Типы генераторов и их параметры

ГЕНЕРАТОРЫ 

1-1. Типы генераторов  и их параметры

Основным элементом электрической  станции, в котором происходит преобразование механической энергии первичного двигателя  в электрическую энергию, является электрический генератор.

На современных электростанциях  применяются почти исключительно  трехфазные генераторы переменного  тока. В зависимости от типа первичного двигателя они подразделяются на турбо- и гидрогенераторы. 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:

п = 60f/p.    (1-1)

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.

В некоторых случаях предельная частота вращения турбоагрегата  определяется турбиной и должна быть меньше 3000 об/мин. Меньшая частота  вращения вала турбины позволяет  применить в выхлопных ступенях лопатки большей длины, способные  пропускать значительно больше пара, и увеличить таким образом  предельную мощность турбины, ограниченную механическими напряжениями в материале  лопаток последних ступеней. Необходимость  увеличения площади выхлопа возникает  при конструировании особо мощных турбин (1,2 ГВт и более),, при низких начальных параметрах пара (АЭС) и, наконец, при конструировании двухвальных турбин, которые позволяют построить турбоагрегат мощностью, не осуществимой в одновальном исполнении на данном этапе развития турбостроения. Двухвальные турбоагрегаты, имеющие широкое распространение в США, не применяются у нас из-за пониженного к. п. д. и сложности их эксплуатации по сравнению с одновальными.

Число пар полюсов не может  быть дробным, и поэтому следующая  частота вращения— 1500 об/мин, соответствующая  четырехполюсному исполнению генераторов.

В некоторых специальных  случаях турбогенераторы малой  мощности присоединяются к турбине  не непосредственно, а через редуктор, что благоприятно сказывается на компактности и экономичностн турбины, которая может иметь в таких случаях повышенную частоту вращения. Однако такие редукторы не применяются на обычных паротурбинных ТЭС, так как могут значительно понизить надежность работы мощных турбоагрегатов.

Частота вращения гидрогенератора  принимается равной наивыгодной частоте вращения гидротурбины, отвечающей при заданных напоре и расходе воды лучшим гидравлическим характеристикам турбины и ее наибольшей экономичности,

(b2)

Здесь пб — коэффициент быстроходности *, зависящий от типа турбины, об/мин; /1 — 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.

*Это частота вращения  при 1 м напора, зависящая от  конструкции турбины; nб 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).

Синхронные генераторы малой  мощности для сопряжения с дизелями или другими поршневыми двигателями  изготовляются также многополюсными в широком диапазоне частот вращения (100—1500 об/мин).

Кроме частоты вращения, определяющей совместно с числом пар полюсов  номинальную частоту генератора, синхронные генераторы характеризуются  другими номинальными параметрами, основными из которых являются активная и полная мощность. Под номинальной  мощностью понимают полезную мощность, на

которую рассчитан синхронный генератор и с которой он может  длительно работать при нормальной работе системы охлаждения. Все другие параметры, характеризующие работу машины при этой мощности, также  называются номинальными. К ним относятся  напряжение статора UH, ток статора /„, напряжение возбуждения ротора Uв, ток возбуждения ротора /„, реактивная мощность генератора Qp, коэффициент мощности cos φ, к. п. д. и другие величины.

Номинальным напряжением  трехфазного синхронного генератора называют линейное напряжение статорной  обмотки UH. Эти напряжения согласованы  в ГОСТ с напряжениями электрических  сетей и образуют следующий ряд:' 3,15; 6,3; 10,5; (13,8); (15,75); 18,0; 20,0; 21,0; 24,0 кВ. Напряжения в круглых скобках относятся к выпущенным ранее турбо- и гидрогенераторам и не рекомендуются последними ГОСТ.

Номинальная полная мощность синхронного генератора

(1-3)

а номинальная активная мощность

(1-4)

Для номинальных мощностей  турбогенераторов ГОСТ устанавливает  следующий ряд:

S, MB. А: зЛ25; 5,0; 7,5; 15.0; 40; 78,75; 125,0; 188,0; 235,0; 353,0; 588,2; 941,0 (cos  φ = 0.85); 888,9 (cos φ = 0,90).

Р, МВт: 2,5; 4,0; 6,0; 12,0; 32; 63,0; 100,0; 160,0; 200,0; 300,0; 500,0; 800,0. Не указан в ГОСТ, но уже изготовлен и установлен на Костромской ГРЭС генератор 1,2 ГВт. Также не указан в ГОСТ четырехполюсный генератор 1000 МВт для АЭС.

Номинальные реактивные мощности турбогенераторов не указаны в ГОСТ, а определяются по номинальной полной или активной мощности согласно выражениям

(1-5)

(1-6)

Для гидрогенераторов не может  быть установлена стандартная шкала  номинальных мощностей, так как  они зависят от напора и расхода  воды, а эти параметры отличаются большим разнообразием на различных  гидроэлектростанциях. Поэтому для  каждой ГЭС номинальная мощность гидроагрегатов определяется специальным  проектом.

Номинальный коэффициент  мощности у турбогенераторов до 100 МВт  включительно равен 0,8, у турбогенераторов 160— 500 МВт равен 0,85, а у турбогенераторов 800 МВт от 0,85 до 0,90.

Номинальный коэффициент  мощности для гидрогенераторов мощностью 125 MB. А и ниже равен 0,8; мощностью  от 125 до 360 MB. А включительно — 0,85 и  мощностью свыше 360 MB. А — 0,9.

ГОСТ ограничивает также  потери в синхронных генераторах. К. п. д. турбогенераторов 160—500 МВт при  номинальной мощности должен быть не ниже 98,6 %, а турбогенератора 800 МВт  — не ниже 98,65—98,75 % (в зависимости  от номинального cos  φ). Гидрогенераторы практически имеют такие же к. п. д.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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 
Т = TQ exp (—at),  (1-7) 
где Т — срок службы изоляции при температуре t\ Т0 — то же при t— 0°С [по разным источникам Т0 = (1,5ч- 5). I04 лет J; a — коэффициент, зависящий от скорости старения изоляции. 
По так называемому восьмиградусному правилу, установленному экспериментально и положенному в основу расчетов температурных режимов электрооборудования у нас в стране, при повышении температуры изоляции на 8 °С срок ее службы уменьшается в два раза. Таким образом, если расчетный срок службы изоляции при длительном воздействии температуры ( = 105 сС равен 20 годам, то при увеличении рабочей температуры до 113 °С он снизится до 10 лет, а при температуре 121 °С окажется равным всего 5 годам. Это правило может применяться только в диапазоне температуры 80—150 °С. При температуре ниже 80 °С старение изоляции сильно замедляется, а при больших температурах — резко убыстряется. Коэффициент а в (1-7) при восьмиградусном правиле равен 0,0865 *. 
*В нормах Международной электротехнической комиссии (МЭК) принято шестиградусное правило, при котором коэффициенте равен 0,112. 
Ясно, что изоляция должна работать при такой температуре, при длительном воздействии которой она сохранит свои изоляционные и механические свойства в течение времени, сравнимого со сроком службы генератора (или другого электрооборудования). Эта температура и будет характеризовать нагревостойкость изоляции. 
По нагревостойкости изоляционные материалы делятся па семь классов, однако материалы, применяемые для изоляции обмоток крупных турбо- и гидрогенераторов, относятся к трем из них: к классу В — материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна с органическими пропиточными и связующими составами; к классу F — те же материалы, но в качестве связующего в них служат термореактивные смолы (например, эпоксидные), затвердевающие при 150— 160 °С и не размягчающиеся при повторных нагреваниях; наконец, к классу Н — те же материалы, но с кремнийорганическими компаундами, обладающими наибольшей нагревостойкостью (до 180 °С). 
Термореактивняя изоляция обладает значительно лучшими электрическими и механическими характеристиками по сравнению с изоляцией класса В, битумные компаунды которой начинают размягчаться и вытекать из обмоток при 110— 120 °С; поэтому, несмотря на дороговизну, она применяется теперь для изоляции обмоток крупных блочных генераторов. 
Нагревостойкость изоляционных материалов, а также допускаемые длительные превышения температуры для обмоток статора и ротора указаны в табл. 1 -1. 
Превышения температуры ©доп нормируются, потому что сама температура изоляции t зависит от двух факторов: от температуры охлаждающей среды (иХЛ и от нагрузки машины, определяющей это превышение: 
(1-8) 
Температура охлаждающей среды установлена стандартами равной 40 ЭС, и при изменении по каким-либо причинам этой температуры допускаются соответствующие изменения вдоп, а следовательно, и нагрузки генератора. Методы измерения превышений температуры обмоток несовершенны и не гарантируют получения их точных максимальных значений. Поэтому допустимые превышения Вдоп, указанные в табл. 1-1, несколько меньше t-t охл. 
Для того чтобы температура генераторов во время их работы оставалась в допустимых пределах, необходим непрерывный интенсивный отвод теплоты от них, который и выполняется при помощи системы охлаждения. 
Таблица 1-1

Класс  нагревостойкости	Температура. °С	Предельное, длительно допустимое превышение температуры, °С
		Статор	Ротор
в	130	80	90
F	155	100	110
Н	380	125	—

Таблица 1-2

	Давление,  МПа	Физические свойства в  долях показателей воздуха
Охлаждающая среда		Тепло  проводность	Плотность	Тепло-  отводящая  способность
Воздух	0,100	1,0	1,0	1,0
Смесь водорода (97 %) и воздуха (3 %)	0,103	5,9	0,098	1,33
Водород	0,103	7,1	0,070	1,44
	0,200	7,1	0,140	2,75
	0,300	7,1	0,210	3,00
	0,400	7,1	0,280	4,00
Трансформаторное масло	0,100	5,3	848,0	21,0
Вода	0,100	23,0	1000,0	50,0

В качестве охлаждающей среды в  современных генераторам применяют  газы (воздух, водород) и жидкости (вода, масло). Их сравнительные теплоотводящие свойства приведены в табл. 1-2. 
Турбогенераторы выполняются с воздушным, водородным, водородно-жидкостным или чисто жидкостным охлаждением. Гидрогенераторы имеют воздушное или воздушно-жидкостное охлаждение. 
По способу отвода теплоты от меди обмоток системы охлаждения подразделяются на косвенные (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 или масло (для воздуха непосредственная система применяется лишь в гидрогенераторах) 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 кет 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, насаженными на вал G обоих ее торнов. 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.

 
Рис. 1-1. 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 и в гидрогенераторах до 150—160 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. 
 
Рис. 1-2. Замкнутые системы вентиляции М машина; В = вентилятор; О -  охладитель 
 
Ряс. 1-3. Осевая вентиляция 
Полная мощность турбогенератора S (кВ-А) выражается через его основные параметры следующей формулой 
(1-9) 
где — магнитная индукция в зазоре, Тл; Df — диаметр расточки статора, м; 1 — длина активной стали, м; п — частота вращения генератора, об/мин; к —  коэффициент, принимаемый для турбогенераторов равным 1,1; Л5 — линейная нагрузка статора, А/см, 
(1-10) 
(/и — номинальный ток статора, A; Nu — число проводников в пазу; bг — пазовое деление, см). 
Повышение единичной мощности генераторов может производиться только за счет увеличения отдельных конструктивных параметров, входящих в (1-9). Однако частота вращения п не может быть повышена, так как определяется частотой сети и числом пар полюсов генератора. Индукция в зазоре Sg 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. 
 
Рис. 1-4. Радиальная вентиляция 
 
Рис. 1-5. Воздушное охлаждение гидрогенератора Братской ГЭС 
225 МВт 
I — ротор; 2 — статор 
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. 
 
Рис. 1-6. 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. 
На рис. 1-6 изображена схема циркуляции водорода при радиальной многоструйной системе косвенного охлаждения турбогенератора. 
Косвенное водородное охлаждение сохранилось в настоящее время только в турбогенераторах 30—60 МВт и в синхронных 
компенсаторах 32 MB.А и выше, так как увеличение единичной мощности при косвенной системе охлаждения ограничено превышениями температур в изоляции и стали над температурой охлаждающей среды. 
В гидрогенераторах водородное охлаждение не применяется из-за больших размеров этих машин, при которых трудно создать газоплотный корпус. 
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. 
Как видно из табл. 1-2, наилучшей охлаждающей средой является вода. Получение дистиллята с удельным сопротивлением 200-10+3 Ом. см 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 с непосредственным охлаждением делятся на следующие четыре группы: 1) с косвенным охлаждением статора и непосредственным охлаждением ротора водородом; 2) с непосредственным охлаждением статора и ротора водородом; 3) с непосредственным жидкостным охлаждением статора и непосредственным водородным охлаждением ротора; 4) с непосредственным жидкостным охлаждением статора и ротора. 
К первой группе принадлежат турбогенераторы серии ТВФ мощностью 60, 100, 120 и 200 МВт, предназначенные для соединения с теплофикационными турбинами. Непосредственное охлаждение роторов этих турбогенераторов осуществляется по схеме самовентиляции. Косвенное охлаждение обмотки и сердечника статора осуществляется по радиальной многоструйной схеме. При этом отсеки горячего и холодного водорода совпадают с местами забора и выхода газа у ротора. Циркуляция водорода осуществляется вентиляторами, насаженными на вал машины с обоих ее торцов (рис. 1-7). Водород охлаждается в газоохладителях, встроенных в корпус генератора. В настоящее время турбогенераторы ТВФ-200 сняты с производства. 
Вторую группу составляют турбогенераторы ТГВ-200 и ТГВ-300, циркуляция водорода в которых создается компрессором, установленным на валу ротора со стороны контактных колец. Обмотки статора обеих машин охлаждаются одинаково, со входом холодного водорода в каналы стержней обмотки со стороны контактных колец и выходом нагретого газа со стороны турбины. На рис. 1-8 показан разрез паза статора ТГВ-200 со стержнем обмотки, состоящим из двух рядов элементарных проводников прямоугольного сечения.