Стартовая >> Оборудование >> Эл. машины >> Проектирование электрических машин переменного тока

Основные параметры турбогенераторов - Проектирование электрических машин переменного тока

Оглавление
Проектирование электрических машин переменного тока
Требования, предъявляемые к проектируемой машине
Основные элементы конструкции
Формулировка задачи проектирования
Магнитная цепь
Рассеяние обмоток возбуждения
Магнитное поле в сердечнике статора и ротора
Ток ротора и поле в воздушном зазоре под нагрузкой
Обмотки статоров
Схемы статорных обмоток
Транспозиция элементарных проводников статорной обмотки
Роторные обмотки
Обмотки асинхронных машин
Основные условия разработки конструкции
Основные конструктивные элементы статоров
Основные конструктивные элементы роторов
Вопросы конструкции, связанные с системой охлаждения
Турбогенераторы
Основные параметры турбогенераторов
Параметры возбуждения и охлаждающей воды
Общая компоновка турбогенераторов
Особенности конструкции обмотки статора турбогенераторов
Особенности конструкции обмотки ротора турбогенераторов
Задание по проектированию
Основные принципы проектирования обмоток с непосредственным охлаждением
Основные размеры
Электрические нагрузки
Магнитные нагрузки
Обмоточные данные ротора
Предварительный выбор размеров асинхронных машин при проектировании
Конструктивное исполнение асинхронных общепромышленных серий
Конструктивное исполнение асинхронных двигателей для особых условий эксплуатации
Диаметр и длина сердечника явнополюсных синхронных машин
Конструктивное исполнение явнополюсных синхронных машин
Конструктивное исполнение полюсов явнополюсных  роторов гидрогенераторов
Конструктивное исполнение явнополюсных синхронных  компенсаторов
Оптимизация проекта
Проектирование гидрогенераторов с помощью ЭВМ
Проектирование асинхронных машин с частотным управлением на минимум веса
Проектирование асинхронных двигателей на минимум приведенной стоимости

Скорость вращения.

Турбогенераторы определяются как электрические генераторы, механическим приводом которых служит паровая турбина. С целью получения высоких экономических показателей по капитальным затратам и к. п. д. паровые турбины выполняются быстроходными. Поскольку скорость вращения n связана с частотой сети f и числом пар полюсов р соотношением

(7-2)

то максимальная скорость вращения при частоте сети f = 50 гц и 2р = 2 будет n = 3000 об/мин.
Подавляющая часть турбогенераторов при частоте сети 50 гц выполняется на эту скорость вращения.
Как уже отмечалось, для некоторых станции с пониженными параметрами пара применяются турбины на скорость вращения 1500 об/мин и четырех полюсные турбогенераторы.
Поскольку в Советском Союзе главным образом изготовляются двухполюсные турбогенераторы, далее в основном будут рассматриваться такие машины.
Высокая скорость вращения определяет выполнение ротора в виде цилиндра с фрезерованными радиальными пазами. В эти пазы закладывается обмотка возбуждения. Такое конструктивное исполнение обеспечивает ротору необходимую механическую прочность. В поперечном сечении ротора нет явно выраженных полюсов и поэтому турбогенераторы по типу своего исполнения относятся к неявнополюсным машинам.
В тех странах, где номинальная частота сети составляет 60 гц, скорость вращения для двухполюсных турбогенераторов составляет 3600 об/мин, для четырехполюсных — 1800 об/мин. При прочих равных условиях турбогенераторы с частотой сети 60 гц должны быть несколько меньшими по общей массе, чем турбогенераторы на 50 гц той же мощности и числе полюсов. Однако механические напряжения в роторах машин на 60 гц, как правило, выше.

Шкала мощностей.

Турбогенераторы изготовляются мощностью от нескольких мегаватт до сотен мегаватт в единице и имеют, как правило, нормированную шкалу мощностей.
В соответствии с рекомендациями МЭК (Международная электротехническая комиссия) предпочтительной является следующая шкала мощностей:

В Советском Союзе согласно ГОСТ 533—68 изготовляются турбогенераторы следующих мощностей (табл. 7-4).
Шкала МЭК является более частой, чем шкала по ГОСТ 533—68 и практически охватывает все машины нашего стандарта. В случае необходимости могут изготовляться по соглашению с заказчиком турбогенераторы и других мощностей.

Коэффициент мощности.

Машины малой и средней мощности в большинстве случаев устанавливаются в непосредственной близости от потребителя электроэнергии. Выработка на таких машинах реактивной мощности является экономически более оправданной, чем на турбогенераторах больших мощностей, которые могут быть удалены от потребителей на значительное расстояние, поэтому передача реактивной мощности вызывает дополнительные потери в электросети и трансформаторах. Кроме того, у очень крупных турбогенераторов снижение номинального коэффициента мощности может создать серьезные трудности в изготовлении самой машины.
В связи с этим обычно номинальный коэффициент мощности у машин меньшей мощности меньше. Согласно ГОСТ 533—68 турбогенераторы мощностью от 150 до 500 Мвт включительно имеют коэффициент мощности 0,85. Турбогенераторы мощностью 800 Мвт и выше, как правило, выполняются с номинальным коэффициентом мощности 0,9.
Рекомендации МЭК также предусматривают повышение номинального cos φн для машин большей мощности. Так, например, для турбогенераторов до 125 Mвm cos φн= 0,8; от 160 до 500 Mвm cos φн = 0,85; от 630 Мвт и выше cos φн — 0,9.

Таблица 7-4
Основные технические данные турбогенераторов на скорость вращения 3000 об/мин согласно ГОСТ 533—68


Активная мощность, квт

Напряжение, в

Полная мощность, кв· а

Коэффициент
мощности

к. п. д., %

2 500

3150; 6300

3 125

 

95,0

4 000

5 000

 

96,0

6 000

 

7 500

 

96,4

12 000

6300;
10 500

15 000

0,8

97,0

32 000

40 000

 

98,2

63 000

 

78 750

 

98,4

100 000

10 500

125 000

 

98,4

160 000

18 000

188 000

 

 

200 000

15 750

235 000

0,85

98,6

300 000

20 000

353 000

 

500 000

20 000

588 200

 

 

800 000

24 000

941 000 * 888 900 *

0,85-0,90

98,65—98,75 *

* Устанавливается в указанных пределах по согласованию между заказчиком и изготовителем.

В практике изготовления турбогенераторов за рубежом бывают и отклонения от приведенных рекомендации, в частности, если турбогенератор установлен вблизи потребителя реактивной мощности, то поминальный коэффициент мощности иногда снижают до 0,7—0,65.

 Номинальное напряжение.

Номинальное напряжение турбогенераторов зависит в основном от мощности и может колебаться для турбогенераторов мощностью от 6 до 800 Мвт в пределах 6,3—24 кв. Рекомендуемая шкала номинальных напряжений следующая: 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18; 20; 24 кв.
Турбогенераторы большой мощности чаще всего не включаются на общие шины генераторного напряжения, а соединяются непосредственно с повышающим трансформатором примерно такой же или несколько большей номинальной мощности (блочная схема соединения генератор — трансформатор). Вследствие этого номинальное напряжение таких турбогенераторов не имеет строго нормированной шкалы и при необходимости номинальное напряжение может выбираться в зависимости от конкретных условий.
Каждому активному объему машины и системе охлаждения соответствует оптимальное число пазов статора и, следовательно, напряжение, обеспечивающее высокие технико-экономические показатели турбогенератора.
Вместе с ростом активного объема оптимальное число пазов статора возрастает или остается постоянным, что приводит к повышению номинального напряжения вместе с увеличением активного объема (мощности машины). На практике турбогенераторы различных мощностей в некотором диапазоне могут иметь одинаковое напряжение или даже в некоторых случаях при больших мощностях более низкое напряжение. Однако в целом вместе с ростом мощности номинальное напряжение имеет тенденцию к повышению. Верхний предел напряжений ограничивается свойствами применяемой изоляции.
На рис. 7-3 представлена общая зависимость номинального напряжения и тока от мощности турбогенераторов. В практике возможны и отклонения до 30—50% от приведенного.
Кроме конструкции статора машины, на повышение напряжения обмотки вместе с ростом мощности влияет также величина номинального тока, который по возможности стремятся снизить из условий коммутации и распределения энергии на генераторном напряжении. Однако обычно номинальный ток статора возрастает с ростом мощности турбогенератора (рис. 7-3), поскольку рост напряжения в целом отстает от роста мощности генераторов.

Отношение короткого замыкания.

Отношение короткого замыкания (о. к. з.) в современных турбогенераторах колеблется от 0,8 до 0,4. Оно определяется выражением:
... _                                                                                                                                        (7-3)

Рис. 7-3. Общая тенденция в изменении напряжения и тока в зависимости от мощности турбогенератора
где xd — синхронное индуктивное сопротивление по продольной оси (ненасыщенное значение), kн0 — коэффициент насыщения по характеристике холостого хода при номинальном напряжении.
Таким образом, в практике турбогенераторостроения о. к. з. определяется с учетом насыщения в точке холостого хода при номинальном напряжении.
Синхронное индуктивное сопротивление xd может иметь значение 1,2—2,5 о. е. Следует отметить, что у машин мощностью 200 Мвт и выше о. к. з. выполняется равным 0,5 или меньшим. МЭК дает следующие рекомендации: для мощности до 63 Мвт о. к. з. не менее 0,47; от 63 до 125 Мвт о. к. з. не менее 0,42 и для мощности свыше 125 Мвт о. к. з. не менее 0,35. В то же время рекомендуется иметь значения о. к. з., превышающие указанные не более чем в 1,5 раза, так как повышение о. к. з. сверх этого может оказаться экономически нецелесообразным.
В основном турбогенераторы меньшей мощности имеют большее значение о. к. з. У совсем малых машин это вызвано необходимостью определения величины воздушного зазора по условиям добавочных потерь и вентиляции. Снижение о. к. з. у крупных турбогенераторов связано со стремлением уменьшить потери на возбуждение, которые во многих случаях могут ограничивать мощность машины и уж во всяком случае затрудняет охлаждение обмотки и выполнение системы возбуждения. Так, например, для проектируемого турбогенератора мощностью 1200 Мвт предусматривается о. к. з. около 0,37.
В практике отечественного турбогенераторостроения вместо о. к. з. часто задают статическую перегружаемость S (ГОСТ 533—68), которая определяется следующим образом:

(7-4)
где iн — номинальный ток возбуждения, iк — ток возбуждения при установившемся трехфазном коротком замыкании и номинальном токе статора, Ток возбуждения iн определяется с учетом насыщения магнитопровода. Следовательно, в отличие от о. к. з. статическая перегружаемость учитывает насыщение в рабочей точке машины и потому более правильно характеризует статическую устойчивость при номинальной нагрузке. Статическая перегружаемость может быть определена через о. к. з. следующим образом:

(7-5)

Статическая перегружаемость S для турбогенераторов мощностью 300 Мвт включительно должна быть согласно ГОСТ 533—68 не менее 1,7; для турбогенераторов большей мощности — не менее 1,6. Снижение S с 1,7 до 1,6 дает уменьшение потерь на возбуждение на 11%, что при больших потерях на возбуждение существенно облегчает выполнение охлаждения обмотки ротора и системы возбуждения.

Индуктивные сопротивления x"d и x'd.

В связи с тем что возрастание линейной нагрузки А1, как показано в § 7-1, происходит значительно быстрее, чем индукции в воздушном зазоре Вδ, имеется определенная тенденция к возрастанию индуктивных сопротивлений вместе с ростом использования материалов.

Рис. 7-4. Зависимость индуктивных сопротивлений x'd и x"d от мощности турбогенератора
Вследствие этого индуктивные сопротивления x"d и x'd, обусловленные в основном рассеянием обмоток, возрастают вместе с повышением использования машины. На рис. 7-4 показана зависимость сверхпереходного x'd и переходного x''d продольных сопротивлений в зависимости от линейной нагрузки для выполненных машин.
При этом для турбогенераторов с наибольшим использованием значение x'd достигает величины 40%.
В современных руководящих материалах нет указаний на ограничение сверхпереходного индуктивного сопротивления x'd. Нормы лишь требуют, чтобы генератор выдерживал без повреждения трехфазное замыкание на своих зажимах. В этом смысле возрастание x"d с увеличением мощности следует считать положительным, поскольку при этом токи и моменты в относительных единицах снижаются.
Однако реальные токи короткого замыкания (в амперах) тем не менее имеют тенденцию к возрастанию с мощностью машин, и, следовательно, при коротких замыканиях возрастают электродинамические силы, воздействующие на обмотку, и моменты. Поэтому внезапное короткое замыкание на зажимах представляет серьезное испытание для крупных турбогенераторов.
В связи с тем что в основном применяется блочное соединение генератора с трансформатором, причем соединяющий их шинный мост выполняется с экранированием каждой фазы, возникновение короткого замыкания на генераторном напряжении считается маловероятным. Поэтому большинство заводов-изготовителей придерживается мнения, что турбогенераторы большой мощности должны рассчитываться или, по крайней мере, испытываться на внезапное короткое замыкание при напряжении (0,6—0,7) U, что соответствует примерно условию внезапного короткого замыкания при номинальном напряжении за трансформатором.
Следует также отметить, что индуктивное сопротивление х"d указывается обычно с учетом насыщения, поскольку насыщенные значения x"d могут оказаться ниже ненасыщенных значений x"d на 20—35%.
Уже отмечалось, что возрастание x'd может неблагоприятно сказываться на параллельной работе машины. В настоящее время стремятся, чтобы x'd для двухполюсных турбогенераторов не превосходила 0,40 о. е., а для четырехполюсных 0,45—0,50 о. е.
7. Механическая постоянная времени Tмех. Большое влияние на поведение генераторов при динамических переходах оказывает механическая постоянная времени Тмех. Она определяется выражением:
(7-6)

где GD2 — маховой момент ротора, т-м2, Р — номинальная мощность, кв-а, n — скорость вращения, об/мин.

Рис. 7-5. Зависимость махового момента турбогенератора GD2 и механической постоянной Тмех от мощности
Маховой момент ротора и механическая постоянная определяют инерцию ротора и являются важнейшими параметрами при расчете прочности вала при коротких замыканиях и при расчете переходных движений ротора. Физически механическая постоянная времени Тмех является тем временем, в течение которого ротор генератора под действием номинального момента разгоняется от нуля до номинальной скорости вращения.
Маховой момент CD2 в основном определяется массой и диаметром бочки ротора, см. (7-68), поэтому механическая постоянная времени может быть приближенно представлена как
, сек,
где D2—в м, n—в об/мин, Вδ — в мл, А1 — в а/см.
Отсюда следует, что вследствие ограниченного роста диаметра машины и преимущественного возрастания электромагнитных нагрузок механическая постоянная современных турбогенераторов должна иметь тенденцию к понижению. На рис. 7-5 показана зависимость Тмех и GD2 от мощности для двухполюсных генераторов. Следует отметить, что постоянная времени всего агрегата (генератор + турбина) уменьшается с ростом мощности не столь быстро, как одного генератора. Это связано с тем, что в современных турбоагрегатах маховой момент турбины превосходит маховой момент генератора, при этом с ростом мощности турбины в общем случае наблюдается более быстрый рост ее махового момента.
В табл. 7-5 приведены соотношения между маховыми моментами и механическими постоянными времени турбин и генераторов.

Коэффициент полезного действия.

 К. п. д. для турбогенераторов одной серии возрастает с ростом мощности, но при переходе к сериям турбогенераторов с более интенсивным использованием он, как правило, может несколько снижаться (рис. 7-6). У выполненных турбогенераторов значение к. п. д. колеблется от 95% у малых турбогенераторов с воздушным охлаждением до 98,8% у турбогенераторов мощностью 500 Мвт с водородно-водяным охлаждением.

Соотношения между потерями холостого хода, потерями короткого замыкания и потерями на возбуждение для некоторых турбогенераторов приведены ниже (в процентах общей суммы потерь):

Таким образом, по мере возрастания мощности имеется явная тенденция к снижению доли постоянных и увеличению доли переменных потерь. Структура потерь у турбогенераторов большой мощности характеризуется тем. что, как правило, переменные потери преобладают над постоянными. Зависимость к. п. д. от нагрузки для турбогенератора 194 Mв-а показана на рис. 7-7. Максимальное значение к. п. д. соответствует примерно 75% номинальной нагрузки.

Дальнейшее увеличение мощности на тех же принципах конструирования, что и у выполненных машин, может привести к сохранению уровня к. п. д. либо даже к его уменьшению. Во всяком случае, при сильном повышении использования материалов сверх уже достигнутого может вступить в действие ограничивающий фактор потерь. Здесь немаловажную роль играет соотношение между капитальными затратами па изготовление машины и капитализацией потерь в ней.


Ряс. 7-6. Зависимость к. п. д. от мощности и системы охлаждения турбогенератора: а —- косвенное воздушное; б — косвенное водородное; в — непосредственное водородное ротора; г — непосредственное водородное ротора и косвенное статора
Таблица 7-5
Маховые моменты н механические постоянные времени турбоагрегатов на 3000 об/мин


Рис. 7-7. Зависимость к. п. д. от нагрузки турбогенератора мощностью 194 Мв-а
Эти соотношения в различных условиях могут меняться и определяются в основном стоимостью топливной составляющей.
Поэтому требования к допустимой величине потерь с точки зрения
к.  п. д. могут меняться в зависимости от применяемого топлива. Допустимая и желательная величина к. п. д. новых машин, таким образом, в каждом конкретном случае может быть установлена технико-экономическим расчетом.
Общая тенденция до сих пор заключалась в том, чтобы сохранить к. п. д. новых, более мощных машин примерно на уровне, уже достигнутом для существующих машин.



 
« Продолжительность сушки электрических машин   Пропитка и сушка электродвигателей »
электрические сети