Турбогенераторы являются основной в мире машиной, вырабатывающей электроэнергию пе­ременного тока. Впервые турбогенераторы трех­фазного тока с цилиндрическим ротором появи­лись в 1900-1901 гг. После этого шло их бы­строе развитие как по конструкции, так и по рос­ту единичных мощностей. Крупнейшие турбоге­нераторы в период 1900-1920 п. изготавлива­лись шестиполюсными из-за ограниченных воз­можностей металлургии по изготовлению поко­вок для роторов. В 1920 г. в США был изготовлен самый мощный для того времени

Рис. 6.2. Макет турбогенератора мощностью 1200 МВт с частотой вращения 3000 об/мин Костромской ГРЭС

турбогенератор мощностью 62.5 МВт, частотой вращения 1200 об/мин. Двухполюсные турбогенераторы выполнялись мощностью лишь до 5,0 МВт.

После 1920 г. основное развитие получили двух- и четырехполюсные турбогенераторы. Еди­ничные мощности этих машин быстро росли. Ве­дущими странами в области турбогенераторостроения были и остаются Англия, Германия, Россия, США, Франция, Швейцария, Япония.

Первый турбогенератор в нашей стране мощ­ностью 500 кВт был изготовлен в 1924 г. заводом «Электросила». В том же году были изготовлены еще два турбогенератора мощностью по 1500 кВт. Эти первые машины послужили основой для соз­дания в последующие годы серии турбогенерато­ров в диапазоне мощностей от 0,5 до 24 МВт при частоте вращения 3000 об/мин. За 1926 и 1927 гг. было сделано 29 таких турбогенераторов. Эти машины создавались под руководством выдаю­щегося инженера-организатора производства А.С. Шварца.

В начале 30-х годов на заводе «Электросила» была создана новая серия турбогенераторов с мощностями от 0,75 до 50 МВт. Существенное значение имело то, что при создании этой серии был широко использован опыт Западной Европы и США в турбогенераторостроении. По сравне­нию с предшествующей серией удалось снизить массу меди в обмотке статора на 30 %, а электро­технической стали на 10-15 %. При этом была уменьшена трудоемкость изготовления машин. Все электромагнитные, тепловые, вентиляцион­ные и механические расчеты были выполнены по новым расчетным методикам. Машины изго­товлялись из отечественных материалов. Уже к 1 января 1935 г. на отечественных тепловых электростанциях было смонтировано 12 таких турбогенераторов мощностью по 50 МВт.

На основе турбогенераторов последней се­рии были проведены разработки и началось изготовление быстроходных турбодвигателей мощностью от 1 до 12 МВт с частотой вращения 3000 об/мин для турбовоздуходувок и турбоком­прессоров.

Особое значение имеет цикл исследований и разработок, завершившихся изготовлением в 1937 г. самого мощного в мире турбогенерато­ра на 100 МВт с частотой вращения 3000 об/мин и косвенным воздушным охлаждением. Основ­ные трудности были связаны с ротором. Метал­лурги справились с созданием поковки больших размеров из высококачественной стали, а электромашиностроители -с ее механической обра­боткой- потребовавшей исключительно высокой точности.

Под руководством Р.А. Лютера и А.Е. Алек­сеева были выполнены расчеты и разработаны конструкции предвоенных серий турбогенераторов и отдельных машин.

В последующие годы возникла необходи­мость в освоении турбогенераторов большей мощности - 200 и 300, а в последующие годы 500, 800, 1000 и даже 1200 МВт при частоте вра­щения 3000 об/мин (рис. 6.2). Основные пробле­мы при создании турбогенераторов таких мощ­ностей создает ограничение диаметра ротора и расстояния между его опорами. В первом случае ограничение обусловлено механической проч­ностью, а во втором случае - вибрациями. В этих условиях увеличение мощностей достигает­ся за счет применения более интенсивных спо­собов охлаждения, позволяющих повысить плотность тока в обмотках. Сложность при этом состоит в необходимости не только сохранения, но и некоторого повышения КПД, а также умень­шения вибраций. Все это потребовало очень большого объема теоретических и эксперимен­тальных исследований, создания опытных ма­шин и строительства уникальных испыта­тельных стендов.

Исследования, разработки и производство мощных турбогенераторов проводились в СССР на трех заводах: «Электросила» (г. Ленинград), «Электротяжмаш» (г. Харьков) и «Сибэлектромаш» (г. Новосибирск). На каждом заводе созда­вались свои конструкции и технологические процессы.

На заводе «Электросила» впервые в мировой практике было предложено и освоено водород­ное охлаждение роторов с заборниками и де­флекторами, а также водяное охлаждение обмот­ки статора. Все работы проходили вначале под руководством главного инженера завода Д.В. Ефремова, главных конструкторов Е.Г. Ко­мара и Н.П. Иванова, а затем главного инженера Ю.В. Арошидзе, главного конструктора турбоге­нераторов Г.М. Хуторецкого и руководителя на­учно-технических и опытно-конструкторских работ завода Л.В. Куриловича. Водород является лучшим хладагентом по сравнению с воздухом. Использование водорода началось с турбогене­ратора мощностью 100 МВт и частотой враще­ния 3000 об/мин, который был изготовлен в 1946 г. Он имел косвенное водородное охлажде­ние для роторной и статорной обмоток. Вполне естественно, что система охлаждения сердечни­ка статора была в принципе такой же, как и при воздушном охлаждении. Потребовался переход от косвенного охлаждения обмоток к непосредственному. В катушках ротора выполнялись диа­гональные каналы, подача водорода в которые осуществлялась заборниками, а отвод - дефлек­торами. Заборники и дефлекторы - клинья для крепления обмотки с профильными отверстиями для прохождения газа. При увеличении мощно­стей требовалось повышение давления водоро­да. Таким образом, газ непосредственно сопри­касался с медью ротора. Стержни обмотки статора выполнялись из полых медных провод­ников, между которыми укладывались сплош­ные проводники. Вода, протекая по полым про­водникам, обеспечивала непосредственное охла­ждение статорной обмотки.

Для радикального снижения вибраций кор­пусов машин применялась эластичная связь между сердечником и корпусом. Это достига­лось с помощью продольных прорезей в ребрах прямоугольного сечения, на которых собирается сердечник.

Особые трудности возникли при создании турбогенератора мощностью 800 МВт. В связи е очень большими электродинамическими сила­ми и условиями работы, близкими к резонанс­ным, оказались неприемлемыми обычные спосо­бы крепления лобовых частей обмоток. Моно­литное крепление было достигнуто с помощью новых крепящих материалов: мягкого материа­ла, формирующегося при комнатной температу­ре, т.е. в процессе изготовления машины, и твер­деющего при повышенной температуре, а также самоусаживающихся лавсановых шнуров.

Под руководством А.Б. Шапиро и И.А. КадиОглы были разработаны оригинальные турбоге­нераторы с еще более интенсивным водяным ох­лаждением обмоток ротора и статора, сердечни­ка статора и некоторых конструктивных элемен­тов. Первый турбогенератор с полностью водя­ным охлаждением мощностью 63 МВт и часто­той вращения 3000 об/мин был введен в эксплуа­тацию в 1969 г. В дальнейшем были сделаны еще три таких машины. В 1980 г, был включен турбо­генератор мощностью 800 МВт и частотой вра­щения 3000 об/мин. В дальнейшем начали рабо­тать еще четыре машины. В их конструкции по­дача и слив воды осуществлялись помимо вала. Вода из неподвижной трубы поступает в зону фасонного кольца на роторе и удерживается в нем центробежными силами. Далее вода идет в нижние выводы катушек из прямоугольных проводов с отверстиями и под действием центро­бежных сил попадает в верхние выводы и слив­ное кольцо. Такая система называется самона­порной. Следует заметить, что во всем мире по­дача воды в обмотку ротора и ее отвод про­исходят через отверстия в валу, что делает кон­струкцию очень сложной и менее надежной. Преимуществом этого класса турбогенераторов является исключение водорода и заполнение корпуса воздухом при атмосферном давлении.

На заводе «Электротяжмаш» (г. Харьков) разработки и изготовление турбогенераторов мощностью 200, 300 и 500 МВт и частотой вра­щения 3000 об/мин проводились главным конст­руктором завода Л.Я. Станиславским, замести­телем главного конструктора В.С. Кильдишевым, главным инженером Н.Ф. Озерным и на­чальником производства И.Г. Гринченко. Мето­ды расчета турбогенераторов, особенно торце­вой зоны, были развиты заведующим отделом Института электродинамики Академии наук УССР И.М. Постниковым.

В машине мощностью 200 МВт ротор с водо­родным, а статор - с водяным охлаждением. В турбогенераторе мощностью 300 МВт исполь­зуется непосредственное водородное охлажде­ние как для роторной, так и для статорной обмо­ток. В роторе используется аксиально-радиаль­ная вентиляция. В стержне статорной обмотки прокладываются тонкостенные стальные труб­ки, по которым проходит газ- В турбогенерато­рах мощностью 500 МВт обмотки статора и ро­тора образованы из полых и сплошных провод­ников. Вода подается в обмотку ротора и отво­дится из нее через отверстия в валопроводе.

На заводе «Сибэлектротяжмаш» (г. Новоси­бирск) был освоен турбогенератор мощностью 500 МВт и частотой вращения 3000 об/мин с мас­ляным охлаждением обмотки статора и сердеч­ника и водяным охлаждением обмотки ротора. Внутрь расточки статора вводится и герметично закрепляется в щитах цилиндр из стеклоленты. Масло с одной стороны статора проходит в дру­гую через каналы в стержнях обмотки и через ак­сиальные отверстия в сердечнике. Вода к обмот­ке ротора поступает через валопровод. Напряже­ние статорной обмотки равно 35 кВ, что сущест­венно облегчает токоподводы от генератора к повышающему трансформатору.

В организацию производства, методы расче­та, технологические процессы и конструкции рассмотренных уникальных турбогенераторов решающий вклад внесли П.Е. Базунов, К.Ф. Потехин и К.И. Масленников.

Существенные работы были проведены на Лысьвенском турбогенераторном заводе (г. Лысьва, Пермской обл.) в области турбогенераторов средней мощности. Особенно высокую оценку получили синхронные двухполюсные двигатели мощностью 630-12 500 кВт, напря­жением 6 и 10 кВ. Они применяются в приводах нефтяных насосов магистральных нефтепрово­дов, нагнетателей магистральных газопроводов, воздуходувок доменных печей, газовых ком­прессоров химических производств и др. Их ос­воение было закончено в 1980 г.

По сравнению с предыдущей серией масса двигателей новой серии снижена в 1,5-2 раза, повышен КПД на 0,5-2 %, снижена трудоем­кость изготовления в 1,5 раза и увеличен объем выпуска в 3 раза без увеличения производствен­ных площадей. По своему техническому уровню двигатели превысили показатели лучших миро­вых образцов. Наиболее существенный вклад в расчеты и конструкции двигателей внесли Э.Ю. Флейман и В.П. Глазков, а в системы воз­буждения - С.И. Логинов.

Подводя итоги исторического развития тур­богенераторов в послевоенные годы, следует от­метить успехи научно-технической деятельно­сти коллективов нескольких заводов, в результа­те чего были созданы и освоены в производстве турбогенераторы различных конструкций. Одна­ко наличие различных конструкций усложняет проектирование и строительство электростан­ций, монтажные, наладочные и ремонтные рабо­ты, а также обеспечение запасными частями. По­этому в рамках одной страны становится жела­тельным выпуск машин единой конструкции, В зарубежной практике (Франция, Англия, Шве­ция, Швейцария) эта проблема решается путем объединения электротехнических фирм и спе­циализации производства. В нашей стране с це­лью создания единой унифицированной серии турбогенераторов для всех заводов была разра­ботана и выполнена обстоятельная программа исследований и разработок машин единой серии (научный руководитель И.А. Глебов, зам. науч­ного руководителя Я.Б. Данилевич, главный конструктор ГМ. Хуторецкий, главный технолог Ю.В. Петров). Требования к новой серии форму­лировались с участием специалистов стран-членов Совета экономической взаимопомощи. В основу серии были положены турбогенераторы с водоводородным охлаждением производства объединения «Электросила», поскольку их чис­ло было наибольшим и имелся положительный опыт их эксплуатации во всем диапазоне мощно­стей от 63 до 800 МВт при частоте вращения 3000 об/мин. Освоение турбогенераторов еди­ной унифицированной серии началось в 1990 г.

К наиболее крупным достижениям зарубеж­ных фирм в области турбогенераторов относят­ся следующие. Фирма «Альстом-атлантик» вы­пустила серию четырехполюсных турбогенера­торов мощностью 1600 МВ∙А для атомных электростанций; предельная мощность четы­рехполюсных турбогенераторов для атомных электростанций фирмы «Сименс» составляет около 1300 МВ ∙А. Фирма АВВ освоила выпуск турбогенераторов мощностью 1500 МВ ∙А, 1800 об/мин, 60 Гц и турбогенераторов мощно­стью 1230 МВ∙А, 3000 об/мин, 50 Гц. Амери­канские и японские фирмы выпускают турбо­генераторы наибольшей мощностью около 1100 МВ А- Все фирмы, за исключением «Си­менс», используют водородно-водяное охлаж­дение- Фирма «Сименс» применяет водяное ох­лаждение для обмоток не только статоров, но и роторов.

Необходимо обратить внимание на все уве­личивающийся выпуск турбогенераторов

Рис. 6.3. Общий вид ударного турбогенератора (инерционного накопителя энергии)

1,1,3 - подшипник, статор и вал ротора турбогенератора 200 МВт соответственно; 4,5.6 - подшипник, вал, кожух маховика соответственно ; 7 - асинхронный двигатель; 8 - фундаментные плоты

средних мощностей - до 250 МВт для тепловых электростанций с комбинированным циклом (две газовые турбины и одна паровая).

В последние годы началось использование парогазовых установок. Поскольку предельная мощность газовых турбин в настоящее время со­ставляет 150-200 МВт, то парогазовая система мощностью 450-600 МВт состоит из трех бло­ков: два с газовыми турбинами и один с паровой. Поскольку для таких блоков нужны турбогенера­торы сравнительно небольших мощностей (150-200 МВт), для упрощения их конструкции вернулись к воздушному охлаждению. Первый турбогенератор мощностью 150 МВт и частотой вращения 3000 об/мин с воздушным охлаждени­ем изготовлен для Северо-Западной ТЭЦ в 1996 г. в АО «Электросила».

К особому классу относятся ударные турбо­генераторы кратковременного действия. Они применяются для испытания выключателей, для экспериментальных установок термоядерного синтеза на базе токамаков, крупных плазмотронов, установок ускорения масс и др. Для экспериментального токамака со сверхсильным полем были разработаны и выполнены четыре двух­полюсных турбогенератора мощностью по 200 МВт (242 МВ А). Такие турбогенерато­ры созданы впервые в мировой практике (рис. 6.3). В них применяется косвенное воздуш­ное охлаждение. С целью снижения габаритов генераторы выполнены с повышенным насыще­нием магнитной цепи. На общем валу с генерато­ром находится инерционный накопитель, сде­ланный на основе ротора турбогенератора мощ­ностью 800 МВт. Запасенная энергия в генерато­ре равна 100, а в маховике - 800 МДж. Удельная энергоемкость ротора генератора составляет 5, а маховика - 10 Дж/г Длительность импульса равна 5 с. Во время выдачи накопленной энергии частота вращения уменьшается до 70 %. Таким образом, используется 50 % энергии. Удельная стоимость накопленной энергии получается наи­меньшей по сравнению со стоимостью энергии других видов накопителей. Количество энергии может быть доведено до 2500 МДж за счет ис­пользования более прочной стали и увеличения диаметра маховика. Пуск установки осуществ­ляется асинхронным двигателем с фазным рото­ром на валу агрегата или преобразователем час­тоты с питанием от сети. И.А. Глебовым, Э.Г. Кашарским и Ф.Г. Рутбергом разработаны методы расчета, выполнены технические прора­ботки различных вариантов и их сопоставление, обоснование турбогенераторного исполнения в отличие от гидрогенераторного, применяемого в зарубежной практике . Проект был выпол­нен Г.М. Хуторецким, а металлургические про­блемы решены А.М. Шкатовой.

Следует заметить, что в начале 20-х годов XX в. русские ученые М.П. Костенко и П.Л. Ка­пица сделали проект и осуществили первый ударный генератор для создания сильных маг­нитных полей.

В Томском политехническом институте под руководством и при непосредственном участии Г.А. Сипайлова была создана научная школа в области электромашинного генерирования им­пульсных мощностей в автономных режимах . Были проведены многочисленные исследования, разработаны методы расчета и создан ряд импульсных генераторов. К числу оригинальных решений относятся электрома­шинные генераторы с неявнополюсным шихто­ванным ротором и импульсной форсировкой возбуждения за счет намагничивания в несим­метричных режимах при последовательных ком­мутациях обмоток статора и ротора.

Принципиально новым направлением явля­ются сверхпроводниковые турбогенераторы, имеющие в 2 раза меньшую массу и потери. Вполне естественно, что вначале создавались опытные сверхпроводниковые машины неболь­шой мощности (синхронные, униполярные, по­стоянного тока) .

Во ВНИИэлектромаше были созданы сле­дующие сверхпроводниковые машины: коллек­торный двигатель постоянного тока мощностью 3 кВт, синхронный генератор мощностью

Рис. 6.4. Испытательный стенд со сверхпроводниковым турбогенератором мощностью 20 МВ∙А (в центре рисунка)

18 кВт, униполярный генератор с током 10 кА при напряжении 24 В и синхронный генератор мощностью 1200 кВт. Первые четыре машины были созданы под руководством и при непосред­ственном участии В.Г. Новицкого и В.Н, Шахтарина. В разработку и исполнение двигателя по­стоянного тока 3 кВт существенный вклад внес также Г.Г. Бортов. Синхронный генератор мощ­ностью 1200 кВт был разработан и выполнен под руководством В.В. Домбровского.

Первый генератор средней мощности (20 МП А) был создан во ВНИИэлектромаше в 1979г. (рис. 6.4) . Машина была подробно исследована и испытана на стенде института и при работе в Ленэнерго. Ротор име­ет обмотку из ниобий-титанового сплава. Она охлаждается жидким гелием (4,2 К), который по­ступает внутрь ротора через неподвижную труб­ку в центральном отверстии вала. Возврат гелия в газообразном состоянии происходит также через вал. Для защиты сверхпроводящей обмотки от теплопритока из внешней среды ротор имеет три цилиндра, пространство между которыми вакуумировано.

Научно-исследовательские и опытно-конст­рукторские работы во Всесоюзном научно-ис­следовательском институте электромеханики (ВНИИЭМ) завершились созданием ряда сверх­проводниковых машин. Первая машина имела мощность 600 Вт. Это был генератор со сверхпроводящей обмоткой возбуждения на ста­торе и трехфазной обмоткой на роторе. Следую­щей машиной был коллекторный электродвига­тель мощностью 25 кВт, а далее генератор пере­менного тока мощностью 100 кВт со сверхпроводящим индуктором, криодвигатель переменного тока 200 кВт с неподвижным криостатом, мо­дельные синхронные генераторы с вращающим­ся криостатом, уникальный синхронно-асин­хронный двигатель с передачей вращающего мо­мента без механических сочленений машин. Руководителем, организатором производства и со­исполнителем исследований и разработок был Н.Н. Шереметьевский. Основным разработчи­ком сверхпроводящих индукторов являлся А.С. Веселовский, а якорей - А.М. Рубенраут.

Создателем синхронного сверхпроводнико­вого неявнополюсного генератора мощностью 200 кВт на харьковском заводе «Электротяжмаш» был В.Г. Данько.

В Физико-техническом институте низких температур (ФТИНТ, г. Харьков) инициатором, организатором и научным руководителем всех работ в области использования явления сверх­проводимости был Б.И. Веркин. Сущест­венное значение для исследований, разработок и исполнения машин имели труды Ю.А. Кири­ченко, А.В. Погорелова и Г.В. Гаврилова.

Во ФТИНТ были созданы: криотурбогенератор мощностью 200 кВт с неподвижной обмоткой возбуждения и теплым вращающимся якорем, турбогенератор мощностью 2 и 3 МВт со сверх­проводниковыми роторами (совместно с объеди­нением «Электросила»). Последние две машины создавались с участием специалистов объедине­ния «Электросила» И.Ф. Филиппова и И.С. Жи­томирского. Большая работа проведена в облас­ти униполярных сверхпроводниковых машин: двигатель с якорем дискового типа мощностью 100 кВт, машина мощностью 150 кВт с цилинд­рическим ротором, а затем двигатели мощнос­тью 325 и 850 кВт.

Существенный вклад в теорию и методы рас­чета электрических машин с использованием яв­ления сверхпроводимости внесли ученые Мос­ковского авиационного института А.И. Бертинов, Б.Л. Алиевский, Л.К. Ковалев и др.

В генераторе 20 МВ А внешний цилиндр ротора имеет комнатную температуру, внутрен­ний - температуру жидкого гелия, а средний - 70 К. Обмотка образована рейстрековыми ка­тушками разной ширины и находится при вра­щении в гелиевой ванне, образованной внутрен­ним цилиндром и торцевыми частями. В связи с очень большой МДС отпадает необходимость в использовании для ротора стали. В этих услови­ях статор можно делать беспазовым. что увели­чивает количество меди и мощность приблизи­тельно в 2 раза. Для малой внешней магнитной индукции в статоре применяется ферромагнит­ный экран. Исследования, разработка методов расчета и технологических процессов, изготов­ление и испытания проводились под руково­дством и при непосредственном участии И.А. Глебова, Я.Б. Данилевича, А.А. Карьшова, Л.И. Чубраевой и В.Н. Шахтарина.

И.А. Глебов был научным руководителем, Я.Б. Дакилевич - главным конструктором, А.А. Карымов - автором новых методов меха­нических расчетов, Л.И. Чубраева - специали­стом, ответственным за изготовление статора и испытания сверхпроводникового турбогенера­тора в энергосистеме. В.Н. Шахтарин - специа­листом, ответственным за разработку и изготов­ление ротора. Поскольку низкие температуры получаются с помощью криогенной техники, то творческое участие в разработках и испыта­ниях генератора мощностью 20 МВ А специа­листов НИИ «Гелиймаш» И.П. Вишнева, А.И. Краузе имело очень важное значение.

И.П. Вишнев осуществил разработку и руко­водство работами по созданию устройств крио­генной техники, А.И. Краузе провел наладочные работы и испытания криогенных устройств. Осо­бое значение имело их участие в работах по оп­ределению минимальной длительности захолаживания ротора, допустимой по условиям меха­нической прочности его элементов.

Под руководством И.Ф. Филиппова как раз­работчика методов расчета теплофизических процессов и руководителя работ по созданию уникального криогенного стенда и Г.М. Хуторецкого как главного конструктора в объедине­нии «Электросила» был создан сверхпроводни­ковый турбогенератор мощностью 300 МВт, и частотой вращения 3000 об/мин. Статор и ротор прошли успешные испытания при температуре жидкого азота. Однако недостаточная газоплот­ность наружного цилиндра не позволила иметь нужный вакуум и выйти на расчетный режим с жидким гелием.

Сверхпроводниковые турбогенераторы от­носятся к будущему поколению турбогене­раторов. Работы в этом направлении ведутся в ряде стран.

США, государства Западной Европы и Япо­ния имеют существенные успехи в области ис­следований и разработок сверхпроводниковых электрических машин. Наибольших успехов в области сверхпроводниковых турбогенераторов достигли Япония и США. В ФРГ были созданы основные элементы сверхпроводникового тур­богенератора мощностью 800 МВ А. В Японии имеется национальная программа с конечной за­дачей завоевания мирового рынка в области турбогенераторостроения на основе использования явления сверхпроводимости. В настоящее время в Японии в стадии изготовления находятся три сверхпроводниковых турбогенератора мощно­стью по 70 МВ А каждый. К наибольшим дос­тижениям в области униполярных сверхпровод­никовых машин относятся результаты работы английской фирмы IRD (униполярный двигатель мощностью 2,42 МВт).

Проведенный выше обзор в области сверх­проводниковых машин, и в первую очередь тур­богенераторов, показывает, что наша страна на­ходится на передовых позициях в мире.

Конструкция данного агрегата описывается еще в учебниках 8 класса по физике. Об устройстве паровой турбины рассказывается в книгах следующим образом. Данный вид турбины - это вид двигателя, в котором пар или же нагретый воздух способен вращать вал двигателя без взаимодействия с поршнем, шатуном или коленчатым валом.

Краткое описание устройства

Кратко устройство паровой турбины можно описать следующим образом. На основной элемент, то есть вал, закрепляется диск, к которому крепятся лопатки. Около данных элементов также располагаются такие части, как трубы-сопла. Через них и происходит подача пара из котла. При прохождении пара сквозь сопло он оказывает определенное давление на лопатки, а также диск всей установки. Именно это воздействие приводит во вращение диск турбины вместе с лопатками.

В настоящее время в таких агрегатах чаще всего используется несколько дисков, которые насаживаются на один вал. При таком устройстве паровой турбины происходит следующее. Энергия пара, проходя через каждую лопатку каждого диска, будет отдавать часть своей энергии этим элементам. Основное применение паровые турбины нашли на атомных, а также где они соединяются с валом электрического тока. Скорость вращения вала паровой турбины достигает 3000 оборотов в минуту. Данного значения хватает для приемлемой работы генераторов электрического тока.

Если говорить о применении данных агрегатов, то стоит упомянуть, что они успешно эксплуатируются на кораблях и суднах. Однако из-за устройства паровой турбины, в частности, по причине того, что необходимо большое количество воды для работы турбины, ее эксплуатация на сухопутных и воздушных средствах передвижения невозможна.

Устройство сопла турбины. На что оно влияет

Одним из важнейших элементов для работы устройства стало сопло, сквозь которое и осуществляется прохождение пара.

В наиболее раннем устройстве паровой турбины, когда еще до конца не были изучены такие вещи, как расширение пара, построить рационально функционирующий агрегат с высоким КПД было проблематично. Причина заключалась в том, что сопло, которое использовалось вначале, имело одинаковый диаметр по всей своей длине. А это влекло за собой то, что пар, проходя через трубу и попадая в пространство с меньшим давлением, чем внутри, терял давление и увеличивал свою скорость, но только до определенного значения. Если говорить о насыщении сухого пара, то его давление на выходе из трубки не может быть меньше, чем 0,58 от начального давления. Данный параметр называют Основываясь на этом значении, можно получить и предельную скорость движения пара, которую называют также критической скоростью, а ее значение для перегретого пара равно 0,546 от начального давления.

Таких параметров оказалось мало для нормального функционирования турбины. К тому же при выходе из сопла такой формы пар начинал клубиться из-за расширения в атмосфере. Все эти недостатки удалось устранить, когда устройство паровой турбины, ее сопла, было изменено. В начале отбора труба была узкой, постепенно расширяясь к концу. Основная отличительная особенность, которая стала решающим фактором, - это то, что с такой формой стало возможно привести давление у конца сопла к давлению окружающей среды после трубы. Это решило проблему с клубами пара, которые сильно снижали скорость, а также удалось добиться сверхкритических значений для этого параметра, а также давления.

Устройство паровой турбины и принцип работы

Здесь важно сказать о том, что паровая турбина использует два различных принципа работы, которые зависят от ее устройства.

Первый принцип называют активными турбинами. В этом случае, имеются в виду устройства, у которых расширения пара осуществляется только в неподвижных соплах, а также до поступления его на рабочие лопатки.

Устройство паровой турбины и принцип работы второго типа называют реактивным. К таким агрегатам относят те, у которых расширение пара происходит не только до вступления его на рабочие лопатки, но и во время прохождения между таковыми. Еще такие устройства называют работающими на реакции. Если падения тепла в соплах составляет примерно половину от общего теплопадения, то турбину называют также реактивной.

Если рассматривать устройство паровой турбины и ее основных элементов, то нужно обратить внимание на следующее. Внутри турбины происходит такой процесс: струя жидкости, которая направляется на лопатку, будет оказывать на нее давление, которое будет зависеть от таких параметров, как расход, скорость при входе, а также при выходе на поверхность, форма поверхности лопатки, угол направления струи по отношению к данной поверхности. Здесь важно отметить, что при такой работе вовсе не нужно делать так, чтобы поток воды бил о лопатку. Напротив, в устройствах паровых агрегатов этого принято избегать, и чаще всего делают так, чтобы струя плавно обтекала лопатку.

Активная работа

Каково устройство паровой турбины, работающей на таком принципе. Здесь за основу взят закон о том, что любое тело, обладающее даже малой скоростью, может иметь высокую кинетическую энергию, если движется с большой скоростью. Однако здесь сразу же надо учитывать, что эта энергия очень быстро пропадает, если скорость тела начнет падать. В таком случае, имеется два варианта развития событий, если струя пара ударится о плоскую поверхность, которая будет перпендикулярна ее движению.

Первый вариант - удар происходит о неподвижную поверхность. В таком случае вся кинетическая энергия, которой обладало тело, частично превратится в тепловую энергию, а остальная часть израсходуется на то, чтобы отбросить частицы жидкости в обратном направлении, а также назад. Естественно, что никакой полезной работы выполнено при этом не будет.

Второй вариант - поверхность может перемещаться. В таком случае некоторая часть энергии уйдет на то, чтобы сдвинуть платформу с места, а остальная все так же будет затрачена впустую.

В устройстве паровой турбины и принципе действия, который называется активным, используется именно второй вариант. Естественно, нужно понимать, что при работе агрегата необходимо добиться того, чтобы расход энергии на бесполезную работу был минимальным. Еще одно важное условие заключается в том, что необходимо направить струю пара таким образом, чтобы она не повреждала лопатки при ударе. Достичь выполнения этого условия можно лишь при определенной форме поверхности.

Путем испытаний и расчетов было установлено, что наилучшей поверхностью для работы со струями пара является та, которая сможет обеспечить плавный поворот, после которого движение рабочего вещества будет перенаправлено в противоположную сторону от изначальной. Другими словами, необходимо придать лопаткам форму полукруга. В таком случае, сталкиваясь с препятствием, максимальная часть кинетической энергии будет передаваться механическом устройству, заставляя его вращаться. Потери же сведутся к минимуму.

Как работает активная турбина

Устройство и принцип действия паровой турбины активного типа заключается в следующем.

Свежий пар с определенными значениями давления и скорости передается в сопло, где происходит его расширение также до определенного показателя давления. Естественно, что вместе с этим параметром, будет увеличиваться и скорость струи. С увеличенным значением скорости, поток пара доходит до механических частей - лопаток. Воздействуя на эти элементы, струя рабочего вещества заставляет вращаться диск, а также вал, на котором он закреплен.

Далее, при выходе из лопаток, поток пара обладает уже другим значением скорости, которое обязательно будет ниже, чем перед этими элементами. Это происходит из-за того, что часть кинетической энергии преобразовалась в механическую. Здесь также важно отметить, что во время прохождения по лопаткам значение давления меняется. Однако важно то, что на входе и на выходе из этих элементов данный параметр имеет одинаковое значение. Это обусловлено тем, что каналы между лопатками обладают одинаковым сечением по всей своей длине, а также внутри этих деталей не происходит добавочного расширения пара. Для того чтобы выпустить пар, который уже отработал, имеется специальный патрубок.

Механическое устройство турбины

Устройство и работа паровой турбины с точки зрения механики выглядят так.

Агрегат состоит из трех цилиндров, каждый из которых представляет собой статор, имеющий неподвижный корпус, а также вращающийся ротор. Отдельно расположенные роторы соединяются муфтами. Цепочка, которая собирается из отдельных роторов цилиндров, а также из генератора и возбудителя, называется валопроводом. Длина данного устройства при максимальном значении составляющих компонентов (в настоящее время - это не больше 5 генераторов) - 80 метров.

Далее, устройство и работа паровой турбины выглядят так. Валопровод выполняет вращательное движение в таких элементах, как опорные подшипники скольжения вкладышей. Вращение происходит на тонкой масляной пленке, металлической же части этих вкладышей вал во время вращения не касается. На сегодняшний день все роторы конструкции размещаются на двух опорных подшипниках.

В некоторых случаях между роторами, принадлежащими к ЦВД и ЦСД, имеется лишь один общий опорный подшипник. Весь пар, который расширяется в турбине, заставляет каждый из роторов выполнять вращательное движение. Вся мощность, которая вырабатывается каждым из роторов, складывается на полумуфте в общее значение и там достигает своего максимального показателя.

Кроме того, каждый элемент находится под воздействием осевого усилия. Эти усилия суммируются, а их максимальное значение, то есть общая осевая нагрузка, передается с гребня на упорные сегменты. Эти детали устанавливаются в корпусе упорного подшипника.

Устройство ротора турбины

Каждый ротор помещается в корпус цилиндра. Показатели давления на сегодняшний день они могут достигать 300 МПа, так что корпус данных устройств выполняется двустенным. Это помогает уменьшить разность давления на каждый из них, что позволяет уменьшать толщину каждой из них. Кроме того, это помогает упростить процесс затяжки фланцевых соединений, а также дает возможность турбине при необходимости быстро изменить показатель своей мощности.

Обязательным является наличие горизонтального разъема, который предназначен для легкого процесса монтажа внутрь корпуса, а также должен обеспечивать быстрый доступ к уже установленному ротору, во время проведения ревизии или ремонта. Когда осуществляется непосредственный то все плоскости разъемов нижних корпусов монтируются специальным образом. Чтобы упростить данную операцию, принято считать, что все горизонтальные плоскости соединены в одну общую.

Когда в дальнейшем наступает момент монтажа валоповоротного устройства паровой турбины, то его помещают в уже имеющийся горизонтальный разъем, что обеспечивает его центровку. Это необходимо для того, чтобы избежать ударения ротора о статор во время вращения. Такой дефект может привести к довольно серьезной аварии на объекте. Из-за того, что пар внутри турбины характеризуется очень высокой температурой, а вращение ротора происходит на масляных пленках, температура масла должна быть не более чем 100 градусов по Цельсию. Это значение подходит как по требованиям пожаробезопасности, так и соответствует наличию определенных смазочных свойств у материала. Для того чтобы добиться таких показателей, вкладыши подшипников выносятся за корпус цилиндра. Их размещают в специальных точках - опорах.

Паровые установки на атомных станциях

Устройство паровой турбины на АЭС можно рассматривать на примере установок насыщенного пара, которые имеются лишь на тех объектах, где используется водяной теплоноситель. Здесь стоит отметить, что начальные характеристики паровых турбин на атомных станциях, характеризуются низкими показателями. Это вынуждает пропускать большее количество рабочего вещества, чтобы добиться нужного результата. Кроме того, из-за этого образуется повышенная влажность, которая быстро нарастает по ступеням турбины. Это привело к тому, что на таких объектах приходится использовать внутритурбинные и внешние влагоулавливающие устройства.

Из-за высокой влажности используемого пара снижается коэффициент полезного действия, а также довольно быстро развивается эрозийный износ проточных частей. Для того чтобы избежать данной проблемы, приходится использовать различные методы укрепления поверхности. К таким способам относятся хромирование, закаливание, электроискровая обработка и т. д. Если на других объектах удается использовать простейшее устройство паровых турбин, то на АЭС нужно не только думать о защите от коррозии, но и об отводе влаги.

Наиболее эффективным способом отвода лишней влаги из турбины стал отбор пара. Отбор вещества осуществляется на регенеративные подогреватели. Тут важно отметить, что если такие отборы установлены после каждой ступени расширения, то необходимость в разработке дополнительных внутритурбинных влагоулавливателей отпадает. Также можно добавить, что допустимые пределы влажности пара основываются на диаметре лопатки, а также на скорости вращения.

Каково устройство паровых и газовых турбин

Наилучшим качеством, которое стало важнейшим преимуществом паровой турбины, является то, что она не требует какого-либо соединения с валом электрического генератора. Также это устройство отлично справлялось с перегрузками, и его легко можно было регулировать по частоте вращения. у таких агрегатов также довольно высок, что в сочетании с другими преимуществами и вывело их на передний план, если возникала необходимость соединения с электрическими генераторами. Таким же является и устройство паровой турбины AEG.

Схожими объектами стали и газовые турбины. Если рассматривать эти приспособления с точки зрения конструкции, то они практически ничем не отличаются. Как и паровая турбина, газовая является машиной лопаточного типа. Кроме этого, в обоих агрегатах вращение ротора достигается за счет того, что происходит трансформация кинетической энергии потока рабочего вещества.

Существенное отличие между этими установками заключается как раз в типе рабочего вещества. Естественно, что в паровой турбине таким веществом является водяной пар, а в газовой установке - это газ, который чаще всего получен при сжигании каких-либо продуктов, либо является смесью пара и воздуха. Еще одно отличие заключается в том, что для образования этих рабочих веществ необходимо иметь разное дополнительное оборудование. Таким образом, получается, что сами по себе турбины очень похожи, но установки, образующиеся на объектах вокруг них, довольно сильно отличаются.

Паровая турбина с конденсатом

Конденсационные устройства и паровые турбины Лосев С. М. описывал в своей книге, выпущенной в 1964 году. Издание содержало теорию, конструкцию и эксплуатацию паровых установок, а также конденсационных агрегатов.

Турбинная установка, которая находится в котле, имеет три среды - вода, пар и конденсат. Эти три вещества образуют между собой некий замкнутый цикл. Тут важно отметить, что в такой среде во время преобразования теряется достаточно малое количество пара и жидкости. Чтобы компенсировать небольшие потери, в установку добавляют сырую воду, которая перед этим проходит водоочистительное устройство. В этом агрегате жидкость подвергается воздействию различных химикатов, основное предназначение которых в удалении ненужных примесей из воды.

Принцип работы в таких установках следующий:

• Пар, который уже отработал и обладает пониженным давлением и температурой, попадает из турбины в конденсатор.
• При прохождении этого участка пути имеется большое количество трубок, по которым непрерывно качается охлаждающая вода при помощи насоса. Чаще всего эта жидкость берется из рек, озер или прудов.
• В момент соприкосновения с холодной поверхностью трубки отработавший пар начинает образовывать конденсат, так как его температура все еще выше, чем в трубах.
• Весь скопившийся конденсат постоянно поступает в конденсатор, откуда он непрерывно откачивается насосом. После этого жидкость передается в деаэратор.
• Из этого элемента вода снова поступает в паровой котел, где превращается в пар, и процесс начинается сначала.

Кроме основных элементов и простого принципа работы, имеется пара дополнительных агрегатов, таких как турбонаддув и подогреватель.

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.

24 октября 2012

Электрическая энергия давно вошла в нашу жизнь. Еще греческий философ Фалес в 7 веке до нашей эры обнаружил, что янтарь, потертый о шерсть начинает притягивать предметы. Но долгое время на этот факт никто не обращал внимание. Лишь в 1600 году впервые появился термин «Электричество», а в 1650 году Отто фон Герике создал электростатическую машину в виде насаженного на металлический стержень серного шара, которая позволила наблюдать не только эффект притягивания, но и эффект отталкивания. Это была первая простейшая электростатическая машина.

Прошло много лет с тех пор, но даже сегодня, в мире, заполненном терабайтами информации, когда можно самому узнать все, что тебя интересует, для многих остается загадкой как производится электричество, как его доставляют к нам в дом, офис, на предприятие…

В несколько частей рассмотрим эти процессы.

Часть I. Генерация электрической энергии.

Откуда же берется электрическая энергия? Появляется эта энергия из других видов энергии – тепловой, механической, ядерной, химической и многих других. В промышленных масштабах электрическую энергию получают на электростанциях. Рассмотрим только самые распространенные виды электростанций.

1) Тепловые электростанции. Сегодня из можно объединить одним термином – ГРЭС (Государственная Районная Электростанция). Конечно, сегодня этот термин потерял первоначальный смысл, но он не ушел в вечность, а остался с нами.

Тепловые электростанции делятся на несколько подтипов:

А) Конденсационная электростанция (КЭС) - тепловая электростанция, производящая только электрическую энергию, своим названием этот тип электростанций обязан особенностям принципа работы.

Принцип работы: В котел при помощи насосов подается воздух и топливо (газообразное, жидкое или твердое). Получается топливо-воздушная смесь, которая горит в топке котла, выделяя огромное количество теплоты. При этом вода проходит по трубной системе, которая располагается внутри котла. Выделяющаяся теплота передается этой воде, при этом ее температура повышается и доводится до кипения. Пар, который был получен в котле снова идет в котел для перегревания его выше температуры кипения воды (при данном давлении), затем по паропроводам он поступает на паровую турбину, в которой пар совершает работу. При этом он расширяется, уменьшается его температура и давление. Таким образом, потенциальная энергия пара передается турбине, а значит, превращается в кинетическую. Турбина же в свою очередь приводит в движение ротор трехфазного генератора переменного тока, который находится на одном валу с турбиной и производит энергию.

Рассмотрим некоторые элементы КЭС поближе.

Паровая турбина.

Поток водяного пара поступает через направляющие аппараты на криволинейные лопатки, закрепленные по окружности ротора, и, воздействуя на них, приводит ротор во вращение. Между рядами лопаток, как видите, есть промежутки. Они есть потому, что этот ротор вынут из корпуса. В корпус тоже встроены ряды лопаток, но они неподвижны и служат для создания нужного угла падения пара на движущиеся лопатки.

Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум.

Турбина и генератор, которые находятся на одном валу называются турбогенератором. Трехфазный генератор переменного тока (синхронная машина).

Он состоит из:

Который повышает напряжение до стандартного значения (35-110-220-330-500-750 кВ). При этом ток значительно уменьшается (например, при увеличении напряжения в 2 раза, ток уменьшается в 4 раза), что позволяет передавать мощность на большие расстояния. Следует отметить, что когда мы говорим о классе напряжения, то мы имеем в виду линейное (междуфазное) напряжение.

Активную мощность, которую вырабатывает генератор, регулируют изменением количеством энергоносителя, при этом изменяется ток в обмотке ротора. Для увеличения выдаваемой активной мощности нужно увеличить подачу пара на турбину, при этом ток в обмотке ротора возрастет. Не следует забывать, что генератор синхронный, а это значит, что его частота всегда равна частоте тока в энергосистеме, и изменение параметров энергоносителя не повлияет на частоту его вращения.

Кроме того, генератор вырабатывает и реактивную мощность. Ее можно использовать для регулирования выдаваемого напряжения в небольших пределах (т.е. это не основное средство регулирования напряжения в энергосистеме). Работает это таким образом. При перевозбуждении обмотки ротора, т.е. при повышении напряжения на роторе сверх номинала, «излишек» реактивной мощности выдается в энергосистему, а когда обмотку ротора недовозбуждают, то реактивная мощность потребляется генератором.

Таким образом, в переменном токе мы говорим о полной мощности (измеряется в вольт-амперах – ВА), которая равна корню квадратному от суммы активной (измеряется в ваттах – Вт) и реактивной (измеряется в вольт-амперах реактивных – ВАР) мощностях.

Вода в водохранилище служит для отведения тепла от конденсатора. Однако, часто для этих целей используют брызгальные бассейны

или градирни. Градирни бывают башенными Рис.8

или вентиляторными Рис.9

Градирни устроены почти так же как и , с тем лишь различием, что вода стекает по радиаторам, передает им тепло, а уже они охлаждаются нагнетаемым воздухом. При этом часть воды испаряется и уносится в атмосферу.
КПД такой электростанции не превышает 30%.

Б) Газотурбинная электростанция.

На газотурбинной электростанции турбогенератор приводится в движение не паром, а непосредственно газами, получаемыми при сгорании топлива. При этом можно использовать только природный газ, иначе турбина быстро выйдет из стоя из-за ее загрязнения продуктами горения. КПД на максимальной нагрузке 25-33%

Гораздо больший КПД (до 60%) можно получить, совмещая паровой и газовый циклы. Такие установки называются парогазовыми. В них вместо обычного котла установлен котел-утилизатор, не имеющий собственных горелок. Теплоту он получает от выхлопа газовой турбины. В настоящее время ПГУ активнейшим образом внедряются в нашу жизнь, но пока в России их немного.

В) Теплоэлектроцентрали (очень давно стали неотъемлемой частью крупных городов). Рис.11

ТЭЦ конструктивно устроена как конденсационная электростанция (КЭС). Особенность электростанции такого типа состоит в том, что она может вырабатывать одновременно как тепловую, так и электрическую энергию. В зависимости от вида паровой турбины, существуют различные способы отборы пара, которые позволяют забирать из нее пар с разными параметрами. При этом часть пара или полностью весь пар (зависит от типа турбины) поступает в сетевой подогреватель, отдает ему теплоту и конденсируется там. Теплофикационные турбины позволяют регулировать количество пара для тепловых или промышленных нужд что позволяет ТЭЦ работать в нескольких режимах по нагрузке:

тепловому - выработка электрической энергии полностью зависит от выработки пара для промышленных или теплофикационных нужд.

электрическому - электрическая нагрузка независима от тепловой. Кроме того, ТЭЦ могут работать и в полностью конденсационном режиме. Это может потребоваться, например, при резком дефиците активной мощности летом. Такой режим является невыгодным для ТЭЦ, т.к. значительно снижается КПД.

Одновременное производство электрической энергии и тепла (когенерация) – выгодный процесс, при котором КПД станции существенно повышается. Так, например, расчетный КПД КЭС составляет максимум 30%, а у ТЭЦ – около 80%. Плюс ко всему, когенерация позволяет уменьшить холостые тепловые выбросы, что положительно сказывается на экологии местности, в которой расположена ТЭЦ (по сравнению с тем, если бы тут была КЭС аналогичной мощности).

Рассмотрим подробнее паровую турбину.

К теплофикационным паровым турбинам относятся турбины с:

Противодавлением;

Регулируемым отбором пара;

Отбором и противодавлением.

Турбины с противодавлением работают с выхлопом пара не в конденсатор, как у КЭС, а в сетевой подогреватель, то есть весь пар, пошедший через турбину, идет на теплофикационные нужды. Конструкция таких турбин обладает существенным недостатком: график электрической нагрузки полностью зависит от графика тепловой нагрузки, то есть такие аппараты не могут принимать участия в оперативном регулировании частоты тока в энергосистеме.

В турбинах, имеющих регулируемый отбор пара, происходит его отбор в нужном количестве в промежуточных ступенях, при этом выбирают такие ступени для отбора пара, какие подходят в данном случае. Такой тип турбины обладает независимостью от тепловой нагрузки и регулирование выдаваемой активной мощности можно регулировать в больших пределах, чем у ТЭЦ с противодавлением.

Турбины с отбором и противодавлением совмещают в себе функции первых двух видов турбин.

Теплофикационные турбины ТЭЦ не всегда не способны за малый промежуток времени изменить тепловую нагрузку. Для покрытия пиков нагрузки,а иногда и для увеличения электрической мощности путем перевода турбин в конденсационный режим, на ТЭЦ устанавливают пиковые водогрейные котлы.

2) Атомные электростанции.

В России на настоящий момент существует 3 вида реакторных установок. Общий принцип их работы примерно похож на работу КЭС (в былые времена АЭС называли ГРЭС). Принципиальное различие состоит лишь в том, что тепловую энергию получают не в котлах на органическом топливе, а в ядерных реакторах.

Рассмотрим две самых распространенных типов реакторов в России.

1) Реактор РБМК .

Отличительная особенность этого реактора состоит в том, что пар для вращения турбины получают непосредственно в активной зоне реактора.

Активная зона РБМК. Рис.13

состоит из вертикальных графитовых колонн, в которых находятся продольные отверстия, с вставленными туда трубами из циркониевого сплава и нержавеющей стали. Графит выполняет роль замедлителя нейтронов. Все каналы делятся на топливные и каналы СУЗ (система управления и защиты). Они имеют разные контуры охлаждения. В топливные каналы вставляют кассету (ТВС – тепловыделяющую сборку) со стержнями (ТВЭЛ – тепловыделяющий элемент) внутри которых находятся урановые таблетки в герметичной оболочке. Понятно, что именно от них получают тепловую энергию, которая передается непрерывно циркулирующему снизу вверх теплоносителю под большим давлением – обычной, но очень хорошо очищенной от примесей воде.

Вода, проходя по топливным каналам, частично испаряется, пароводяная смесь поступает от всех отдельных топливных каналов в 2 барабан-сепаратора, где происходит отделение (сепарация) пара от воды. Вода снова уходит в реактор с помощью циркуляционных насосов (всего из 4 на петлю), а пар по паропроводам идет на 2 турбины. Затем пар конденсируется в конденсаторе, превращается в воду, которая снова идет в реактор.

Тепловой мощностью реактора управляют только с помощью стержней-поглотителей нейтронов из бора, которые перемещаются в каналах СУЗ. Вода, охлаждающая эти каналы идет сверху вниз.

Как вы могли заметить, я еще ни разу не сказал про корпус реактора. Дело в том, что фактически у РБМК нет корпуса. Активная зона про которую я вам сейчас рассказывал помещена в бетонную шахту, сверху она закрыта крышкой весом в 2000 тонн.

На приведенном рисунке видна верхняя биологическая защита реактора. Но не стоит ожидать, что приподняв один из блоков, можно будет увидеть желто-зеленое жерло активной зоны, нет. Сама крышка располагается значительно ниже, а над ней, в пространстве до верхней биологической защиты остается промежуток для коммуникаций каналов и полностью извлеченных стержней поглотителей.

Между графитовыми колоннами оставляют пространство для теплового расширения графита. В этом пространстве циркулирует смесь газов азота и гелия. По ее составу судят о герметичности топливных каналов. Активная зона РБМК рассчитана на разрыв не более 5 каналов, если разгерметизируется больше – произойдет отрыв крышки реактора и раскрытие остальных каналов. Такое развитие событий вызовет повторение Чернобыльской трагедии (тут я имею в виду не саму техногенную катастрофу, а ее последствия).

Рассмотрим плюсы РБМК:

—Благодаря поканальному регулированию тепловой мощности есть возможность менять топливные сборки, не останавливая реактор. Каждый день, обычно, меняют несколько сборок.

—Низкое давление в КМПЦ (контур многократной принудительной циркуляции), что способствует более мягкому протеканию аварий, связанных с его разгерметизацией.

—Отсутствие сложного в изготовлении корпуса реактора.

Рассмотрим минусы РБМК:

—В ходе эксплуатации были обнаружены многочисленные просчеты в геометрии активной зоны, устранить которые на действующих энергоблоках 1-го и 2-го поколений (Ленинград, Курск, Чернобыль, Смоленск) полностью не возможно. Энергоблоки РБМК 3-его поколения (он один – на 3 энергоблоке Смоленской АЭС) лишен этих недостатков.

—Реактор одноконтурный. То есть турбины вращает пар, полученный непосредственно в реакторе. А это значит, что он содержит радиоактивные компоненты. При разгерметизации турбины (а такое было на Чернобыльской АЭС в 1993 году) ее ремонт будет сильно усложнен, а, может быть, и невозможен.

—Срок службы реактора определяется сроком службы графита (30-40 лет). Затем наступает его деградация, проявляющаяся в его разбухании. Этот процесс уже вызывает серьезные опасения на старейшем энергоблоке РБМК Ленинград-1, построенном в 1973 году (ему уже 39 лет). Наиболее вероятный выход из ситуации – заглушение n-нного количества каналов для уменьшения теплового расширения графита.

—Графитовый замедлитель является горючим материалом.

—Ввиду огромного количества запорной арматуры, реактор сложен в управлении.

— На 1 и 2 поколениях существует неустойчивость при работе на малых мощностях.

В целом можно сказать, что РБМК – хороший реактор для своего времени. В настоящее время принято решение не строить энергоблоки с этим типом реакторов.

2) Реактор ВВЭР.

На смену РБМК в настоящее время приходит ВВЭР. Он обладает значительными плюсами по сравнению с РБМК.

Активная зона полностью находится в очень прочном корпусе, который изготавливают на заводе и привозят железнодорожным, а затем и автомобильным транспортом на строящийся энергоблок в полностью готовом виде. Замедлителем является чистая вода под давлением. Реактор состоит из 2-х контуров: вода первого контура под большим давлением охлаждает топливные сборки, передавая тепло 2-му контуру с помощью парогенератора (выполняет функцию теплообменника между 2-ми изолированными контурами). В нем вода второго контура кипит, превращается в пар и идет на турбину. В первом контуре вода не кипит, так как она находится под очень большим давлением. Отработанный пар конденсируется в конденсаторе и снова идет в парогенератор. Двухконтурная схема обладает значительными плюсами по сравнению с одноконтурной:

Пар, идущий на турбину не радиоктивен.

Мощностью реактора можно управлять не только стержнями-поглотителями, но и раствором борной кислоты, что делает реактор более устойчивым.

Элементы первого контура располагаются очень близко друг от друга, поэтому их можно поместить в общую защитную оболочку. При разрывах в первом контуре радиоактивные элементы попадут в гермооболочку и не выйдут в окружающую среду. Кроме того гермооболочка защищает реактор от внешнего воздействия (например от падения небольшого самолета или взрыва за периметром станции).

Реактор не сложен в управлении.

Имеются так же и минусы:

—В отличие от РБМК, топливо нельзя менять при работающем реакторе, т.к. оно находится в общем корпусе, а не в отдельных каналах, как в РБМК. Время перезагрузки топлива обычно совпадает со временем текущего ремонта, что уменьшает воздействие этого фактора на КИУМ (коэффициент используемой установленной мощности).

—Первый контур находится под большим давлением, что потенциально может вызвать больший масштаб аварии при разгерметизации, чем РБМК.

—Корпус реактора очень сложно перевезти с завода-изготовителя на стройплощадку АЭС.

Что же, работу тепловых электростанций мы рассмотрели, теперь рассмотрим работу

Принцип работы ГЭС достаточно прост. Цепь гидротехнических сооружений обеспечивает необходимый напор воды, поступающей на лопасти гидротурбины, которая приводит в действие генераторы, вырабатывающие электроэнергию.

Необходимый напор воды образуется посредством строительства плотины, и как следствие концентрации реки в определенном месте, или деривацией - естественным током воды. В некоторых случаях для получения необходимого напора воды используют совместно и плотину, и деривацию. ГЭС обладают очень высокой маневренностью вырабатываемой мощности, а также малой стоимостью вырабатываемой электроэнергии. Эта особенность ГЭС привела с созданию другого типа электростанции – ГАЭС. Такие станции способны аккумулировать вырабатываемую электроэнергию, и пускать её в ход в моменты пиковых нагрузок. Принцип работы таких электростанций следующий: в определенные периоды (обычно ночью), гидроагрегаты ГАЭС работают как насосы, потребляя электрическую энергию из энергосистемы, и закачивают воду в специально оборудованные верхние бассейны. Когда возникает потребность (в пики нагрузки), вода из них поступает в напорный трубопровод и приводит в действие турбины. ГАЭС выполняют исключительно важную функцию в энергосистеме (регулирование частоты), но они не получают широкого распространения у нас в стране, т.к. в итоге они потребляют больше мощности, чем выдают. То есть станция такого типа убыточна для владельца. Например, на Загорской ГАЭС мощность гидрогенераторов в генераторном режиме 1200 МВт, а в насосном – 1320 МВт. Однако такой тип станции наилучшем образом подходит для быстрого увеличения или уменьшения вырабатываемой мощности, поэтому их выгодно сооружать около, например, АЭС, так как последние работают в базовом режиме.

Мы с вами рассмотрели как именно производится электрическая энергия. Пора задать себе серьезный вопрос: «А какой тип станций наилучшем образом отвечает всем современным требованиям по надежности, экологичности, а кроме этого, еще и будет отличаться малой стоимостью энергии?» Каждый ответит на этот вопрос по-разному. Приведу свой список «лучших из лучших».

1) ТЭЦ на природном газе. КПД таких станций очень высок, высока и стоимость топлива, но природный газ – один из самых «чистых» видов топлива, а это очень важно для экологии города, в черте которых обычно и располагаются ТЭЦ.

2) ГЭС и ГАЭС. Преимущества над тепловыми станциями очевидно, так как этот тип станции не загрязняет атмосферу и производит самую «дешевую» энергию, которая плюс ко всему является возобновляемым ресурсом.

3) ПГУ на природном газе. Самый высокий КПД среди тепловых станций, а так же малое количество потребляемого топлива, позволит частично решить проблему теплового загрязнения биосферы и ограниченных запасов ископаемого топлива.

4) АЭС. В нормальном режиме работы АЭС выбрасывает в окружающую среду в 3-5 раз меньше радиоактивных веществ, чем тепловая станция той же мощности, поэтому частичное замещения тепловых электростанций атомными вполне оправдано.

5) ГРЭС. В настоящее время на таких станциях в качестве топлива используют природный газ. Это является абсолютно бессмысленным, так как с тем же успехов в топках ГРЭС можно утилизировать попутный нефтяной газ (ПНГ) или сжигать уголь, запасы которого огромны, по сравнению с запасами природного газа.

На этом я завершаю первую часть статьи.

Материал подготовил:
студент группы ЭС-11б ЮЗГУ Агибалов Сергей.

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.