Принцип действия синхронных генераторов

⇐ ПредыдущаяСтр 14 из 16Следующая ⇒

Вращение ротора с размещенной на нем обмоткой возбуждения, создающей магнитное поле чередующейся полярности, приводит к возникновению ЭДС в проводниках обмотки статора, который нередко называется якорем. Индуктируемая ЭДС равна произведению скорости магнитного поля возбуждения на его интенсивность. Интенсивность поля возбуждения определяется током обмотки возбуждения и числом ее витков.

При присоединении генератора к нагрузке, т.е. к потребителю электрической энергии или к электрической сети, ЭДС обмотки статора создает в ней ток. Обмотка статора — трехфазная, поэтому протекающие по ней токи — тоже трехфазные. Они создают вращающееся со скоростью ротора магнитное поле. Магнитное поле обмотки статора вращается с той же частотой вращения, что и ротор. Таким образом, в синхронном генераторе оба магнитных поля: обмотки ротора, созданное постоянным током возбуждения, и обмотки статора, созданное переменными токами трехфазной обмотки, оказываются взаимно неподвижными, вращающимися синхронно. (Следует заметить, что взаимная неподвижность магнитных полей обмоток статора и ротора характерна практически для всех традиционных видов электрических машин.)

Взаимодействие магнитных полей ротора и статора создает электромагнитный момент, направленный в генераторном режиме электрической машины навстречу механическому моменту, созданному паровой, газовой или гидравлической турбиной. В случае равенства этих двух моментов ротор генератора будет вращаться с постоянной скоростью, обеспечивая индуктирование стабильной частоты ЭДС обмотки статора, совпадающей с частотой напряжения сети. Это нормальный синхронный режим работы генератора, когда частота вращения (угловая скорость) ротора определяется частотой напряжения сети. Задачей персонала является регулирование подачи на турбину, создающую механический момент, требуемого количества агента (пара, газа, воды) необходимых параметров для обеспечения равновесия вращающего и тормозящего электромагнитного моментов.

При аварийном отключении генератора от нагрузки токи статора становятся равными нулю. Электромагнитный тормозящий момент также исчезает, а из-за сохраняющегося вращающего механического момента ротор начинает разгоняться сверх номинальной скорости до тех пор пока не будет прекращена подача агента (т.е. пара, газа, воды и т.п.) на турбину. Очевидно, что наиболее быстро это можно осуществить для паровой или газовой турбин. Частота вращения при этом успевает возрасти на 10—20 %. Гораздо сложнее остановить поток воды. В зависимости от типа применяемого гидравлического колеса частота вращения может возрасти в процессе прекращения подачи воды в 1, 8—3, 5 раза по сравнению с номинальной. Эта предельно возможная частота вращения ротора при наиболее неблагоприятном отказе системы регулирования подачи воды в турбину носит название угонной частоты вращения, или угонной скорости. Механическая прочность ротора генератора рассчитывается так, чтобы при угонной частоте вращения механические напряжения в элементах ротора из-за действующих центробежных сил, пропорциональных квадрату частоты вращения, не превосходили пределов текучести материалов ротора. Деформация обода ротора не должна превышать размера воздушного зазора. После того как гидрогенератор вращался с угонной частотой вращения, его следует остановить для тщательного осмотра, контроля всех креплений, а в случае необходимости, и для ремонта. В соответствии с ГОСТ все гидрогенераторы должны в течение 2 мин выдерживать без остаточных деформаций повышенную частоту вращения, равную 1, 75 номинальной. В этих случаях останавливать их для осмотра необязательно.

Типы турбо и гидрогенераторов по мощностям и способам охлаждения

Турбогенераторы

В настоящее время на тепловых электрических станциях России эксплуатируется около 1200 турбогенераторов суммарной мощностью около 150 ГВт (150 тыс. МВт). Все турбогенераторы — отечественного производства. Большая часть общей мощности (около 60 %) — это турбогенераторы мощностью 100—320 МВт. Распределение турбогенераторов по группам мощностей приведено в таблице 6.1. По сравнению с США структура мощностей турбогенераторов России несколько сдвинута в область меньших мощностей (100—200 МВт). В США доля установленной мощности блоков 300—500 МВт составляет 40 %, что несколько больше, чем в России (30 %).

Таблица 6.1 - Мощности турбогенераторов по группам
Группа	Диапазон мощностей турбогенераторов, МВт	Суммарная мощность турбогенераторов, ГВт
	25—63	33, 5
	100—200	54, 5
	300—500	46, 1
		12, 8
	более 1000	1, 2
	Итого 148, 1 ГВт

Большинство отечественных турбогенераторов имеет большую надежность, чем аналогичные в США, но несколько меньшую, чем турбогенераторы новейших серий фирм ABB и Siemens/KWU.

В последние 30—40 лет в мире имел место рост единичной мощности турбогенераторов, который приводил к снижению удельных затрат материалов генераторов на единицу мощности, удельных капиталовложений при сооружении станции и стоимости электроэнергии. Например, удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности для турбогенератора 200 МВт почти в 2, 5 раза меньше, чем для турбогенератора мощностью 32 МВт. Коэффициент полезного действия (КПД) турбогенераторов мощностью 1200 МВт примерно равен 99 %, однако, отводимые в виде теплоты потери в нем достигают 12 000 кВт, что требует обеспечения интенсивного охлаждения.

В последние годы рост единичных мощностей турбогенераторов замедлился по причинам технического характера, которые связаны с необходимостью внедрения сложных методов охлаждения, ограничениями по механическим напряжениям ротора и вибрациям. Принципиально электромашиностроение способно создать генераторы мощностью 2000—2500 МВт, однако социально-экономические последствия аварийного выхода из строя такого агрегата пока лишают актуальности задачу применения машин такой единичной мощности.

В качестве охлаждающих агентов в турбогенераторах применяются воздух, водород, дистиллированная вода и трансформаторное масло. Их физические свойства в относительных единицах (о.е.) приведены в таблице 6.2.

По принципу охлаждения все турбогенераторы можно подразделить на машины с косвенным (поверхностным) охлаждением и непосредственным охлаждением проводников обмоток статора и ротора различными агентами, а также смешанным охлаждением.

Таблица 6.2 - Свойства охлаждающих сред по отношению к воздуху
Среда	Плотность	Объемная теплоемкость	Теплопроводность	Теплоотводящая способность	Расход
Воздух
Водород при избыточном давлении, МПа:
0, 1	0, 14	1, 5	7, 1	2, 3
0, 2	0, 21	2, 2	7, 1	2, 7
0, 3	0, 27	3, 0	7, 1	3, 0
0, 4	0, 35	3, 75	7, 1	3, 5
Масло трансформаторное			5, 3		0, 01
Вода					0, 01

Водородное охлаждение, в том числе и водородно-водяное, применяется для 64, 5 % турбогенераторов (по мощности), водяное, в том числе водо-масляное, — для 5, 5 % турбогенераторов (по мощности). Отечественные турбогенераторы с водоводородным охлаждением находятся на уровне лучших зарубежных машин, а по ряду показателей их превосходят. Турбогенераторы с полным водяным охлаждением мощностью 50—800 МВт за рубежом не изготавливаются.

Несмотря на заметные преимущества водородного и водоводородного охлаждения, многолетний опыт их применения показал, что экономически целесообразно в настоящее время возобновить производство турбогенераторов с полным воздушным охлаждением. Эти машины оказываются более простыми в эксплуатации и менее пожароопасными. За рубежом освоено производство турбогенераторов с воздушным охлаждением до 300 (450) МВт, а в России — до 160 МВт.

Турбогенераторы серии ТВМ мощностью 300 и 500 МВт и напряжением до 36, 75 кВ охлаждаются трансформаторным маслом, воздухом и водой. Для обмоток статора масло является и хорошей изолирующей средой, что позволяет увеличить их напряжение до 36, 75 кВ по сравнению с 20—24 кВ для генераторов с другими типами охлаждения. С целью отделения объема статора, заполняемого маслом, от вращающегося ротора внутри сердечника статора устанавливается цилиндр, изготовленный из изоляционного материала. Обмотка ротора турбогенераторов серии ТВМ охлаждается водой, поверхность ротора — воздухом, зубцы ротора — водой. В настоящее время в турбогенераторах ТВМ масло заменяют негорючим жидким диэлектриком (совтол, клофен, пиранол и т.п.). Следует отметить, что в связи с изменением организации хозяйственной деятельности в последнее десятилетие и распадом СССР наблюдаются негативные тенденции в состоянии и структуре электроэнергетических мощностей. Так, более 50 % общего числа турбогенераторов России отработали установленные нормами минимальные сроки службы. Например, парк турбогенераторов мощностью 60 МВт и более, отслуживших более 25 лет, составляет 55 % против 41 % в США, и в то же время турбогенераторы, прослужившие в России менее 20 лет, составляют 26 %, а в США — 43 %. Такая ситуация диктует необходимость осуществления замены наиболее изношенных генераторов на новые наряду с мероприятиями по продлению срока службы остальных машин путем совершенствования профилактического обслуживания на базе непрерывного контроля и текущего ремонта.

Гидрогенераторы

На 64 гидроэлектростанциях России работают 395 агрегатов общей мощностью около 44 ГВт (44 тыс. МВт).

Основная доля вырабатываемой гидроэлектростанциями электроэнергии (54, 2 %) в России приходится на гидрогенераторы большой мощности (200—640 МВт) (табл. 6.3).

Таблица 6.3 - Мощность гидрогенераторов
Группа	Диапазон мощностей генераторов, МВт	Суммарная мощность генераторов, ГВт
	до 49	6, 60
	50—99	6, 64
	100—199	6, 94
	200—300	11, 42
	500 и более	12, 40
	Итого 44, 00

Из 120 ГЭС в мире мощностью 1000 МВт и более российских — 10, т.е. одна двенадцатая часть. Однако использование гидропотенциала по нашей стране неравномерное: в европейской части страны оно составляет 46, 4 %, в Сибири 19, 7 %, в восточных регионах только 3, 3 % и в среднем по стране около 20 %. Экономически целесообразный к использованию гидропотенциал страны составляет 850 млрд кВт · ч в год, что примерно в 5 раз больше возможностей сегодняшних ГЭС. Во Франции и Германии степень использования экономически целесообразного гидропотенциала более 90 %, в Японии — 84 %, в США — 73 %, Испании — 63 % и т.д.

Мощности единичных гидроагрегатов определяются прежде всего параметрами источников гидроэнергии, однако в настоящее время имеется тенденция увеличения мощности применяемых гидрогенераторов. Рекордными по полной или кажущейся (измеряемой в мегавольт-амперах — MB · А) мощности гидрогенераторами могут быть названы машины ГЭС Итайпу (Бразилия) — 823, 6 MB · А, Саяно-Шушенской ГЭС (Россия) — 820 MB · А, 142, 8 об/мин, Гранд-Кули (США) — 600 MB · А, 73, 2 об/мин.

Обычно в гидрогенераторах используется воздушное и водяное охлаждение (косвенное, форсированное или непосредственное). При непосредственном охлаждении охлаждающий агент (воздух или жидкость) непоредственно соприкасается с проводниками, отводя от них теплоту. Эффективность охлаждения резко возрастает, если в качестве охлаждающего агента применяется вода. Непосредственное водяное охлаждение обмотки статора впервые в мире было применено на гидрогенераторах Красноярской ГЭС. Зарубежные фирмы также уделяют много внимания проблемам использования непосредственного водяного охлаждения гидрогенераторов. Водой могут охлаждаться не только обмотки статора и ротора, но и сердечники статора, его нажимные плиты.

КПД гидрогенераторов весьма высок. При больших мощностях он достигает 97—98, 7 %.

Большая доля отечественных гидрогенераторов отработала уже 30 лет и более. Ввод новых мощностей в последние 20 лет существенно отстает от среднего мирового уровня. Доля гидрогенераторов со сроком службы менее 30 лет в мире составляет около 65 %, в России только 40 %. Для 77 % отечественных гидрогенераторов по ГОСТ уже истек нормативный срок службы.

Зарубежный опыт многих стран показывает, что полная замена гидрогенераторов может быть экономически выгодной только для машин малой мощности, для остальной же части более целесообразна модернизация действующего оборудования.

⇐ Предыдущая 7 8 9 10 11 12 131415 16 Следующая ⇒