Глава 3. Основное оборудование электростанций и подстанций

Синхронные генераторы

Турбо и гидрогенераторы

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

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

п=

где р — число пар полюсов обмотки статора генератора.

Паровые и газовые турбины выпускают на большие частоты вра­щения (3000 и 1500 об/мин), так как при этом турбоагрегаты имеют наилучшие технико-экономические показатели. На тепловых электростанциях (ТЭС), сжигающих обычное топливо, частота вращениям агрегатов, как правило, составляет 3000 об/мин, а синхронные турбогенераторы имеют два полюса. На АЭС применяют агрегаты с ча­стотой вращения 1500 и 3000 об /мин. На рис.2.8. представлен пример турбогенератора

Рис. 3.1. Турбогенератор ТЗВ-800-2УЗ и возбудитель ВТ-6000-2УЗ:

1 — муфта соединительная; 2 — корпус статора; 3 — подшипник генератора; 4 — контактные кольца ротора и щетки; 5— подшипники возбудителя; 6 — возбуди­тель; 7 — выводы генератора

Быстроходность турбогенератора определяет особенности его конструкции. Эти генераторы выполняются с горизонтальным ва­лом. Ротор турбогенератора, работающий при больших механиче­ских и тепловых нагрузках, изготовляется из цельной поковки спе­циальной стали (хромоникелевой или хромоникельмолибденовой), обладающей высокими магнитными и механическими свойст­вами.

Ротор выполняется неявнополюсным. Вследствие значительной частоты вращения диаметр ротора ограничивается по соображениям механической прочности до 1,1—1,2 м при 3000 об/мин. Длина бочки ротора также имеет предельное значение, равное 6—6,5 м. Опреде­ляется оно из условий допустимого статического прогиба вала и получения приемлемых вибрационных характеристик.

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. По обеим сторонам ротора на его валу устанавливаются вен­тиляторы (чаще всего пропеллерного типа), обеспечивающие цир­куляцию охлаждающего газа в машине.

Статор турбогенератора состоит из корпуса и сердечника. Кор­пус изготовляется сварным, с торцов он закрывается щитами с уп­лотнениями в местах стыка с другими частями. Сердеч­ник статора набирается из изолированных листов электротехни­ческой стали толщиной 0,5 мм. Листы набирают пакетами, между которыми оставляют вентиляционные каналы. В пазы, имеющиеся во внутренней расточке сердечника, укладывается трехфазная обмотка, обычно двухслойная.

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 полюсов.

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

В машинах с большим диаметром ротора сердечником служит обод, собираемый на спицах, которые крепятся на втулке 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 резким изменением нагрузки генератора.

В турбогенераторах роль успокоительной обмотки выполняют массивная бочка ротора и металлические клинья, закрывающие обмотку возбуждения в пазах.

Статор гидрогенератора имеет принципиально такую же кон­струкцию, как и статор турбогенератора, но в отличие от послед­него выполняется разъемным. Он делится по окружности на две — шесть равных частей, что значительно облегчает его транспорти­ровку и монтаж.

В последние годы начинают находить применение так называе­мые капсульные гидрогенераторы, имеющие горизонтальный вал. Такие генераторы заключаются в водонепроницаемую оболочку (кап­сулу), которая с внешней стороны обтекается потоком воды, проходя­щим через турбину. Капсульные генераторы изготовляют на мощ­ность несколько десятков мегавольт-ампер. Это сравнительно тихо­ходные генераторы (п = 60 -150 об/мин) с явнополюсным ротором.

3.1.2. Номинальные параметры и режимы работы генераторов.

Завод-изготовитель пред­назначает генератор для определенного длительно допустимого режима работы, который называют номинальным (нормальным) режимом. Этот режим работы характеризуется параметрами, которые носят название номинальных данных генератора и указываются на его табличке, а также в паспорте машины.

Номинальное напряжение генератора — это линейное (междуфазное) напряжение обмотки статора в номи­нальном режиме.

Номинальным током статора генератора называется то значение тока, при котором допускается длительная нормальная работа генератора при нормальных параметрах охлаждения (тем­пература, давление и расход охлаждающего газа и жидкости) и номинальных значениях мощности и напряжения, указанных в пас­порте генератора.

Номинальная полная мощность генератора определяется по следующей формуле, кВ∙А:

S_ном= U_ном I_ном

Номинальная активная мощность генератора — это наибольшая активная мощность, для длительной работы с которой он предназначен в комплекте с турбиной.

Номинальная активная мощность генератора определяется следующим выражением, кВт:

Р_ном=S_ном cos φ_ном

Согласно ГОСТ 533-85Е принята шкала номинальных мощностей турбогенерторов: 2,5; 4; 6; 12; 32; 63; 110; 160; 220; 320; 500; 800; 1000; 1200; 1600; 2000 МВт.

Номинальный ток ротора — это наибольший ток возбуждения генератора, при котором обеспечивается отдача генератором его номинальной мощности при отклонении напряжения статора в пределах ±5% номинального значения и при номиналь­ном коэффициенте мощности.

Номинальный коэффициент мощности со­гласно ГОСТ принимается равным 0,8 для генераторов мощностью 125 MB∙А и ниже, 0,85—для турбогенераторов мощностью до 588 MB∙А и гидрогенераторов до 360 MB∙A, 0,9 —для более мощ­ных машин. Для капсульных гидрогенераторов обычно cosφ≈1.

Каждый генератор характеризуется также к. п. д. при номи­нальной нагрузке и номинальном коэффициенте мощности. Для сов­ременных генераторов номинальный коэффициент полезного дейст­вия колеблется в пределах 96,3 — 98,8%.

Рассмотримрежимы работы генераторов:

Номинальный режим работы генератора характеризу­ется номинальными параметрами: активной нагрузкой Р_ном на­пряжением U_ном, коэффициентом мощности cosφ_HOM, частотой f_H0M, температурой охлаждающей среды на входе ν_о. Работа с номиналь­ными параметрами может продолжаться как угодно длительно.

В реальных условиях нагрузка генератора меняется, а это вле­чет за собой изменение частоты, напряжения и других парамет­ров. Если эти отклонения не превышают допустимых требований по Правилам технической эксплуатации (ПТЭ), то режим счита­ется нормальным.

Перегрузка генераторов по току статора допускается кратковременно при авариях в энергосистеме. Вели­чина допустимой перегрузки зависит от длительности и типа ох­лаждения статора [1.13].

Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора. Для турбогенера­торов с непосредственным водородным или водяным охлаждени­ем обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения определяется по табл. 2.3 (ниже).

Асинхронный режим может возникнуть при несинхрон­ном вращении одного или нескольких генераторов, появляющем­ся при потере возбуждения или нарушении устойчивости работы генераторов.

При потере возбуждения генератор переходит из синхронного в устойчивый асинхронный режим с постоянным скольжением и отдачей некоторой активной мощности в систему. При этом воз­буждение осуществляется за счет потребления реактивной мощ­ности из системы. В этом случае необходимо восстановить возбуж­дение генератора или перейти на резервное возбуждение. Соглас­но ПТЭ допускается такой режим для турбогенераторов с косвен­ным охлаждением в течение 30 мин со сниженной до 60 % нагрузкой. Для других типов турбогенераторов допустимая длительность работы без возбуждения определяется заводскими инструкциями.

Для гидрогенераторов работа в асинхронном режиме без воз­буждения запрещается.

Во втором случае при нарушении устойчивости параллельной работы одного или нескольких генераторов возбуждение сохраня­ется, но нарушается синхронизм работы, возникает переменное скольжение, машины работают то в двигательном, то в генера­торном режиме. Это является тяжелой аварией и может привести к полному распаду системы. Такой режим согласно требованиям ПТЭ запрещается.

Несимметричные режимы работы генераторов могут быть вызваны обрывом или отключением одной фазы, од­нофазной нагрузкой (электротяга, плавильные печи и др.). При несимметричной нагрузке возникают токи обратной последова­тельности, которые создают дополнительный нагрев обмоток и вибрацию машин. Такой режим допускается длительно, если не­симметричные нагрузки по фазам не превышают 15 — 20 % для гидрогенераторов с косвенным охлаждением, 10% для гидроге­нераторов с непосредственной системой охлаждения и для турбо­генераторов всех типов.

Таблица 3.1.

Допустимая кратность перегрузки турбогенераторов по току ротора

Продолжительность пере­грузки, мин, не более	Турбогенераторы
ТВФ, кроме ТВФ-120	ТГВ, ТВВ (до 500 МВт), ТВФ-120
60 4 1 0,5 0,33	1,06 1,2 1,7 2,0	1,06 1,2 1,5 2,0

Параллельная работа генераторов. Как правило, генераторы включаются в сеть способом точной синхрони­зации при введенной блокировке от несинхронного включения.

При ликвидации аварий в энергосистеме турбогенераторы мощ­ностью до 220 МВт включительно и все гидрогенераторы разре­шается включать на параллельную работу способом самосин­хронизации. Генераторы большей мощности разрешается вклю­чать этим способом, если I_п0/I_ном<3,0, где I_п0 — периодическая составляющая тока при включении, формула (2.3).

При точной синхронизации соблюдаются условия:

1.Напряжение на выводах генератора должно быть равно напря­жению сети:

U_r= U_c;

2..Частота включаемого генератора должна быть равна частоте сети:

fг= fс;

3.Включение должно произойти в момент совпадения фаз гене­ратора и сети.

Для соблюдения этих условий на регуляторы напряжения и скорости генераторов воздействуют вручную или автоматически. Недостатком этого метода является сложность процесса вклю­чения и его длительность.

При самосинхронизации синхронный генератор раз­ворачивают до частоты вращения, близкой к синхронной, и не­возбужденным включают в сеть. При этом обмотка возбуждения замыкается на разрядный резистор R (см. рис. 2.10), используемый для гашения поля, либо на специально предусмотренный для этой цели резистор. После включения генератора в сеть подается им­пульс на включение АГП, и генератор возбуждается.

При включении генератора в нем возникает ток

где U_c — напряжение сети; x'_d — переходное сопротивление гене­ратора; х_сис — сопротивление системы.

Этот ток меньше тока КЗ на выводах генератора, тем не менее, возникающие электродинамические силы воздействуют на обмотки генератора и его конструктивные части. Возникающий асинхронный момент воздействует на ротор, и машина втягивается в син­хронизм за 2 — 3 с.

Преимущества метода самосинхронизации:

значительное упрощение операции включения;

быстрое включение генератора в сеть, что очень важно при аварии в системе;

возможность включения во время снижения напряжения и ча­стоты сети;

отсутствие опасности повреждения машины.

Недостатком метода самосинхронизации является значитель­ная посадка напряжения на шинах генераторного напряжения в мо­мент включения, поэтому этот способ синхронизации не реко­мендуется для электростанций с общими сборными шинами ге­нераторного напряжения.