гц	50
	напряжение	кВ	10,5
	коэффициент мощности	cos φ	0,8
	температура охл. воды на входе	°С	25
Электрическая мощность (контакты генератора)		кВт	12000

2.4 Гарантия

2.4.1 Гарантия по термодинамике

Мы гарантируем соблюдение электрической мощности, указанной в столбце А в разделе «Рабочие характеристики», при условии что требуемые регулирующие клапаны полностью открыты. Значения применимы к указанным условиям.
Качество пара согласно нормам VGB (ассоциация операторов ЦЭС).
К приемочным испытаниям применяются следующие стандарты в их последних версиях: DIN 1943 VDI Нормы по паровым турбинам.
Допуск на макс. производительность: ±0 %
Расчетные допуски: ±0 %
Допуски на измерения согл. DIN

2.4.2 Гарантия по вибрации

Динамическая балансировка ротора согласно ISO 1940 класс ротора G2,5
Требуемый уровень вибрации согласно ISO 10816 часть 1 и ISO 10816 часть 3.
Вибрация стойки подшипника во время непрерывной эксплуатации согласно ISO 10816 часть 1 и 3.

2.5 Материальное исполнение

2.5.1 Турбина

2.5.2 Подача масла

2.5.3 Конденсационная установка

2.6.2 Соединения труб

Все соединения труб спроектированы по стандартам DIN/EN

2.6.3 Веса (приблизительные)

3. Техническое описание

3.1 Турбина

Турбина конденсационная с отбором пара в исполнении с одним цилиндром и одним выпуском, одной активной ступенью и многоступенчатым реактивным лопаточным аппаратом, рассчитана на высокую эффективность работы и максимально надежна. Турбина соединена с генератором при помощи редуктора.

3.1.1 Корпус регулирующего клапана

Корпус регулирующего клапана высокого давления приварен к верху цилиндра. Он снабжен клапаном экстренного торможения, паровым фильтром и регулирующими клапанами. Паровой фильтр расположен в клапане экстренного торможения. Паровой фильтр препятствует доступу механических частиц в турбину. Второе его действие заключается в том, что минимизируются вихревые потоки пара и поэтому сокращается вибрация золотников клапана.

Клапан экстренного торможения спроектирован как диффузорный клапан с управляющим клапаном. Конструкция управляющего клапана делает возможной эксплуатацию без нагрузки на полной скорости (для привода генератора). Клапан экстренного торможения приводится в действие масляно-гидравлическим серводвигателем, которым управляет система управления турбины. Таким образом, становится возможна контролируемая эксплуатация турбины при помощи клапана экстренного торможения.

После прохождения через клапан экстренного торможения, пар проходит через регулирующие клапаны.

Регулирующие клапаны сконструированы как диффузорные клапаны и приводятся в действие масло-гидравлическими серводвигателями.

Во время пуска регулирующие клапаны полностью открыты, и поток пара контролирует клапан экстренного торможения. Это позволяет задействовать полный пуск, при котором пар подается одновременно во все сопловые коробки. Такой режим пуска делает возможным одновременное нагревание коллектора пара и сопловых коробок. Поэтому тепловой стресс из-за разницы температур будет минимизирован и время пуска будет сокращено.

3.1.2 Сопловые коробки

Сопловая коробка имеет горизонтальную линию разъема, и детали соединены между собой болтами. Коробка разделена на сопловые группы. На каждую группу подается пар из отдельного регулирующего клапана. Во время изменений нагрузки турбины секции сопловой коробки подвергаются большим колебаниям температуры, кто является причиной тепловой нагрузки. Чтобы минимизировать эти нагрузки, сопловые коробки вставлены в цилиндр без расширения.

3.1.3 Цилиндр

Цилиндр имеет горизонтальную линию разъема, образуя основание и крышку. Они прикручены друг к другу соединительными болтами цилиндра. Наверху цилиндра находится корпус регулирующего клапана, снизу сопла для контролируемого и неконтролируемого отбора пара и выходного пара. В центре расположен фланец на двух частях для соединительных болтов цилиндра. В эти фланцы вмонтированы поддерживающие кронштейны. Задняя часть цилиндра разделена радиально и закреплена болтами.

Выпускная часть стоит на двух опорах с плитами основания на фундаменте. Эти задние опоры служат фиксированной точкой опоры турбины.

Основание корпуса соединено со стойкой подшипника с помощью болтов, которые поддерживают правильное осевое и поперечное положение корпуса турбины с помощью продольного ключа между стойкой и плитой основания. Стойка подшипника может свободно скользить по оси на плите основания, но удерживается от перемещения в поперечном направлении с помощью осевого ключа, расположенного на продольной центральной линии.

3.1.4 Ротор

Ротор турбины изготавливается из цельного куска кованого стального сплава, прошедшего термообработку и предварительную механическую обработку. После предварительной механической обработки проводится последний сеанс термообработки и выполняется испытание на термостойкость. После этого выполняется окончательная механическая обработка. Лабиринтные уплотнения будут вставлены в часть балансировочного поршня и сальниковых уплотнений. В задней части предусмотрена муфта для силовой передачи. Балансировка выполняется, когда ротор полностью механически обработан, снабжен лопатками и собран.

3.1.5 Комплект лопаток турбины

Комплект лопаток формирует проход для пара в турбине. Они состоят из неподвижных частей (направляющие лопатки) и вращающихся частей (лопатки ротора). Сопла к первой ступени вставлены в сопловые коробки и дают частичный доступ к контрольной ступени. Направляющие лопатки вставлены в держатели лопаток, лопатки ротора - в ротор. Вращающиеся и неподвижные части разделены соответствующими зазорами.

3.1.6 Балансировочный поршень

Балансировочный поршень состоит из неподвижной и вращающейся частей. Вращающаяся часть балансировочного поршня входит в ротор и предназначена для снижения осевых сил лопаток турбины до низких значений. Оставшаяся осевая нагрузка ложится на упорный подшипник при любых рабочих условиях. Неподвижная часть имеет горизонтальную линию разъема и скреплена болтами. Балансировочный поршень снабжен лабиринтными уплотнениями, подробно описанными в разделе «Сальники». Утечки пара, проходящие балансировочный поршень, возвращаются в области более низкого давления в корпусе турбины.

3.1.7 Уплотнения

Уплотнения лабиринтного типа обеспечивает герметичность в местах, где вал ротора проходит через цилиндр. Уплотнительные полосы вставляются во вращающуюся и неподвижную части. Конструкция уплотнения позволяет легко их заменить. Для замены балансировочного поршня и внутренних лабиринтных уплотнений необходим подъем корпуса.

3.1.8 Стойки подшипников

Стойки подшипников находятся на концах цилиндра и имеют горизонтальный разъем. Крышка прикреплена к основанию болтами и просто снимается для обслуживания (без необходимости открывать цилиндр или снимать изоляцию корпуса). Передняя стойка подшипника снабжена упорным подшипником и подшипником скольжения, редуктором для основного маслонасоса и датчиками осевого смещения, вибрации вала, температуры и скорости подшипника Неподвижная задняя стойка подшипника снабжена подшипником скольжения, валоповоротным устройством и датчиками вибрации вала и температуры подшипника.

3.1.9 Подшипники

Подшипники скольжения - разъемного типа сделаны из антифрикционного металла (белого металла) со стальной оболочкой. Исполнение седла клапана позволяет легко отцентровать подшипник, вставляя вкладыши желаемой толщины под четыре регулировочных клина, расположенных под углом 90 градусов друг от друга.

Ротор прикреплен к передней стойке подшипника с помощью самоустанавливающегося сегментного упорного подшипника двойного действия, подходящего для обоих направлений вращения и упора. На каждый подшипник будет подаваться масло для смазки и охлаждения.

3.1.10 Изоляция турбины

Части турбины, работающие при паре высокой температуры, будут покрыты изоляционным материалом. Изоляция сделана из матов из стекловолокна и заполнена минеральной ватой (без асбеста). Предусмотрена двухслойная изоляция корпуса, внешний слой покрывается алюминиевой фольгой.

3.2 Передача

3.2.1 Редуктор

Редуктор находится между турбиной и приводимым механизмом. Он предоставляется для понижения скорости турбины до скорости приводимого механизма. Конструкция - одноступенчатая горизонтальная с осевым смещением и шевронная зубчатая передача. Валы ведущей и ведомой шестерни снабжены двумя подшипниками скольжения каждый и втулками из белого металла. Смазка происходит от общей подачи масла.

Корпус имеет горизонтальный разъем, крышка прикреплена к нижней части болтами.

3.2.2 Высокоскоростная муфта

Расположена между турбиной и редуктором. Смазка происходит от общей подачи масла на турбину. Муфта снабжена маслонепроницаемой крышкой. Обратное масло течет к стойкам подшипников турбины.

3.2.3 Валоповоротное устройство

Валоповоротное устройство приводится в действие двигателем переменного тока. Оно будет в работе после остановки турбины и должен оставаться в работе до пуска турбины, или когда турбина охлаждается.

Для гарантии наилучшего баланса охлаждения ротора валоповоротное устройство используется во время медленного вращения ротора. Это предотвращает сгибание ротора во время охлаждения. Также, когда работает валоповоротное устройство, минимизируется сгибание цилиндра с помощью вентиляции в турбине.

Оно снабжено устройствами, которые допускают ручное управление, только когда турбина находится на нулевой скорости, и переходит в автоматический режим, когда скорость повышается.

3.3 Система паровых уплотнений

Для предотвращения попадания воздуха из атмосферы в часть низкого давления турбины (зона вакуума) в уплотнение подается уплотняющий пар. Уплотняющий пар регулируется с помощью регулирующих клапанов, по одному на уплотнение. Пар среднего или низкого давления будет использоваться в качестве первичного пара.

Одна часть уплотнительного пара проходит через внутреннюю часть уплотнения и течет по направлению к конденсатору. Остальная часть уплотняющего пара проходит через внешнюю часть уплотнения и течет по направлению к конденсатору уплотняющего пара.

Пар и воздух после сальников турбины направляется во вторую ступень эжектора-конденсатора пара или поверхностный горизонтальный конденсатор уплотняющего пара с помощью вытяжного вентилятора. Утечки пара из уплотнений турбины направляются в кожух и конденсируются охлаждающей средой. Конденсат дренируется в основной конденсатор. Утечки воздуха, включая небольшое количество пара, выпускаются в атмосферу.

3.4 Маслосистема

Маслосистема - это комбинированная система смазочного, рабочего и управляющего масла. Она состоит из маслобака, насосов, фильтров, охладителей, клапанов регулирования давления, очистителя и соединительного трубопровода.

3.4.1 Маслонасосы

Основной маслонасос - приводимый в действие двигателем переменного тока, располагается на маслобаке.

Вспомогательный маслонасос (приводимый в действие двигателем переменного тока), располагается так же на маслобаке, автоматически берет на себя функцию основного маслонасоса в случае необходимости. Этот вспомогательный маслонасос автоматически запускается, когда падает давление масла подшипников.

Если вспомогательный маслонасос не может работать или не может запуститься, запускается аварийный масляный насос. Аварийный маслонасос рассчитан на подачу смазочного масла во время останова турбогенераторной установки, а также во время охлаждения ротора турбины.

Часть смазочного масла подается бустерными насосами (2 х 100%). Они создают необходимое давление для систем рабочего масла и управляющего масла. Рабочее масло используется для работы клапанов-регуляторов и клапана экстренного торможения с серводвигателями.

3.4.2 Контроль давления масла

Давление смазочного масла контролируется с помощью отдельного регулирующего клапана. Регулирующие клапаны работают на байпасе. Давление смазочного масла регулируется при помощи байпаса смазочного масла в маслобак. Рабочее масло контролируется насосом регулирующего масла.

3.4.3 Система подъемного масла

Насос подъемного масла, приводимый в действие двигателем переменного тока, используется во время работы валоповоротного устройства, а также во время пуска и останова турбогенераторной установки для подъема ротора, чтобы минимизировать трение в подшипниках ротора генератора.

3.4.4 Маслобак

Маслобак расположен рядом с турбиной.. Он рассчитан на весь объем масла для смазки и управления всего турбоагрегата. Он снабжен устройством для отделения воздуха. На крышке бака смонтированы маслонасосы и вытяжной вентилятор пара. Вентилятор поддерживает небольшое отрицательное давление в системе дренажа и в маслобаке.

3.4.5 Масляные охладители

Система оборудована двумя идентичными охладителями масла, каждый производительностью 100%. Переключение между охладителями во время работы происходит с помощью трехходовых клапанов.

Охладитель, не находящийся в работе, можно дренировать и очистить или заменить во время работы турбины.

3.4.6 Маслофильтр

Система оборудована двумя идентичными маслофильтрами для управляющего и смазочного масла, каждый производительностью 100%. Переключение между фильтрами во время работы происходит с помощью трехходовых клапанов.

Фильтр, не находящийся в работе, можно очистить или заменить во время работы турбины.

3.4.7 Маслопровод

Соединительный трубопровод включает в себя трубы между различными агрегатами маслосистемы. Включен трубопровод смазочного масла к турбине и генератору с обратными линиями масла к маслобаку. Также предусмотрен соединительный маслопровод в целях управления (линии управляющего и рабочего масла), включая обратные линии к маслобаку.

Соединительный трубопровод выполнен из углеродистой стали, трубопровод после фильтра выполнен из нержавеющей стали.

3.5 Поверхностный конденсатор

3.5.1 Общее описание

Конденсатор поверхностного типа с водяным охлаждения с отверстием для впуска пара наверху. Конденсатор может конденсировать весь пар из турбины в любых предусмотренных рабочих условиях.

Конденсатор рассчитан на низкую скорость пара по всей поверхности трубы. Распределение пара ко всем частям охлаждающей поверхности гарантирует высокую степень теплопередачи от пара к охлаждающей воде и наибольший возможный вакуум при данном количестве и температуре охлаждающей воды.

Конденсат, стекая с труб, позволяет достичь хорошей степени деаэрации конденсата.

Воздух и неконденсируемые пары в конденсаторе могут контактировать с трубами самой холодной части конденсатора. Максимальное охлаждение этих газов позволяет собрать их и вывести из конденсатора вакуумным насосом.

Сборник конденсата приварен ко дну кожуха конденсатора. Его функция - собирать и накапливать конденсат.

3.5.2 Кожух конденсатора

Кожух конденсатора рассчитан на вакуум и выдерживает внутреннее давление 1 бар (изб.). Предусмотрены подходящие отверстия для впуска пара из турбины и для удаления воздуха и конденсата. На концах кожуха присоединены трубные доски. Между трубными решетками в кожухе находятся несколько опорных пластин для опоры и минимизации вибрации труб.

Трубы конденсатора с обеих сторон крепятся к трубной решетке.

Конденсатор размещается на соответствующем фундаменте и соединен с выхлопным патрубком турбины.

3.5.3 Водяный рубашки

Водяные рубашки приварены к обоим концам кожуха.

В водяных рубашках расположены соединения для охлаждающей воды и соответствующие люки-лазы с крышками.

Внутреннее покрытие предотвращает коррозию.

3.5.4 Насосы конденсата

Предоставляются насосы конденсата, каждый производительностью 100%. Они расположены ниже конденсатора.

Тип насосов - центробежные горизонтальные насосы. Они имеют торцевой разъем и радиальное рабочее колесо. Исполнение - прямоточное одноступенчатое. Предоставляется уплотнение вала с соединением для уплотняющей воды для предотвращения попадания воздуха в систему конденсата (зона вакуума).

Соединения согласно стандарту DIN.

Насосы снабжены фильтрами на стороне всаса. Предоставляются изолирующие клапаны на стороне всаса (перед фильтром) и на стороне напора. Насосы приводятся в действие двигателем переменного тока и устанавливаются на плиту основания.

3.5.5 Воздушные эжекторы

Предусмотрены два двухступенчатых воздушных эжектора с паровым приводом для удаления неконденсируемых газов из кожуха конденсатора. Каждый эжектор двухступенчатого типа и устанавливается на кожух эжектора-конденсатора, который конденсирует пар двух ступеней. Конденсат возвращается в основной конденсатор. Трубы рассчитаны на передачу 100% конденсата, извлеченного из основного конденсатора.

Для пуска предоставляется дополнительный пусковой эжектор. Пусковой эжектор одноступенчатый, не конденсирующего типа. Эжектор имеет выпуск в атмосферу.

3.5.6 Система контроля уровня конденсата

Система контроля уровня конденсата регулирует постоянный уровень в конденсаторе.

Она состоит из контроллера уровня, клапана контроля выброса и клапана рециркуляции. Если поток конденсата меньше, чем требуемый минимальный расход насосов конденсата или минимальное требуемое количество для эжектора-конденсатора и конденсатора уплотнительного пара, открывается клапан рециркуляции и закрывается клапан контроля выброса.

Контроллер - электронного типа или РСУ. Регулирующие клапаны (клапан контроля выброса и рециркуляции) могут приводиться в действие электро- или пневмоприводами.

3.5.7 Соединительные трубопроводы

Соединительный трубопровод включает в себя трубы отвода конденсата из конденсатора, трубы отвода воздуха из конденсатора в эжектор, уплотняющей воды (конденсата) для уплотнений в вакуумной зоне (клапаны и насосы конденсата) и экстренную выпускную трубу с разрывным диском. Все соединительные трубы изготовлены из углеродистой стали.

4. Система управления и защиты турбины

4.1 Эксплуатация и контроль (визуальный)

4.1.1 Станция оператора в центре управления турбиной

• Одна панель управления
• сенсорный экран диагональю 19”, разрешение 1280x1024
• USB-интерфейс
• 24 В постоянный ток
• процессор 533 MHZ FSB, 2 MB SLC
• память 1 GB DDR266 SDRAM (1х1 GB)
• DVD-ROM Windows XP Prof MUI
• DDR SDRAM (2x128 MB) двухканальная, 1,44 MB
• FDD+DVD ROM, уже установленная ОС Windows 2000
• 1 шт. модуль связи CP 1613 Ethernet
• 1 шт. Microsoft small office
• 1 шт. плоский экран диагональю 19”, терминал с клавиатурой для приема/передачи данных
• мышка для установки

4.1.2 ПО системы визуализации

• 1 шт. ПО WIN CC V6.0 + SP2
• лицензия на использовании

4.1.3 Визуализация специализированного ПО

В наше предложение включены следующие дисплеи наблюдения для эксплуатации и контроля турбиногенератора и вспомогательного оборудования, например:

• обзор
• система пара
• управление турбиной
• система смазочного масла
• система управляющего масла
• визуализация и контроль температуры подшипников
• генератор, автоматический регулятор напряжения, защита и синхронизация
• функциональные группы, включая
• кривые роста, функция архива для измерений, журнала событий, сигнализаций с функцией краткосрочного и долгосрочного хранения

4.2 Регулирование и защита в замкнутом контуре турбины

4.2.1 Аппаратура ПЛК

В качестве системы автоматизации предлагается ПЛК для управления в открытом, закрытом контуре и защиты со следующими модулями:

• 1 шт. стойка
• 1 шт. источник питания PS 405 (10 А) с буферным аккумулятором
• 1 шт. CPU 414-3 с EPROM 1MB
• 1 шт. промышленный модуль связи Ethernet CP 443-1
• 1 шт. модуль интерфейса IF 964 DP

4.2.1.1 Аппаратура ПЛК турбины

Для регулирования скорости предоставляется ПЛК со следующими модулями:

• 1 шт. стойка
• 1 шт. источник питания PS 307 (2А)
• 1 шт. CPU-317-2DP
• 1 шт. аналоговый ввод (8 AI)
• 1 шт. цифровой модуль ввода/вывода (8DI/8DO)
• 2 шт. аналоговые модули вывода (4AO)
• 1 шт. микрокарта памяти
• 1 шт. карта ввода скорости / 8 каналов

Местный ввод/вывод - периферия:

• 6 шт. Серийный интерфейс (Profibus DP)
• 6 шт. цифровые модули ввода (16 DI каждый модуль)
• 6 шт. цифровые модули ввода (32 DI)
• 2 шт. цифровые модули вывода (32 DО каждый модуль)
• 13 шт. аналоговые модули ввода (8 AI каждый модуль)
• 7 шт. аналоговые модули ввода pt 100 (8 AI)
• 2 шт. аналоговые модули вывода (8 AО каждый модуль)
• 5 шт. стойки
• передние заглушки

4.2.1 Специализированное ПО для ПЛК

Специализированное ПО для турбогенератора и синхронизации состоит из:

• защита турбины, управление в закрытом контуре турбины:
•  регулирование скорости/частоты
• защита турбины, например:
•  вибрации
•  температура/давление смазочного масла
•  обратное давление
•  другое
• управление по разомкнутому контуру следующих вспомогательных приводов:
•  вспомогательный маслонасос
•  аварийный насос смазочного масла
•  вытяжной вентилятор масляных паров
•  обогрев генератора во время бездействия
•  поворотное устройство
•  вентилятор конденсатора уплотняющего пара
• функциональные группы пуска и останова
•  функциональная группа системы смазочного масла
•  функциональная группа поворотного устройства
•  функциональная группа турбины

4.2.2 Измерение скорости и защита от превышения скорости

4.2.2.1 Защита от превышения скорости / регулирование скорости

Прибор защиты от превышения скорости «2 из 3» включает следующее оборудование:

• 1 шт. стойка MMS 6352 19”
• 1 шт. соединительная панель MMS 6351/10
• 3 шт. устройство контроля скорости MMS 6350/D
• 6 шт. соединительный кабель 3 м MMS 6360
• 6 шт. соединительный блок MMS 6361 25pol Sub D
• 3 шт. втулки для датчиков, включая фиксирующие гайки (нержавеющая сталь)
• 3 шт. датчики скорости

4.3 Защита и синхронизация генератора

4.3.1 Защита генератора

1 шт. многофункциональное защитное реле генератора

Могут быть реализованы следующие функции защиты:

• дифференциальная защита
• защита от сверхтоков
• защита ротора от замыканий на землю
• защита статора от замыканий на землю (область защиты 95%/Uo)
• защита обратной мощности
• защита от недостаточного возбуждения
• защита от перегрузок
• защита от превышения напряжения (2 ступени)
• защита от недостаточного напряжения (2 ступени)
• защита от недостаточной частоты
• защита от перевозбуждения
• защита от несимметричной нагрузки

Реализуемые функции обсуждаются на дальнейших стадиях проекта.

1 шт. соединительное устройство для защиты ротора от замыканий на землю 7XR61
Сигнал аварийного останова турбины и открытие размыкателя цепи генератора и возбуждение останова имеют жесткую проводку

Предусмотрены дополнительные входы/выходы:

• 1 вход для экстренного останова обмотки статора при высокой температуре
• 3 входа для внешних сигналов (без потенциала)
• 4 программируемых выходных сигнала экстренного останова
• передача данных в основной ПЛК по шине Profibus DP

4.3.2 Шкаф автоматической регуляции напряжения

4.3.3 Синхронизация

1 шт. автоматическое устройство синхронизации установлено на всем оборудовании для ручной синхронизации:

• двойной вольтметр
• двойной частотомер
• переключатели для размыкателей
• выбор автоматического/ручного режима
• пуск/стоп синхронизации
• синхроноскоп

4.4 Шкафы управления турбины и генератора

4.4.1 Шкаф управления турбины

В наш объем поставки входит:

• 1 шт. шкаф управления турбины, цвет RAL 7032
  Размеры Ш х Г х В = 2000 х 600 х 2200 мм, включая раму основания 200 мм
  Класс защиты IP41

В комплекте:

• стальная пластина нижней крышки
• кабель-каналы, профильные рейки и рейки крепления кабеля
• для входящих / выходящих кабелей
• освещения шкафа, розетки 110 В переменного тока
• измерение внутренней температуры в шкафу управления турбины
• 1 шт. реле экстренного останова
• 2 вентилятора

Устройство превышения скорости и измерения скорости установлены на поворотной раме. ПЛК смонтированы на раме.
Также отдельно смонтирован на раму и отдельно снабжается электропитанием для контроля и защиты байпаса.

Электропитание 220 В переменного тока для освещения / вентиляторов и также 24 В постоянного тока для шкафа управления турбины поставляется другими

4.4.2 Местный шкаф для распределенного ввода/вывода

Один местный шкаф
 цвет RAL7032
 Размеры Ш х Г х В = 1200 х 600 х 2200 мм, включая раму основания 200 мм
 Класс защиты IP41
 В комплекте:
 стальная пластина нижней крышки,

 освещения шкафа, розетки 220 В переменного тока
 измерение внутренней температуры в шкафу управления турбины
 1 вентилятор

4.4.3 Шкаф управления генератора

1 шт. шкаф управления цвет RAL7032
 Размеры Ш х Г х В = 1600 х 800 х 2200 мм, включая цокольную раму основания 200 мм, класс защиты IP41, в комплекте:
 стальная пластина нижней крышки
 кабель-каналы, профильные рейки и рейки крепления кабеля для входящих / выходящих кабелей
 освещения шкафа, розетки 110 В переменного тока
 измерение внутренней температуры в шкафу управления

Следующие детали устанавливаются на поворотную раму
 защитные реле генератора
 реле синхронизации
 2 трансформатора тока / напряжения для напряжения и тока возбудителя
 все ручное оборудование синхронизации

Одно устройство для передачи данных на ПЛК по шине Profibus устанавливается на стойку
Однолинейная схема электрической сети на передней части шкафа

4.5 Заводское приемочное испытание

Перед отгрузкой цехе будет произведено приемочное испытание.
Все входящие и выходящие сигналы будут полностью проверены от зажимов до визуализации.

5. Перечень электропотребителей

	Количество	Мощность (кВт / установка)	Напряжение (В)	Частота (Гц)	Резерв	Рабоч.
Основной маслонасос	1	11	400	50	1
Вспомогательный маслонасос	1	11	400	50	1	1
Насос регулировки масла	2	15	400	50		1
Аварийный маслонасос	1	3	110	пост. ток	1
Высоконапорный насос (масло гидроподъема)	1	15	400	50	1
Вентилятор масло тумана	1	0.18	400	50		1
Регулирующий клапан температуры масла	1	0.18	230	50		1
Поворотное устройство ротора	1	22	400	50	1
Соленоидный клапан, отбор	2	0.1	230	50		2
Контрольно-измерительные приборы	1	2.5	230	50		1
Защита и возбуждение генератора	1	6	230	50		1
Нагреватель генератора	1	10	230	50	1
Конденсатный насос	2	30	400	50	1	1
Вентилятор уплотняющего парового конденсата	1	5.5	400	50		1
Регулирующий клапан уровня конденсата	1	0.18	230	50		1
Циркуляционный клапан конденсата	1	0.18	230	50		1

1 клапан экстренного торможения на входе в турбину 1 выпрямитель потока, встроенный в клапан торможения 1 регулирующие клапаны 1 компл. валоповоротное устройство 1 рама основания для турбины и редуктора 1 компл. анкерные болты и гайки 1 компл. изоляционный материал для турбины 1 компл. теплоизоляция для турбины 1 компл.

7.2 Система смазки и масла регулятора оборотов

Один комплект системы смазки и масла регулятора оборотов состоит из:

масляный бак	1
основной маслонасос (приводится в действие двигателем переменного тока)	1
вспомогательный маслонасос (приводится в действие двигателем переменного тока)	1
насос регулирующего масла (приводится в действие двигателем переменного тока)	2
аварийный маслонасос (приводится в действие двигателем постоянного тока)	1
охладитель масла (фильтр охлаждающей воды менее 500 мкм)	2
маслофильтр	2
клапан-регулятор температуры масла	1
маслопровод от маслобака к турбине, редуктору и генератору и обратно	1 компл.
клапан-регулятор давления масла	1
трубная обвязка и клапаны для масла	1 компл.
эксгаустер, приводимый двигателем переменного тока	1
электрический подогреватель масла	1

7.3 Редуктор

7.4 Конденсационное устройство

Одно конденсационное устройство состоит из:

система управления турбины, включая регулировку скорости

кожухотрубный поверхностный конденсатор	1
двухступенчатый пароструйный воздушный эжектор	1
пусковой эжектор	1
разрывной диск	1
система регулирования уровня конденсата, включая датчики уровня, клапан регулирования уровня, клапан минимального потока	1 компл.
насос конденсата, включая двигатель переменного тока, пластины основания с анкерными болтами и муфтами	2 компл.
трубная обвязка, включая необходимые клапаны	1 компл.
соединительная деталь турбина-основной конденсатор	1 компл.
измерение вибрации вала для 6 подшипников	1 компл.
измерение осевого положения ротора	1 компл.
система блокировки для защиты турбины	1
необходимые местные КИП	1 компл.
местные датчики и сигнализаторы, смонтированы на стойке	1 компл.
местные датчики и сигнализаторы для установки вне объема поставки, как отдельные детали	1 компл.
специальные кабели для электронной системы управления турбиной	1 компл.

Все модули в объеме поставки продавца снабжены внутренней проводкой и испытаны до клеммных коробок.

7.7 Генератор

7.8 Фундамент турбогенератора

7.9 Услуги

• шеф-монтаж (по тарифам за день)
• пуско-наладка (по тарифам за день)
• пробный пуск (2 недели, 1 смена) (по тарифам за день)
• обучение персонала покупателя во время пуско-наладки и пробный пуск

7.10 Исключения из объема поставки

Следующие основные компоненты, материалы и услуги не входят в объем поставки продавца турбины:

• проектирование, компоновка, производство, поставка деталей и услуг, не указанных в данном документе
• рабочие чертежи
• анализ устойчивости для внедрения генератора в производство
• другие системы кодирования на предприятии
• строительные расчеты, строительные работы, цементные материалы
• опорные конструкции, платформы, лестницы, ограды для нагревателей и другое оборудование
• крышки пола, мостки
• мостки из рифленого листа для отверстий в полу, траншей и каналов
• системы освещения и связи, оборудование для кондиционирования воздуха
• распределительное устройство, шкаф управления электродвигателями, низковольтная сеть, кабели и кабельные каналы
• ИБП 220 В переменного тока, аккумуляторная батарея, зарядное устройство и панели
• система заземления
• оборудование для пожаротушения
• краны
• ответные фланцы, болты, гайки, прокладки на всех конечных точках поставки
• система охлаждающей воды
• нагреватели, деаэратор, линии питательной воды, дренажный бак, система байпаса
• термоизоляция для труб, кабелепроводов и вспомогательного оборудования
• первая заправка маслом, масляный сепаратор
• капюшон для шумозащиты
• нет испытания на нагрузку по поступающему маслу на заводе, первое заполнение маслом, очиститель масла
• стандартные инструменты и сварочное оборудование для установки и обслуживании на площадке
• запчасти (кроме запчастей для пуско-наладки) (опция)
• испытание турбины без нагрузки в цеху
• покрасочные материалы на площадке
• хранение, подготовка к эксплуатации в зимний период
• установка
• пуско-наладка, пробная эксплуатация
• курс обучения на предприятии поставщика
• проверки третьей стороной
• эксплуатационное испытание, специально откалиброванные инструменты для эксплуатационного испытания

7.11 Границы поставки

• плиты основания для поставляемого оборудования
• патрубки на входе/выходе турбины для свежего пара и пара отбора
• входные/выходные фланцы у обратного клапана отбора
• входные/выходные фланцы для охлаждающей воды у конденсатора, охладителя масла и охладителя генератора
• выход конденсата после регулирующего клапана в области основания турбины
• выходной вентилятор - конденсатор уплотняющего пара
• выходной эксгаустер
• клеммы для электрооборудования/КИП у шкафа управления турбины/генератора
• клеммы для электрооборудования/КИП у местных распределительных коробок
• клеммы для портативных КИП
• клеммы для электродвигателей, приводов, электромагнитных клапанов
• клеммы 10,5 кВ для генератора

Введение

1. Технические данные

2. Устройство и работа генератора

3. Указания по технике безопасности

Заключение

Список литературы

Введение

Турбогенераторы (ТГ) представляют собой основной вид генерирующего оборудования, обеспечивающего свыше 80% общего мирового объема выработки электроэнергии. Одновременно ТГ являются и наиболее сложным типом электрических машин, в которых тесно сочетаются проблемы мощности, габаритов, электромагнитных характеристик, нагрева, охлаждения, статической и динамической прочности элементов конструкции. Обеспечение максимальной эксплуатационной надежности и экономичности ТГ является центральной научно-технической проблемой.

В отечественном турбогенераторостроении огромный вклад в развитие теории, разработку вопросов расчета, проектирования и эксплуатации ТГ внесли многие ученые, исследователи, конструкторы, среди которых в первую очередь следует отметить Алексеева А.Е., Лютера Р.А., Костенко М.П., Одинга А.И., Бергера А.Я., Комара Е.Г., Ефремова Д.В., Иванова Н.П., Глебова И.А., Казовского Е.Я., Еремина М.Я., Вольдека А.И., Жерве Г.К., Важнова А.И. Среди зарубежных специалистов следует отметить Видемана Е., Келленбергера В., Шуйского В.П., Готтера Г.

Вместе с тем, несмотря на огромное количество работ, выполненных за прошедшие десятилетия, вопросы дальнейшего развития теории, разработки более совершенных технологий и конструкций ТГ, методов расчета и исследований не теряют своей актуальности.

Турбогенератор - неявнополюсный синхронный генератор, основная функция которого состоит в конвертации механической энергии в работе от паровой или газовой турбины в электрическую при высоких скоростях вращения ротора (3000,1500об/мин). Механическая энергия от турбины конвертируется в электрическую при помощи вращающегося магнитного поля, которое создается током постоянного напряжения, протекающего в медной обмотке ротора, что в свою очередь приводит к возникновению трехфазного переменного тока и напряжения в обмотках статора. В зависимости от систем охлаждения турбогенераторы подразделяются на несколько видов: генераторы с воздушным охлаждением, генераторы с водородным охлаждением и генераторы с водяным охлаждением. Также существуют комбинированные типы, например, генератор с водородно-водяным охлаждением (ТВВ). Турбогенератор ТВВ-320-2 предназначен для выработки электрической энергии на тепловой электростанции при непосредственном соединении с паровой турбиной К-300-240 Ленинградского металлического завода или Т-250-240 Уральского турбомоторного завода.

1. Технические данные

Номинальные параметры генератора при номинальном давлении и температуре охлаждающих сред даны в табл. 1.

Наименование основных параметров	Номинальный режим	Длительно допустимый режим
Полная мощность, квт	353000	367000
Активная мощность, квт	300000	330000
Коэффициент мощности	0,85	0,9
Напряжение. в	20000	20000
Ток, а	10200	10600
Частота, гц	50	50
Скорость вращения, об/мин	3000	3000
Коэффициент полезного действия, %	98,7	Не нормируется
Критическая скорость вращения, об/мин	900/2600	900/2600
Соединение фаз обмотки статора	Двойная звезда
Число выводов обмотки статора	9	9

Основные параметры охлаждающих сред

Водород в корпусе статора

Дистиллят в обмотке статора

Техническая вода в газоохладителях

Техническая вода в теплообменниках обмотки статора

Избыточное давление технической воды должно быть не больше избыточного давления дистиллята в обмотке.

Допустимое отклонение определяется температурой дистиллята.

Наибольшая допустимая температура отдельных узлов генератора и охлаждающих сред. Изоляция обмоток генератора класса "B".

Наибольшая допустимая температура отдельных узлов генератора и охлаждающих сред указана в табл. 2.

*Допускается превышение температуры обмотки ротора над температурой холодного водорода не более чем на 75.

Допустимая температура по температурам сопротивления, заложенным под клинья статорной обмотки, не должна превышать 75 между показаниями наиболее и наименее нагретого термометров сопротивления не должна превышать 20 могут быть уточнены по согласованию с предприятием-изготовителем для каждой конкретной машины после проведения тепловых испытаний.

Дополнительные технические данные

Расход масла на подшипник генератора (без уплотнения вала), л /мин	370
Избыточное давление масла в опорных подшипниках, кгс/см 2	0.3÷0.5
Расход масла на уплотнения вала с обеих сторон генератора, л/мин	180
Газовый объем собранного генератора, м 3	87
Число ходов воды газоохладителя	2
Масса газоохладителя, кг	1915
Масса ротора генератора, кг	55000
Масса средней части с серьгой для монтажа (без рым-лап), кг	198200
Масса концевой части, кг	23050
Масса статора с рым-лапами, газоохладителями и щитами, кг	271000
Масса подшипника с траверсой и фундаментной плитой, кг	11100
Масса вывода концевого (крайнего), кг	201
Масса полущита наружного, кг	75

2. Устройство и работа генератора

Общая функциональная схема работы

Генератор выполнен с непосредственным охлаждением обмотки статора дистиллированной водой (дистиллятом), а обмотки ротора и сердечника статора – водородом, заключенным внутри газонепроницаемого корпуса.

Дистиллят в обмотке статора циркулирует под напором насосов и охлаждается теплообменниками, расположенными вне генератора.

Охлаждающий водород циркулирует в генераторе под действием вентиляторов, установленных на валу ротора, и охлаждается газоохладителями, встроенными в концевые части корпуса генератора.

Циркуляция воды в газоохладителях и теплообменниках осуществляется насосами, расположенными вне генератора.

Маслоснабжение опорных подшипников и уплотнений вала производится от масляной системы турбины.

Для аварийного снабжения маслом опорных подшипников и уплотнений вала на выбеге агрегата предусмотрены резервные баки, установленные вне генератора.

Генератор возбуждается от высокочастотного индукторного генератора через полупроводниковые выпрямители.

Корпус статора и фундаментные плиты

Сварной газонепроницаемый корпус статора состоит из средней части, несущей сердечник с обмоткой, и двух концевых частей.

В концевых частях располагаются лобовые части обмотки и газоохладители.

В концевой части со стороны возбудителя установлены концевые выводы обмотки - вверху нулевые, а внизу линейные.

Механическая прочность корпуса достаточна, чтобы статор мог выдержать без остаточных деформаций внутреннее давление в случае взрыва водорода.

Наружные щиты статора непосредственно объединены с внутренними щитами, к которым прикреплены щиты вентилятора.

Половины щитов вентиляторов изолированы от внутренних щитов и между собой.

Разъемы щитов расположены в горизонтальной плоскости.

В щитах и в бочке ротора предусмотрены специальные каналы, по которым охлаждающий газ попадает в лобовые части обмотки ротора.

Газоплотность соединений соединения плоскостей корпуса и наружных щитов обеспечивается резиновым шнуром, приклеенным по дну канавок, выфрезерованных в наружных щитах.

Чтобы приникнуть внутрь корпуса, не разбирая наружных щитов, в нижней его части предусмотрен люк.

До установки генератора на фундамент статор опирается на транспортные лапы, приваренные к корпусу.

Статор устанавливается на фундамент посредством рым- лап, которые при транспортировании снимаются.

Основанием для генератора и возбудителя служат фундаментные плиты, выполненные из стальных листов. Они устанавливаются во время монтажа на закладные плиты и постоянные подкладки и подливаются бетоном.

Для крепления генератора к фундаменту используются фундаментные шпильки.

Основанием для подшипника генератора является фундаментная плита коробчатого типа.

Газоохладители

Выделяющееся в генераторе тепло отводится четырьмя вертикальными охладителями.

Каждый охладитель состоит из биметаллических, латунно-алюминиевых трубок с прокатанными алюминиевыми ребрами.

Трубки завальцованы с обеих сторон в трубные доски, к которым приболчены камеры, уплотненные резиной и связанные между собою рамами.

Охладители вставляются в статор сверху и верхними трубными досками опираются на концевые части статора.

Нижние камеры по отношению к корпусу статора уплотнены резиной таким образом, что обеспечивается свободное тепловое расширение охладителей в вертикальном направлении.

Съемные крышки водяных камер позволяют производить чистку трубок и контроль за их состоянием, не нарушая герметичности корпуса статора.

Напорные и сливные трубы присоединены к нижним крышкам.

Для выпуска воздуха из верхних камер охладителей предусмотрены контрольные дренажные трубки.

Каждая трубка, пропущенная через одну из охлаждающих трубок и нижнюю камеру, заканчивается фланцем, приваренным к камере.

К фланцам присоединяются отводящие трубки с кранами, которые во время работы генератора должны быть постоянно открыты с минимальным сливом воды в дренаж.

Сердечник статора

Сердечник статора собран на клиньях из сегментов электротехнической стали толщиной 0.5 мм и вдоль оси разделён вентиляционными каналами на пакеты.

Поверхность сегментов покрыта изоляционным лаком.

Клинья сердечника статора приварены к поперечным кольцам корпуса.

Спрессованный сердечник статора стягивается нажимными кольцами из немагнитной стали. Зубцовая зона крайних пакетов уплотнена нажимными пальцами из не магнитной стали, установленными между сердечником и нажимными кольцами.

Для демпфирования электромагнитных потоков рассеяния лобовых частей обмотки статора под нажимными кольцами установлены медные экраны.

Для уменьшения передачи на корпус и фундамент стопериодных колебаний сердечника в клиньях статора выполнены продольные прорези, что создаёт упругую связь сердечника статора с корпусом.

Обмотка статора

Обмотка статора-трехфазная, двухслойная, с укороченным шагом, стержневая, с транспозицией элементарных проводников. Лобовые части обмотки-корзиночного типа. Стержни обмотки сплетены из сплошных и полых элементарных изолированных проводников и в пазах сердечника закрепляются специальными клиньями.

Для охлаждения обмотки по полым проводникам проходит дистиллированная вода.

На концах стержней припаяны наконечники для подвода воды к полым проводникам. Наконечники припаяны к стержням твёрдым припоем типа П Ср. Электрическое соединение стержней осуществляется медным хомутом и клиньями с пайкой мягким припоем типа ПОС.

Начала и концы обмотки выведены наружу через концевые выводы. Обозначение линейных и нулевых концевых выводов указано на монтажном чертеже, входящем в комплект эксплуатационной документации.

Для подвода и слива охлаждающей воды из обмотки статора имеются кольцевые коллекторы, установленные на изоляторах. Соединение коллекторов со стержнями обмотки осуществляется водосоединительными трубками из изоляционного материала. Охлаждающая вода в обмотке проходит по двум стержням, шинам и выводам, соединенным последовательно. Для контроля заполнения коллекторов водой и для выпуска из них воздуха в верхних точках коллекторов установлены дренажные трубки, выведенные из корпуса статора наружу.

В период эксплуатации дренажные трубки должны быть открыты с минимальным сливом для непрерывного удаления воздуха из системы охлаждения обмотки статора. Контроль проходимости дистиллята в стержнях обмотки статора осуществляется измерением температуры термосопротивлениями, заложенными под клинья в каждом пазу сердечника статора.

Ротор изготовлен из цельной поковки специальной стали, обеспечивающей его механическую прочность при всех режимах работы генератора.

Обмотка ротора выполнена из полосовой меди с присадкой серебра. Её охлаждение осуществляется непосредственно водородом по схеме самовентиляции с забором газа из зазора машины.

Дюралюминиевые клинья, удерживающие обмотку в пазах, имеют заборные и выходные отверстия для охлаждающего газа, совпадающие с боковыми каналами, выфрезерованными в катушках.

Пазовая и витковая изоляции катушек выполнены из прессованного стеклополотна на теплостойком лаке. Контактные кольца, насаженные в горячем состоянии на промежуточную, изолированную от них втулку, установлены за подшипником со стороны возбудителя.

Стержни токоподвода, расположенные в центральном отверстии ротора, соединяются с обмоткой и контактными кольцами с помощью изолированных гибких шин и специальных изолированных болтов, которые для обеспечения газоплотности ротора имеют уплотнения сальникового типа.

Роторные бандажи, выполненные из специальной немагнитной стали, имеют горячепрессовую посадку на центрирующую заточку бочки ротора.

От осевых перемещений бандажное кольцо удерживается кольцевой шпонкой и гайкой, навинченной на носик бандажа с наружной стороны.

Для повышения термической стойкости ротора против воздействия токов обратной последовательности, замыкающихся по торцам бочки ротора, поверх изоляции лобовых частей обмотки уложены внахлёст короткозамыкающие кольца в виде двухслойных медных гребёнок. Зубья гребёнок располагаются под клинья в пазах с обмоткой и в специальных пазах, выфрезерованных в больших зубцах бочки.

Лобовые части обмотки ротора изолированы от бандажей и центрирующих колец изоляционными сегментами.

Опорные подшипники

Опорный подшипник генератора, установленный со стороны возбудителя, является подшипником стоякового типа и имеет шаровой самоустанавливающийся вкладыш.

Смазка подшипника-принудительная. Масло подаётся под избыточным давлением из напорного маслопровода турбины.

В конструкции подшипника предусмотрен дистанционный контроль температуры баббита вкладыша и сливного масла с помощью термометров сопротивления. Визуальный контроль слива масла производится через стекло в патрубке.

На удлинённой части основания стояка подшипника установлена щеточная траверса, которая служит для подвода тока возбуждения к контактным кольцам ротора.

Для устранения подшипниковых токов предусмотрена изоляция этого подшипника от фундамента и от всех маслопроводов.

На стойке каркаса траверсы предусмотрена установка изолированной от корпуса щётки, которая используется при измерении сопротивления изоляции обмотки ротора и для введения защиты от двойного замыкания обмотки ротора на корпус.

Опорный подшипник генератора со стороны турбины поставляется турбинным заводом.

Уплотнения вала

Для предотвращения выхода водорода из статора на наружных щитах генератора установлены двухкамерные масляные уплотнения вала торцевого типа. В уплотнениях этого типа вкладыш с баббитовой заливкой постоянно прижимается к упорному кольцу вала ротора давлением прижимного масла и следует за всеми перемещениями ротора вдоль оси.

Уплотняющее масло под давлением, превышающим давление газа в генераторе, подаётся в напорную камеру и оттуда через отверстия во вкладыше поступает в кольцевую канавку, проточенную в баббитовой заливке вкладыша. Затем масло заполняет радиальные канавки и клиновые скосы и растекаясь в обе стороны от кольцевой канавки, образует при вращении сплошную пленку, которая препятствует утечке газа из корпуса генератора.

Камеры уплотняющего и прижимного масла, образованные между корпусом и вкладышем, уплотнены резиновыми шнурами, помещенными в кольцевые канавки на поверхности вкладыша.

Для защиты внутренней полости статора от попадания масла предусмотрены маслоуловители, установленные на наружных щитах между уплотнением вала и внутренней полостью статора, и дополнительные камеры в вентиляторных щитах.

Для устранения подшипниковых токов корпус уплотнения и маслоуловитель со стороны возбудителя изолированы от наружного щита и маслопроводов.

Необходимое давление уплотняющего и прижимного масла обеспечивается регуляторами, входящими в систему маслоснабжения.

Вентиляция

Вентиляция генератора осуществлена по замкнутому циклу. Газ охлаждается газоохладителями, встроенными в корпус статора. Необходимый напор газа создаётся двумя вентиляторами, установленными на валу ротора.

3. Указания по технике безопасности

На электростанциях, оборудованных генераторами с водородным охлаждением, руководствоваться ведомственными правилами по технике безопасности.

При работе генератора с водородным охлаждением в какой-то степени происходить утечка водорода в атмосферу. Образовавшаяся газовая смесь может загореться, а при содержании в ней пяти и более процентов водорода- взорваться.

Чтобы исключить возможность пожаров и взрывов во время монтажа, при подготовке к работе и в эксплуатации, принять меры к тому, чтобы поблизости от генератора не было невентилируемых объемов, куда может проникать водород.

При осуществлении вентиляции этих объёмов исключить возможность попадания водорода на узлы агрегата, работающего с искрением или имеющего высокую температуру.

Допуск обслуживающего персонала в корпус генератора производить после того, как из него полностью вытеснен углекислый газ и проведен химический анализ воздуха.

Заключение

В настоящее время электроэнергия в основном вырабатывается на тепловых, гидравлических и атомных электростанциях. Из них преимущественное развитие получили тепловые электростанции, что объясняется следующим. Стоимость электроэнергии, вырабатываемой гидроэлектростанциями, значительно ниже стоимости электроэнергии, вырабатываемой тепловыми станциями. Однако по размерам капиталовложений гидроэлектростанции в несколько раз дороже тепловых и сооружаются они более длительное время. Поэтому наращивание мощностей для покрытия всё возрастающих потребностей в электроэнергии более целесообразно за счет строительства тепловых электростанций. В этом случае, вместе с более быстрым ростом энерговооружаемости ускоряется рост производительности труда во всех народного хозяйства, что оказывает дополнительное влияние на сокращение сроков окупаемости производимых затрат.генератор котельный циркуляция маслоснабжение

Изложенное подтверждает актуальность установки на котельных турбогенераторов, главным образом, как для покрытия собственных нужд котельных, так и отдачи внешним потребителям электроэнергии.

Список литературы

1. Браймайстер Л.Г., Поздняков Б.И., Теймуразян Ю.В. и др. "Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТВВ-320-2", Москва: СПО ОРГРЭС, 1976 г.

2. Федоров В.А., Смирнов В.М. "Опыт разработки, строительства и ввода в эксплуатацию малых электростанций", Москва: Теплоэнергетика, №1, 2000 г.

3. Кореннов Б.Е. "Замена РОУ противодавленческой турбиной – эффективное энергосберегающее предприятие для котельных и ТЭЦ", Москва: Промышленная энергетика, №7, 1997 г.

4. Бушуев В.В., Громов Б.Н., Доброхотов В.И. и др. "Научно-технические и организационно-экономические проблемы внедрения энергосберегающих технологий", Москва: Теплоэнергетика, №11, 1997 г.

5. Хрилев Л.С. "Основные направления развития теплофикации", Москва: Теплоэнергетика, №4, 1998 г.

6. Доброхотов В.И. "Энергосбережение: проблемы и решения", Москва: Теплоэнергетика, №1, 2000 г.

Электрической энергии, приводимый во вращение паровой или газовой турбиной. Обычно это синхронный генератор, непосредственно соединенный с турбиной тепловой электростанции (ТЭС). Так как турбины, используемые на ТЭС, работающих на органическом топливе, имеют наилучшие технико-экономические показатели при больших частотах вращения, то турбогенераторы, находящиеся на одном валу с турбинами, должны быть быстроходными (частота вращения 1500 или 3000 об/мин).

Турбогенератор является электрической машиной горизонтального исполнения. Ее обмотка возбуждения расположена на роторе с неявно выраженными полюсами, трехфазная рабочая обмотка - на статоре. Ротор, испытывающий сильные механические напряжения, выполняют из целых поковок высококачественных сталей. По условиям прочности линейная скорость точек ротора не должна превышать 170-190 м/с, что ограничивает его диаметр до 1, 2-1, 3 м. Относительно малый диаметр ротора обусловливает его сравнительно большую длину, которая, однако, ограничена допустимым прогибом вала и не превышает 7, 5-8, 5 м. На поверхности ротора профрезерованы продольные пазы, в которые укладывают витки обмотки возбуждения. Обмотку крепят клиньями, закрывающими пазы, и массивными бандажами из немагнитной стали, охватывающими лобовые (торцевые) части обмотки. Питается обмотка от возбудителя электрических машин.

Статор турбогенератора состоит из корпуса и сердечника с пазами для обмотки. Сердечник изготовляют из нескольких пакетов, набираемых из листов электротехнической стали толщиной 0, 35-0, 5 мм, покрытых слоем лака. Между отдельными пакетами оставляют вентиляционные каналы шириной 5-10 мм. В пазах обмотку крепят клиньями, а ее лобовые части укрепляют на специальных кольцах, расположенных в торцевой части статора. Сердечник помещают в стальной сварной корпус, закрываемый с торцов щитами.

Турбогенераторы атомных электростанций обладают особенностями, связанными с тем, что пар, вырабатываемый в ядерном реакторе, имеет относительно низкие параметры. Это позволяет выполнять ротор с диаметром до 1, 8 м. При этом размер поковки ротора ограничивается технологическими возможностями, максимальная масса поковки достигает 140-180 т. Турбогенераторы мощностью до 30 Мвт имеют замкнутую систему воздушного охлаждения; при мощности свыше 30 Мвт воздушную среду заменяют водородной с избыточным давлением около 5 кн/кв.м. Использование водорода в качестве теплоносителя позволяет увеличить съем тепла с охлаждаемых поверхностей, так как теплоемкость водорода в несколько раз превышает теплоемкость воздуха, и повысить мощность турбогенератора. Циркуляция теплоносителя обеспечивается вентиляторами, расположенными на одном валу с турбогенератором. Тепло снимается с поверхностей изолированных проводников и стальных сердечников. Нагревшийся теплоноситель поступает в специальный охладитель. При водородном охлаждении он встраивается в турбогенератор и вся система охлаждения герметизируется. Для интенсификации охлаждения при мощности турбогенератора свыше 150 Мвт давление водорода в системе повышают до 300-500 кн/кв.м, а при мощности свыше 300 Мвт используют внутреннее охлаждение проводников обмотки водородом или дистиллированной водой. При водородном охлаждении проводники обмотки делают с боковыми вырезами-каналами, а при водяном охлаждении применяют полые проводники. В крупных турбогенераторах охлаждение обычно комбинированное: например, обмотки статора и ротора охлаждаются водой, а сердечник статора - водородом. Повышение мощности турбогенератора приводит к снижению удельного расхода материалов и к снижению затрат на его изготовление в расчете на квт мощности.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Особенности конструкции турбогенератора

Турбогенератор - работающий в паре с турбиной синхронный генератор.

Основная функция в преобразовании механической энергии вращения паровой или газовой турбины в электрическую. Скорость вращения ротора 3000, 1500 об/мин. Механическая энергия от турбины преобразуется в электрическую посредством вращающегося магнитного поля ротора в статоре. Поле ротора, которое создается током постоянного напряжения, протекающего в медной обмотке ротора, приводит к возникновению трёхфазного переменного напряжения и тока в обмотках статора. Напряжение и ток на статоре тем больше чем сильнее поле ротора т.е. больше ток протекающий в обмотках ротора. Напряжение и ток в обмотках ротора создает тиристорная система возбуждения или возбудитель - небольшой генератор на валу турбогенератора.

Турбогенераторы имеют цилиндрический ротор, установленный на двух подшипниках скольжения, в упрощенном виде напоминает увеличенный генератор легкового автомобиля. Выпускаются 2-х полюсные (3000 об/мин), 4-х полюсные (1500 об/мин как на Балаковской АЭС), следовательно, имеют высокие частоты вращения и проблемы с этим связанные. По способам охлаждения обмоток турбогенератора различают: с водяным охлаждением (три воды), с воздушным и водородным (чаще применяются на АЭС).

По качеству, надежности и долговечности турбогенераторов - Россия занимает передовые позиции в мире.

Конструкция турбогенератора

Генератор состоит из двух ключевых компонентов - статора и ротора . Но каждый из них содержит большое число систем и элементов.

Ротор - вращающийся компонент генератора и на него воздействуют динамические механические нагрузки, а также электромагнитные и термические.

Статор - стационарный компонент турбогенератора, но он также подвержен воздействию существенных динамических нагрузок - вибрационных и крутящих, а также электромагнитных, термических и высоковольтных.

В зависимости от системы охлаждения турбогенераторы подразделяются на несколько типов : с воздушным, масляным, водородным и водяным охлаждением. Также существуют комбинированные типы, например, генераторы с водородно-водяным охлаждением.

Также существуют специальные турбогенераторы, к примеру, локомотивные, служащие для питания цепей освещения и радиостанции паровоза. В авиации турбогенераторы служат дополнительными бортовыми источниками электроэнергии.

Например, турбогенератор ТГ - 6 0 работает на отбираемом от компрессора авиадвигателя сжатом воздухе, обеспечивая привод генератора трёхфазного переменного тока 208 вольт, 400 герц, номинальной мощностью 60 кВ*А.

Основными направлениями в области научно-технической политики компании «Электросила » я вляются:

· разработка новой продукции с техническими характеристиками, соответствующими или превосходящими мировые аналоги;

· привлечение к разработке новой продукции ведущих отечественных научных организаций;

· развитие материально-технической базы конструкторских подразделений и исследовательских лабораторий.

Изготавливают турбогенераторы:

· Всего изготовлено более 2701 турбогенераторов суммарной мощностью 275,1 ГВт (или 323,6 ГВ*А)

· Диапазон мощностей выпускаемых турбогенераторов от 2 до 1200 МВт

· Турбогенераторы «Силовых машин» работают в 44 странах мира

· Первый турбогенератор «Силовых машин» был изготовлен филиалом «Электросила» в 1924 году

Особенности конструкции современных турбогенераторов.

Одна их важнейших проблем турбостроения - охлаждение.

Прославленный ленинградский завод Электросила имени С.М. Кирова отгружает в адрес Костромской ГРЭС турбогенератор мощностью 1,2 млн. кВт. Создание такой исполинской электрической машины - замечательная победа советской науки и техники.

Вот что ему рассказали о создании сверхмощных турбогенераторов:

В результате научно-технического прогресса в энергомашиностроении, металлургии, благодаря созданию новых материалов, успехам технологии единичную мощность отечественных турбогенераторов удалось повысить с 0.5 тыс. кВт (1924 г.) до 1200 кВт (1975 г.), т.е. за 50 лет она выросла в 2400 раз.

Это большое достижение нашей науки и техники, особенно если учесть, что чем мощнее была создаваемая машина, тем сложнее оказывался узел проблем, встававших перед учеными, конструкторами, инженерами.

Чтобы получить хотя бы общее представление о том, как достигалось повышение мощности, какие основные задачи приходилось решать при этом, рассмотрим некоторые особенности конструкции современных турбогенераторов.

Ротор турбогенератора , который сидит на одном валу с паровой турбиной, выполняется из массивной поковки магнитной стали. В его обмотку от постороннего источника подается постоянный ток, и таким образом ротор превращается в электромагнит. При вращении ротора создаваемое им магнитное поле пересекает проводники статора, которые уложены в пазах сердечника (он выполняет роль магнитопровода). В результате в проводниках статора индуктируется переменная электродвижущая сила (э. д. с). От статора переменный ток поступает на повышающий трансформатор, а затем по линии электропередачи направляется к потребителям.

Даже это описание работы турбогенератора позволяет установить пути увеличения его мощности.

Ясно, что сделать это можно, повышая частоту вращения ротора : чем она будет больше, тем чаще магнитное поле будет пересекать обмотку статора. Казалось бы, такое решение весьма желательно, так как и паровая турбина имеет наилучшие технико-экономические показатели при больших частотах вращения. Но в действительности возможности в этом направлении строго ограничены. В Советском Союзе стандартная частота тока-50 Гц. Следовательно, чтобы при двух полюсах вырабатывать ток такой частоты, ротор должен делать за секунду 50 оборотов, или 3000 оборотов в минуту.

Очевидно, мощность турбогенератора можно повышать, увеличивая его габариты . Конечно. Ведь чем больше внутренний диаметр и длина статора (соответственно и ротора), тем больше размеры магнитной системы машины, а значит, величина магнитного потока, который и наводит э.д.с. в обмотке статора. И действительно, было время, когда конструкторы добивались роста мощности турбогенератора в значительной степени за счет увеличения его габаритов. Однако и эта возможность довольно скоро была практически исчерпана. Чем же это объясняется?

Длина той части ротора, на которой располагается обмотка (активная длина), не может быть существенно больше 8 м , иначе возникнут недопустимые прогибы. Ограничен и диаметр ротора величиной 1,2-1,3 м , так как по условиям прочности линейная скорость точек его поверхности не должна превышать 170-190 м в секунду (а это уже скорость реактивного самолета), при этом возникают усилия в сотни тонн, стремящиеся вытолкнуть обмотку из пазов. Если сделать ротор диаметром свыше 1,3 м, то даже лучшая легированная сталь не выдержит - центробежные силы разрушат конструкцию. Внешний диаметр статора также имеет свой предел - 4,3 м иначе, чтобы перевезти турбогенератор по железной дороге, придется расширять мосты и тоннели, останавливать встречное движение поездов по маршрутам следования. Может быть, сделать статор разъемным, чтобы облегчить перевозку? Но тогда на электростанции надо создавать филиал завода - сборочный цех и испытательную станцию.

Несмотря на значительные успехи металлургической промышленности, активный объем ротора за период с 1937 по 1974 год вырос менее чем в 2 раза (длина - с 6,5 до 8 м, диаметр - с 1 до 1,25 м), в то время как мощность турбогенераторов увеличивалась в 12 раз (со 100 до 1200 тыс. кВт). «Предельные габариты» были фактически достигнуты уже при создании машины в 300 тыс. кВт. Конечно, некоторые, правда, незначительные изменения размеров с увеличением мощности турбогенераторов происходили и в дальнейшем. Надо заметить, что, хотя и наблюдается прогресс в улучшении магнитных характеристик сталей, имеющиеся пределы по их насыщению не позволяют сколь-нибудь существенно повысить магнитную индукцию (для увеличения мощности генератора).

Центральная проблема

Теперь становится ясно, что для продвижения вверх по шкале мощности остается фактически один путь - увеличение токовой нагрузки статора . Но чем больше ток, проходящий по обмоткам машины, тем сильнее они нагреваются. Увеличивается ток в два раза - в четыре раза увеличиваются тепловые потери, ток растет в три раза, выделение тепла - в девять и т.д. Таков неумолимый закон физики.

Путь увеличения токовых нагрузок оказался довольно тернистым. Теперь главным врагом конструкторов стало тепло. И надо было найти эффективные способы отводить его от частей машины раньше, чем их температура успеет превысить допустимые значения.

Итак, центральной стала проблема охлаждения турбогенератора . От успехов в ее решении и сегодня в основном зависит прогресс турбогенераторостроения.

Вся история борьбы за повышение единичной мощности турбогенератора есть, в сущности, история развития способов его охлаждения.

Турбогенераторы, которые выпускались в довоенные годы, охлаждались воздухом. В машине 100 тыс. кВт устанавливались вентиляторы, которые ежесекундно прогоняли через нее 60 кубометров воздуха. Из-за малой его теплопроводности даже такой воздушный ураган оказался недостаточно эффективным для охлаждения машин большей мощности.

Лучше, чем воздух, отбирает тепло водород , так как его теплопроводность почти в 7 раз выше . К тому же плотность водорода в 10 раз меньше : ротору легча вращаться, а менее вязкой среде, снижаются потери на трение, коэффициент полезного действия турбогенератора увеличивается примерно на один процент; существенно и то что в среде водорода медленнее изнашивается («стареет») изоляция. Мощность турбогенератора при таком охлаждении удалось поднять до 150 тыс. кВт.

Чтобы создать еще более крупную машину, надо было опять-таки улучшать отвод тепла.

У машины в 150 тыс. кВт охлаждающий газ отнимал тепло, омывая наружную поверхность ротора и поверхность вентиляционных каналов в сердечнике статора. Такое косвенное охлаждение оказалось недостаточным для турбогенераторов следующей ступени мощности. У них впервые часть проводников в обмотках сделали полыми, и через них прогонялся водород. Непосредственное охлаждение вместо косвенного позволило создать машину в 200 тыс. кВт (1957 год).

Конечно, заманчиво было использовать для охлаждения воду: ведь ее теплопроводность в 3 раза, а теплоемкость в 3500 раз больше, чем у водорода. Но реализовать эту идею трудно из-за «несовместимости» воды и электричества. При малейшем увлажнении изоляции возможны пробой, короткое замыкание и весьма серьезная авария.

В турбогенераторе мощностью 300 тыс. кВт все же удалось осуществить непосредственное охлаждение водой обмоток статора. И хотя жидкость прогоняется под давлением по полым проводникам статора совсем близко от корпусной изоляции, водяной тракт настолько надежно спроектирован, так тщательно изготовлен, что прорыв воды практически исключен. (Для охлаждения применяют дистиллированную воду, так как обычная вода проводит электрический ток и оставляет осадки растворенных в ней солей на внутренних стенках проводников.)

Схема охлаждения:

водой - статорную обмотку,

водородом - роторную обмотку и активное железо - оказалась очень удачной. Она была использована и при создании турбогенераторов мощностью 500 и 800 тыс. кВт.

Таким образом, мы видим, что появление более совершенных систем охлаждения связано с невозможностью развития предыдущих типов машин, с достижением ими предельных мощностей. Показательно, что в дальнейшем новые решения распространялись не только вверх, но и вниз по шкале мощностей (в настоящее время для всех современных турбогенераторов мощностью 150 тыс. кВт и выше применяется непосредственное водяное охлаждение обмотки статора ) и границы между машинами с различными системами охлаждения устанавливались, по технико-экономическим соображениям.

Следует отметить, что новые принципы исполнения машин, которые появляются при повышении их единичной мощности, почти всегда оказываются и технически и экономически более целесообразными также для машин менее мощных.

Одно из главных следствий создания все более интенсивных систем охлаждения - снижение удельных расходов материалов при одновременном росте мощности турбогенератора . Если для машины в 30 тыс. кВт он был равен 2,75 кг (на 1 кВА), то с увеличением мощности турбогенератора до 800 тыс. кВт стал уже 0,58. Если бы удельный расход у него был бы таким же, как у машины в 30 тыс. кВт, то масса его была бы не 500 т, а 2000 т. А ведь на долю материалов приходится примерно 75 процентов себестоимости турбогенератора1

Проблема отвода тепла действительно центральная, но далеко не единственная. Путь интенсификации, то есть увеличения мощности турбогенератора при почти неизменяющемся его объеме, приводит, естественно, к росту электромагнитной, тепловой и механической напряженности машины. Одновременно с этим снижается (если не принимать специальных мер) её надежность.

Охлаждение

Во время работы в генераторе возникают потери энергии, превращающиеся в теплоту и нагревающие его элементы. Хотя к. п. д. современных генераторов очень высок и относительные потери составляют всего 1,5-2,5%, абсолютные потери достаточно велики (до 10 МВт в машине 800 МВт), что приводит к значительному повышению температуры активной стали, меди и изоляции.

Предельный нагрев генераторов лимитируется изоляцией обмоток статора и ротора, так как под воздействием теплоты происходит ухудшение ее электроизоляционных свойств и понижение механической прочности и эластичности. Изоляция высыхает, крошится и перестает выполнять свои функции. Опытным путем установлено, что процесс этого, так называемого старения изоляции протекает тем быстрее, чем выше ее температура. Математически это выражается формулой

В качестве охлаждающей среды в современных генераторам применяют газы (воздух, водород) и жидкости (вода, масло).

Турбогенераторы выполняются с воздушным, водородным, водородно-жидкостным или чисто жидкостным охлаждением .

По способу отвода теплоты от меди обмоток системы охлаждения подразделяются накосвенные (поверхностные) и непосредственные.

При косвенном охлаждении (оно применяется только при газах) охлаждающий газ не соприкасается с проводником обмоток, а теплота, выделяемая в них, передается газу через изоляцию, которая таким образом оказывается перегруженной в тепловом отношении и значительно ухудшает теплопередачу.

При непосредственном охлаждении водород, вода циркулируют по внутрипроводниковым каналам и, соприкасаясь непосредственно с нагретой медью, отводят от нее теплоту при максимальной эффективности теплопередачи, так как между источником тепла и охлаждающей средой нет никаких барьеров. Большим преимуществом такой системы является также небольшая тепловая нагрузка изоляции.

Исторически первой системой охлаждения генераторов была система косвенного охлаждения. При этой системе циркуляция воздуха в машине осуществляется вентиляторами. Нагретый в машине воздух выбрасывается через горячие камеры в воздухоохладитель, расположенный под генератором, а оттуда, через общие камеры холодного воздуха поступает обратно в генератор (рис. 1-1).

Из схемы на рис. 1-2 видно, что при такой системе вентиляции один и тот же объем воздуха совершает замкнутый цикл охлаждения, поэтому ее называют замкнутой. В зависимости от расположения вентиляционных каналов и направления движения воздуха в машине различают осевую (рис. 1-3) и радиальную (рис. 1-4) вентиляцию.

Замкнутая система косвенного воздушного охлаждения турбогенератора

Эффективность вентиляции повышается при разделении потока охлаждающего воздуха на несколько параллельных струй. Радиальная многоструйная система вентиляции широко применялась до 50-х годов, и сейчас в эксплуатации находится значительное число турбогенераторов до 100 МВт, а также гидрогенераторов до 225 МВт с воздушным охлаждением (рис. 1-5).

В настоящее время косвенное воздушное охлаждение применяют ограниченно, в турбогенераторах только до 12 МВт . Более мощные генераторы оснащаются теперь более эффективными системами охлаждения, позволяющими значительно увеличить единичную мощность без существенного увеличения размеров машины, которые уже у генераторов 100 МВт с косвенным воздушным охлаждением достигли предельных значений, определяемых транспортными, технологическими и конструктивными соображениями.

Замкнутые системы вентиляции М машина; В = вентилятор; О - охладитель

Осевая вентиляция

Повышение единичной мощности генераторов может производиться только за счет увеличения отдельных конструктивных параметров, входящих в (1-9).

Однако частота вращения не может быть повышена, так как определяется частотой сети и числом пар полюсов генератора.

Индукция в зазоре современных крупных турбогенераторов также достигла практически предельного значения 1 Тл и не может существенно меняться из-за насыщения в зубцах.

Диаметр статора нельзя увеличивать из-за транспортных ограничений, а диаметр ротора - по условиям технологии изготовления его бочки.

Длина бочки ротора не должна быть больше шестикратного диаметра бочки, так как иначе статический прогиб ее достигнет недопустимых значений, а собственная частота приблизится к критической, при которой могут возникнуть опасные вибрации ротора. Это означает, что при предельном диаметре ротора 1200 мм длина его активной стали не может быть больше 7200-7500 мм.

Таким образом, единственная возможность повышения единичной мощности генераторов заключается в увеличении линейной нагрузки (а следовательно, плотности тока), которое требует соответствующего увеличения интенсивности отвода теплоты и может быть выполнено только при переходе на принципиально иные способы охлаждения.

Первым шагом повышения интенсивности охлаждения был переход на другую охлаждающую среду (водород) при сохранении системы косвенного охлаждения.

турбогенератор синхронный мощность

Многоструйная система водородного охлаждения турбогенератора

За счет лучших теплоотводящих свойств водорода удалось изготовить генераторы с максимальной мощностью 150 МВт.

Кроме повышения единичной мощности при переходе на водород были получены следующие преимущества: потери в генераторе на трение и вентиляцию уменьшились в 10 раз, так как плотность водорода в 14 раз меньше плотности воздуха. Это привело к повышению к. п. д. турбогенератора примерно на 0,8%. Удлинился срок службы изоляции и повысилась ее надежность, так как при коронировании не возникает озона, вызывающего интенсивное окисление изоляции и вредные азотные соединения.

Из-за значительно меньшей вязкости водорода снижается шум генератора.

При внутренних повреждениях в машине уменьшается вероятность пожара в ней, так как водород не поддерживает горения. Значительно уменьшается поверхность газоохладителей, которые могут теперь быть встроены в корпус генератора. Правда, применение водорода для охлаждения связано с опасностью взрывов гремучей смеси, которая образуется при определенных соотношениях кислорода и водорода. Однако правильная эксплуатация систем водородного охлаждения сводит на нет эту опасность.

Косвенное водородное охлаждение сохранилось в настоящее время только в турбогенераторах 30-60 МВт и в синхронных компенсаторах 32 MBЧА и выше, так как увеличение единичной мощности при косвенной системе охлаждения ограничено превышениями температур в изоляции и стали над температурой охлаждающей среды.

Дальнейшее повышение единичной мощности турбогенераторов оказалось возможным лишь при переходе на систему непосредственного охлаждения . Такое охлаждение применяется теперь не только в машинах 200 -800, но и в машинах 150, 100 и 60 МВт.

Н аилучшей охлаждающей средой является вода . Получение дистиллята с удельным сопротивлением 200-10+3 ОмЧсм не представляет трудностей. Поэтому при жидкостном охлаждении преимущественно применяется вода. Теплоотводящая способность трансформаторного масла примерно в 2,5 раза ниже, чем воды, а кроме того, масло пожароопасно и поэтому значительно реже применяется в качестве охлаждающей среды.

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

Турбогенераторы используются на атомных и тепловых электростанциях .

С их помощью электроэнергия вырабатывается при непосредственном контакте с газовыми и паровыми турбинами в номинальном режиме в течение продолжительного времени.

Существуют три группы турбогенераторов различной мощности :

больше 500 МВт.

Различаются турбогенераторы также и по частоте вращения и частоте сети . Это четырех-полюсные частотой вращения 1500 и 1800 об/мин на частоту сети 50Гц и двухполюсные на частоту вращения 3000 и 3600 об/мин на частоту сети 60 Гц.

Турбогенераторы делятся на генераторы, приводимые во вращение газовой турбиной и с приводом от паровой турбины . Это классификация по виду приводной турбины.

В зависимости от системы охлаждения турбогенераторы разделяются на машины с косвеннымводородным охлаждением , воздушным охлаждением и водородным и жидкостным охлаждением . Любому оборудованию нужно своевременное обслуживание, а также иногда может потребоваться ремонт турбогенераторов.

Классификация по системе возбуждения подразделяет турбогенераторы на машины с независимой тиристорной системой , статической системой самовозбуждения и бесщеточным возбуждением .

Мощность генератора зависит от частоты и напряжения. Работа генератора допускается при напряжении не более 110% от номинального на выводах обмотки статора.

Сверхпроводящая обмотка возбуждения сделана из кабеля, поперечником 0,7 мм с 37 сверхпроводящими жилами из ниобий-титана в медной матрице. Центробежные и электродинамические стремления в обмотке воспринимаются бандажом из нержавеющей стали. Между открытой толстостенной пленкой из нержавеющей стали и бандажом расположен духовой электротермический экран, охлаждаемый потоком протекающего в тракте безжалостного газообразного гелия (он позже возвращается в ожижитель). Подшипники работают при комнатной температуре. Обмотка статора сделана из медных посредников (охладитель - вода) и охвачена ферромагнитным экраном из шихтованной стали. Ротор поворачивается в вакуумированном пространстве изнутри стенки из изоляционного материала. Сохранение вакуума в камере гарантируют уплотнители.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Выбор главных размеров турбогенератора. Расчет номинального фазного напряжения при соединении обмотки в звезду. Характеристика холостого хода. Определение индуктивного сопротивления рассеяния Потье. Оценка и расчет напряжений в бандаже и на клине.

курсовая работа , добавлен 21.06.2011


Определение размеров и электромагнитных нагрузок. Проектирование статора и ротора. Характеристика холостого хода. Параметры и постоянная времени турбогенератора. Отношение короткого замыкания, тока короткого замыкания и статической перегружаемости.

курсовая работа , добавлен 10.11.2015


Понятие и характеристика паровой турбины. Особенности конструкции и предназначение паровой турбины. Анализ расчета внутренних потерь и схемы работы теплофикационной турбины и последовательность расчета ступеней давления. Эксплуатация турбинной установки.

курсовая работа , добавлен 25.03.2012


История создания и виды электродвигателя. Принцип работы и устройство синхронного электродвигателя переменного тока. Изучение работы генератора на основе закона электромагнитной индукции Фарадея. Изучение характеристики простейшего электрогенератора.

презентация , добавлен 12.10.2015


Принцип действия, основные характеристики и элементы конструкции синхронного вертикального двигателя, область применения. Расчет электромагнитного ядра явнополюсного синхронного двигателя, его оптимизация по минимуму приведенной стоимости и резервов.

курсовая работа , добавлен 16.04.2011


Понятие и функциональные особенности погрузочно-разгрузочных машин, сферы их практического применения и значение. Группа режима работы и направления ее исследования. Классификация и типы кранов, их специфика. Устройство, элементы тележки, принцип работы.

презентация , добавлен 17.05.2013


Принцип действия синхронного генератора. Типы синхронных машин и их устройство. Управление тиристорным преобразователем. Характеристика холостого хода и короткого замыкания. Включение генераторов на параллельную работу. Способ точной синхронизации.

презентация , добавлен 05.11.2013


Применение синхронных двигателей в устройствах автоматики и техники. Изготовление ротора, турбогенератора. Предназначение двигателей для привода мощных вентиляторов, мельниц, насосов и других устройств. Конструктивное исполнение статора синхронной машины.

презентация , добавлен 01.09.2015


Понятие и задачи языков программирования общего назначения, их классификация и разновидности, их функциональные особенности и сферы практического применения. Структурные составляющие языка QBasic, принцип его работы, главные операции и возможности.

презентация , добавлен 30.03.2014


Факторы, влияющие на жизнедеятельность человека в полёте. Работоспособность авиационных систем охлаждения по высоте и скорости полета. Конструкция и принцип работы турбохолодильника. Система охлаждения аппаратуры средних и заднего технических отсеков.

Лекция 9

Электрическая часть электростанций

Электрическая станция представляет собой промышленное предприятие, на котором производится электрическая, а в некоторых случаях и тепловая энергия на основе преобразования первичных энергоресурсов.
В зависимости от вида природных источников энергии (твердое топливо, жидкое, газообразное, ядерное, водяная энергия) станции подразделяются на тепловые (ТЭС), гидравлические (ГЭС), атомные (АЭС). Станции, на которых одновременно с электрической вырабатывается и тепловая энергия, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Независимо от типа электростанции ее электрическую часть составляют электрогенераторы – устройства для преобразования первичной энергии (чаще всего механической) в электрическую, а также другие аппараты для преобразования и управления потоком электрической энергии: трансформаторы, выключатели, разъединители.

Электрогенераторы

Для выработки электроэнергии на современных электрических станциях применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока. Различают турбогенераторы (ТГ) (первичный двигатель – паровая или газовая турбина) и гидрогенераторы (первичный двигатель - гидротурбина).

Турбогенераторы предназначены для непосредственного соединения с паровыми или газовыми турбинами и, так как особенностью этих турбин является их быстроходность, имеют высокую частоту вращения. Чем выше частота вращения турбины, тем меньше ее габариты и больше к. п.д., поэтому естественно стремление повысить быстроходность турбогенераторов. Однако эта быстроходность имеет предел, ограниченный номинальной частотой сети f = 50 Гц и минимальным числом пар полюсов генератора р = 1.

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

где – число пар полюсов обмотки статора генератора.

Паровые и газовые турбины выпускают на большие частоты вращения (3000 и 1500 об/мин), так как при этом турбогенераторы имеют наилучшие технико-экономические показатели. На ТЭС, сжигающих обычное топливо, частота вращения агрегатов составляет, как правило, 3000 об/мин, а синхронные генераторы имеют два полюса.

Таким образом, при частоте сети 50 Гц, принятой в нашей стране и в странах Западной Европы, максимальная частота вращения турбогенераторов равна 3000 об/м, а в США и Японии, где частота сети 60 Гц, наибольшая частота вращения двухполюсных турбогенераторов равна 3600 об/мин.

На АЭС применяют также генераторы с двумя парами полюсов. К турбине они подключаются через редуктор, снижающий частоту вращения до 1500 об/мин.

Высокая частота вращения ТГ определяет и особенности его конструкции. Эти генераторы выполняются с горизонтальным расположением ротора. Ротор ТГ работает при больших механических и тепловых нагрузках. Поэтому он изготовляется из цельной поковки специальной высококачественной стали (хромоникелевой или хромоникельмолибденовой), обладающей высокими магнитными и механическими свойствами.

У турбогенераторов ротор , как правило, выполняется неявнополюсным . Вследствие значительной частоты вращения размеры его ограничены: по длине (во избежание прогибов, приводящий к вибрациям) – 6-6,5 м и по диаметру (для снижения окружных усилий при вращении) – 1,1-1,2 м.

В активной части ротора, по которой проходит основной магнитный поток, фрезеруются пазы, заполняемые катушками обмотки возбуждения. В пазовой части обмотки закрепляются немагнитными легкими, но прочными клиньями из дюралюминия. Лобовая часть обмотки, не лежащая в пазах, предохраняется от смещения под действием центробежных сил с помощью бандажа. Бандажи являются наиболее напряженными в механическом отношении частями ротора и обычно выполняются из немагнитной высокопрочной стали.

Турбогенераторы – применение в энергетике

Турбогенераторы с комбинированным водородно-водяным охлаждением предназначены для работы на атомных электростанциях (АЭС). Асинхронные турбогенераторы используются в составе мощных ТЭЦ и в энергосистемах со значительными колебаниями нагрузки. Асинхронные турбогенераторы также имеют комбинированное водородно-водяное охлаждение. Турбогенераторы с воздушным и масляным охлаждением применяются на тепловых электростанциях (ТЭС) с различной мощностью.

Гидравлические турбины имеют обычно относительно малую частоту вращения (60 – 600 об/мин). Частота вращения тем меньше, чем меньше напор воды и чем больше мощность турбины. Гидрогенераторы поэтому являются тихоходными машинами и имеют большие размеры и массы, а также большое число пар полюсов.

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

,

где К б - 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 50 до 750 об/мин. 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.

К б составляет 20-40 об/мин для ковшевых турбин, 50-450 об/мин для радиально осевых турбин и 400-1200 об/мин (чаще 600-800 об/мин) для поворотно-лопастных турбин.
Как видно из формулы (1-2), частота вращения тем меньше, чем выше мощность гидроагрегата и ниже напор. Большая часть исполненных машин имеет частоту вращения в пределах от 50 до 125 об/мин, т. е. относится к тихоходным машинам. Число полюсов всегда выражается целым числом, поэтому частота вращения гидрогенераторов иногда оказывается дробной, например гидрогенераторы Иркутской ГЭС имеют частоту вращения 83,3 об/мин (р = 36), Саратовской ГЭС - 51,5 об/мин (р = 58), Краноярской ГЭС - 93,8 об/мин (р = 32).

Гидрогенераторы выполняют с явнополюсными роторами и преимущественно с вертикальным расположением вала. Диаметры роторов мощных гидрогенераторов достигают 14 – 16 метров, а диаметры статоров – 20 – 22 м (рис. 6.2).

В машинах с большим диаметром ротора сердечником служит обод, собираемый на спицах, которые крепятся на втулках ротора. Полюсы, как и обод, делают наборными из стальных листов и монтируют на ободе ротора с помощью Т-образных выступов. На полюсах помимо обмотки возбуждения размещается еще так называемая демпферная обмотка, которая образуется из медных стержней, закладываемых в пазы на полюсных наконечниках и замыкаемых с торцов ротора кольцами. Эта обмотка предназначена для успокоения колебаний ротора агрегата, которые возникают при всяком возмущении, связанном с резкими изменениями нагрузки генератора.