Разделы 2-7. Электроэнергетические установки на базе электромеханических систем

↑

▷ Содержание

Стр 1 из 6Следующая ⇒

Разделы 2-7. Электроэнергетические установки на базе электромеханических систем

Этот класс установок относится к электромеханическим системам, в которых происходит преобразование механической энергии в электрическую энергию.

Электроэнергетические установки подразделяются на два класса:

- стационарные, связанные с линиями электропередачи и создающие централизованную энергосистему;

- автономные, не связанные с линиями электропередачи.

Говорите правильно: линии электропередачи, а не линии электропередач.

Сначала рассмотрим крупные электроэнергетические установки, создающие централизованную энергосистему, а конкретнее – электромеханические системы стационарных электростанций.

Несколько цифр:

Электростанции ЕЭС России выработали в 2014 г. 1024,9 млрд. кВт*ч электроэнергии [31].

Доля электростанций в производимой электроэнергии в России в 2014 году: ТЭС – 60,6%, ГЭС – 16,3%, АЭС – 17,6% [31].

Более 90% всей электроэнергии вырабатывается на стационарных электростанциях с помощью синхронных трехфазных турбогенераторов и гидрогенераторов.

Основной производитель турбогенераторов, используемых на территории РФ: ОАО «Силовые машины» г. Санкт-Петербург.

Турбогенераторы

В Разделе 2 речь пойдет о крупных турбогенераторах, создающих централизованную энергосистему.

Определения

Турбогенератор (ТГ) – это электрогенератор, который приводится во вращение с помощью паровых или газовых турбин (рис.2.1).

Паровая турбина, электрогенератор и возбудитель (Раздел 2.14) составляют в целом турбоагрегат.

Рис. 2.1. Конструкция турбогенератора [9]

Область применения турбогенераторов

1) Тепловые электростанции (ТЭС), включая ГРЭС – государственные районные электростанции и ТЭЦ – теплоэлектроцентрали.

2) Атомные электростанции (АЭС).

Назначение

Выработка электроэнергии для централизованной (объединенной) энергосистемы.

Суммарная мощность турбогенераторов составляет 81–82% мощности всех установленных в России генераторов. На оснащенных турбогенераторами электростанциях производится от 80 до 90 % всей вырабатываемой в России электроэнергии [12].

На тепловых электрических станциях России эксплуатируется около 1200 турбогенераторов суммарной мощностью около 150 000 МВт [15].

Тип электрической машины

а) Синхронный турбогенератор (в основном в этом разделе будет идти речь о них) [2].

б) Асинхронный турбогенератор.

в) Асинхронизированный турбогенератор.

Частота выходного напряжения

Соответствует стандартному значению частоты промышленной и бытовой сети:

- в России: f =50±0,2 Гц;

- в ряде других стран: f =60 Гц.

Согласно ГОСТ 32144-2013 в России отклонение частоты в синхронизированных системах электроснабжения не должно превышать ±0,2 Гц в течение 95% времени интервала в одну неделю и ±0,4 Гц - в течение 100% времени интервала в одну неделю.

Мощность

Номинальная мощность

Турбогенераторы – это довольно мощные генераторы. Самая мощная электрическая машина в мире относится именно к этому классу электрогенераторов.

Номинальная мощность турбогенераторов составляет:

- от 0,25 МВт до 1200 МВт при частоте вращения n =3000 об/мин (р =1) (ГОСТ 533-2000).

- до 1600 МВт при n =1500 об/мин (р =2).

60% общей мощности вырабатывают турбогенераторы с номинальной мощностью 100–320 МВт [15].

При фиксированной частоте вращения и прочих равных условиях справедливо: чем больше мощность турбогенератора, тем больше его размеры, масса и стоимость.

А вот удельная масса и стоимость в расчете на 1 кВт мощности уменьшается с ростом номинальной мощности.

Пример: удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности для турбогенератора мощностью 200 МВт почти в 2,5 раза меньше, чем для турбогенератора мощностью 32 МВт [15].

Пример: при мощности 300 МВт расходуется 1 кг металла на 1 кВт, а для машины мощностью 800 МВт – только 0,58 кг/кВт [35].

Пример: обеспечение требуемой мощности в 2400 МВт тремя турбогенераторами по 800 МВт по сравнению с восемью турбогенераторами мощностью по 300 МВт имеет следующие преимущества: капиталовложения меньше на 10,6%, трудозатраты – на 30% [35].

Поэтому развитие турбогенераторов направлено в сторону увеличения их единичной мощности [10].

Примеры самых мощных турбогенераторов [6]:

- четырехполюсные турбогенераторы фирмы «Dongfang Electric» для АЭС (мощность 1750МВА водяное охлаждения) (Китай) [32];

- четырехполюсные турбогенераторы фирмы "Альстом-атлантик" для АЭС (мощность 1600 МВА, водородно-водяное охлаждение);

- четырехполюсные турбогенераторы фирмы ABB (мощность 1500 МВА, n =1800 об/мин, водородно-водяное охлаждение);

- четырехполюсные турбогенераторы АЭС "Библис" (Германия) (мощность 1300 МВт, водяное охлаждение) [35];

- двухполюсный турбогенератор Костромской ГРЭС (мощность 1200 МВт, n =3000 об/мин, завод "Электросила", г.Санкт-Петербург).

[ВА] – вольт-ампер, единица измерения полной выходной мощности (S=mUI), характеризующей загрузку проводов, трансформаторов и автоматов; [Вт] – ватт, единица измерения активной (полезной) выходной мощности (P=mUIcosφ); m – число фаз.

Повышение номинальной мощности турбогенераторов ограничивают три фактора:

- ограничение по размерам (Раздел 2.9);

- проблемы отвода тепла (Раздел 2.10);

- социально-экономические последствия выхода из строя турбогенератора [15].

Перегрузка

В требованиях для турбогенераторов задается перегрузка по току.

Согласно ГОСТ 183-74 турбогенераторы должны без повреждений и остаточных деформаций выдерживать:

- при косвенном охлаждении обмоток статора - 1,5-кратный номинальный ток в течение 2 минут;

- при непосредственном охлаждении обмотки статора - 1,5-кратный номинальный ток в течение 2 минут.

Размеры

Диаметр

Для крупных генераторов справедливо следующее: удельные энергетические показатели Е тем выше, чем выше линейная скорость v перемещения проводников относительно потока. Эта линейная скорость зависит, в частности, от диаметра ротора: Е ≡ v = f (n, D). В соответствии с этим, чем больше диаметр ротора генератора, тем он по удельным энергетическим показателям лучше.

На величину максимально допустимого диаметра накладываются два ограничения:

- условия прочности ротора;

- возможности его изготовления и транспортировки (цельные конструкции больших диаметров затруднительно перевозить).

При частоте вращения 3000 об/мин на турбогенераторы (с учетом немалых размеров их роторов) действуют громадные центробежные силы (тем большие, чем больше диаметр ротора).

По условиям прочности линейная скорость точек ротора v не должна превышать 170—190 м/сек [2]. Эта скорость зависит от диаметра ротора и частоты вращения:

D = 60 v /p n (2.3)

При n= 3000 об/мин максимально допустимый диаметр D _макс=1,2—1,3 м.

При n =1500 об/мин – D _макс=1,8 м (в этом случае начинают учитываться ограничения, связанные с возможностью изготовления и транспортировки) [10].

Для перевозки турбогенератора мощностью 1200 МВт для Костромской ГРЭС пришлось построить сочлененный транспортер грузоподъемностью 500 т, длиной почти 64 м. Каждая из двух его тележек опиралась на 16 вагонных осей [35].

Данные по некоторым турбогенераторам, находящимся в эксплуатации [10]:

1) Р =1200 МВт, n =3000 об/мин, D =1250 мм, масса 105 тонн.

2) Р =1500 МВт, n =1500 об/мин, D =1800 мм, масса 210 тонн.

3) Турбогенератор АЭС "Библис" (Германия): Р=1300 МВт, n =1500 об/мин, D =1800 мм, масса статора 371 тонна, масса ротора 204 тонны [35]

Длина

С учетом ограничения на величину диаметра ротора, увеличение единичной мощности турбогенератора шло в направлении увеличения его длины (в соответствии с формулой (2.2)). Относительно малый диаметр ротора (при таких больших мощностях) обусловливает его сравнительно большую длину.

Пример: длина турбогенератора АЭС "Библис" (Германия) – 7,5 м [35].

Длина ротора (рис.2.2) (точнее, расстояние между опорами) в турбогенераторах не должна быть больше 7,5÷8,5 м, так как она ограничивается следующими факторами [2]:

- допустимым прогибом вала;

- вибрациями.

Рис.2.2. Ротор турбогенератора [34]

у одного из производителей [26]

Воздушное охлаждение

К достоинствам воздушной системы охлаждения относятся простота и безопасность в эксплуатации, к недостаткам - невысокая интенсивность охлаждения.

Используется в турбогенераторах относительно малой мощности (до 25 МВт) [12].

Пример: турбогенераторы серии Т [21].

Турбогенераторы серии Т мощностью 2,5; 4, 6, 12 МВт имеют косвенное воздушное охлаждение активных частей, а при мощности 20 МВт – непосредственное воздушное охлаждение обмотки ротора и косвенное воздушное охлаждение других активных частей [21].

Особенности конструкции турбогенераторов серии Т с воздушной системой охлаждения [21]:

- закрытое исполнение, обеспечивающее систему самовентиляции по замкнутому циклу;

- циркуляция охлаждающего воздуха в турбогенераторе осуществляется внутренними вентиляторами, укрепленными по обеим сторонам бочки ротора;

- изоляция обмотки статора – термореактивная, типа «монолит-2», класса нагревостойкости В;

- пакеты статора набираются из сегментов электротехнической стали толщиной 0,5 мм;

- ротор турбогенератора изготовлен из цельной стальной поковки;

- изоляция обмотки ротора класса нагревостойкости F.

Соответствие класса нагревостойкости изоляции и допустимой температуры приведено в Приложении 2.2.

Водородное охлаждение

К достоинствам водородной системы охлаждения относятся:

– высокая интенсивность охлаждения;

– малая плотность водорода: снижаются вентиляционные потери в генераторе, потери на трение ротора об охлаждающую среду, и, как следствие, на 0,5…1,2 % повышается КПД машины [12];

– негорючесть чистого водорода;

К недостаткам водородной системы охлаждения относятся:

– сложность;

– водород при соединении с кислородом (а значит, и с воздухом) взрывается [20].

Необходимо предотвратить проникновение наружного воздуха внутрь корпуса турбогенераторов, заполненных водородом (т.е. сделать их газонепроницаемыми). С той же целью давление водорода внутри корпуса должно быть выше атмосферного (не менее 0,105 МПа) [12].

Водяное охлаждение

Достоинства водяного охлаждения [27]:

- вода является наиболее эффективным хладагентом;

Это обусловлено высокой теплоотводящей способностью (Приложение 2.1) и относительно меньшими затратами мощности на ее прогонку.

- небольшие затраты на циркуляцию воды в системе охлаждения;

- по сравнению с водородным охлаждением исключается возможность взрыва и возгорания.

Недостатки водяного охлаждения [27]:

- большие центробежные силы приводят к тому, что давление воды в каналах обмотки и соединительных трубках достигает сотен атмосфер; это приводит к частому повреждению водоподводов, паяных соединений, протечкам воды и авариям;

- эрозия и кавитационные явления (кавитация - образование газовых пузырьков в жидкости) в медных проводниках, наблюдаемые в неудачно сконструированных обмотках роторов, где имеют место резкие изменения сечения каналов и направления тока воды, повышенные нагревы, низкое качество дистиллированной воды.

Пример: турбогенератор с полным водяным охлаждением серии ТЗВ-800-2УЗ мощностью 800 МВт и частотой вращения 3000 об/мин (непосредственное охлаждение обмотки статора и ротора).

Дистиллированная вода — очищенная вода, практически не содержащая примесей и посторонних включений. Соли и другие примеси, содержащиеся в обычной воде при эксплуатации, откладываются в системе охлаждения, препятствуя нормальной циркуляции и уменьшая теплоотдачу.

Пример: турбогенератор Костромской ГРЭС ТВВ-1200-2 [35].

Масляно-водяное охлаждение

К турбогенераторам с масляно-водяным охлаждением относятся, в частности, турбогенераторы серии ТВМ (мощностью 300 и 500 МВт). Эти турбогенераторы имеют масляное охлаждение обмотки (внутри проводников) и сердечника статора и водяное – ротора [21].

Режим работы

Продолжительный (длительный).

Особенности конструкции

Ротор. В турбогенераторах применяется неявнополюсная конструкция ротора. Это обусловлено тем, что применение неявнополюсной конструкции ротора позволяет повысить прочность ротора, что является важным для быстроходных синхронных машин, в которых на роторе действуют значительные механические напряжения, возникающие из-за больших центробежных сил, пропорциональных частоте вращения и диаметру ротора [8].

Напоминание о неявнополюсной и явнополюсной синхронной машине смотри в Разделе 15.14.1.

Слова "явнополюсный" и "неявнополюсный" пишутся слитно.

Для обеспечения высоких прочностных свойств роторы крупных турбогенераторов (свыше 500 МВт) изготавливают из цельной поковки высоколегированной стали, обладающей высокими механическими и магнитными свойствами, а роторы турбогенераторов малой мощности (до 100 МВт) - из углеродистой стали ст35 [24].

Поковка – это объемная заготовка (близкая к требуемому размеру) или готовое изделие, получаемое ковкой или горячей штамповкой в кузнечно-штамповочном производстве (в отличие от проката – листового материала).

Легированная сталь — сталь, которая кроме железа, углерода и неизбежных примесей содержит элементы (например, хром, никель, марганец, и др.), специально вводимые в определённых количествах для обеспечения требуемых физических или механических свойств. Эти элементы называются легирующими. Высоколегированная сталь содержит от 10 до 50 % примесей [29].

Обмотки. Обмотка возбуждения турбогенератора располагается на роторе, фазная обмотка — на статоре. Число фаз равно трем; соединяются они, как правило, в звезду.

Питание обмотки возбуждения

Возможные варианты:

а) Дополнительный синхронный генератор (возбудитель), расположенный на одном валу с турбогенератором или вращающийся от независимого приводного двигателя, вырабатывает в обмотках статора трехфазное напряжение, которое преобразовывается в неподвижном выпрямителе в постоянное напряжение. Это напряжение через контактные кольца (щеточно-контактный аппарат) подается на обмотку возбуждения турбогенератора. Мощность возбудителя на порядок меньше (потому что мощность цепи возбуждения у электрических машин на порядок меньше).

При частоте вращения 3000 об/мин щеточно-контактный аппарат надежно работает только при токах до 5000 А [6].

б) Дополнительный синхронный генератор, расположенный на одном валу с турбогенератором, вырабатывает в обмотках ротора трехфазное напряжение, которое преобразовывается во вращающемся выпрямителе в постоянное напряжение, подаваемое на обмотку возбуждения турбогенератора. Получаемая система является бесконтактной (бесщеточная система возбуждения).

Номинальное напряжение

Величина

На выходе турбогенератора – переменное трехфазное напряжение.

Если говорят о значении переменного трехфазного напряжения без уточнения, то имеют в виду действующее значение линейного напряжения. Это обусловлено тем, что у трехфазного генератора нулевого провода может и не быть, а значит, фазное напряжение не всегда может быть измерено.

Номинальное значение напряжения турбогенераторов составляет от 15,7 до 36,75 кВ.

Пример: напряжение турбогенератора АЭС "Библис" (Германия) – 27 кВ [16].

Чем выше мощность, тем выше выбирают номинальное напряжение. Это делают с целью замедлить рост номинальных значений тока в фазных обмотках I = kP / U и потерь в них.

Такой высокий уровень напряжения может быть обеспечен только при качественной изоляции.

Для передачи электроэнергии отдаленным потребителям даже такое высокое переменное напряжение мощных турбогенераторов дополнительно увеличивается в силовых трансформаторах до 20, 35, 110, 220, 330, 500, 750 кВ.

Регулирование

Две задачи:

- стабилизация уровня выходного напряжения;

- стабилизация частоты выходного напряжения.

Коэффициент мощности

Коэффициент мощности является важным показателем электромеханических преобразователей (и систем) переменного тока.

Коэффициент мощности определяет соотношение между активной мощностью (Р, кВт) и полной мощностью (S, кВА) и отличается от 1 тем больше, чем больше реактивная мощность Q. Если в машине действуют синусоидальные токи и напряжения (а в турбогенераторе так и есть), то коэффициент мощности выражается через cos φ: (2.7) Угол φ - угол между векторами напряжения и тока, т.е. сдвиг по фазе между синусоидальными сигналами напряжения и тока. Если напряжение и ток не синусоидальные, то в них выделяют первую гармоническую составляющую и ведут речь об угле между векторами первой гармоники напряжения и тока φ1 и о соответствующем косинусе угла cos φ1. Реактивная мощность Q - мощность, которую источник переменного тока в течение части периода отдаёт во внешнюю цепь, обладающую реактивным сопротивлением, а в течение следующей части периода получает её обратно. Обмен реактивной мощностью происходит так: четверть периода в одну сторону, четверть периода – обратно, четверть периода – в первоначальную сторону, четверть периода – обратно и т.д. Среднее значение реактивной мощности за период равно нулю. В расчетах оперируют средним значением реактивной мощности за четверть периода. Угол отсчитывается от вектора тока к вектору напряжения. Положительным направлением отсчета углов является направление вращения векторов (против часовой стрелки). Если ток отстает от напряжения, то φ>0 и наоборот. Говорят, что если машина работает при φ<0, то она отдает реактивную мощность в сеть (реактивная мощность Q= UI sinj <0), а при φ>0 – машина потребляет реактивную мощность из сети (реактивная мощность Q= UI sinj >0).

Чем меньше коэффициент мощности, тем больше реактивная мощность, передача которой вызывает дополнительные потери в сети [10].

Для ТГ малой мощности (до 100 МВт), которые располагаются, как правило, ближе к потребителям cos φ = 0,8; для ТГ средней мощности (от 100 до 500 МВт) – 0,85; для ТГ большой мощности – 0,9 [10].

Требования к окружающей среде

Окружающая среда - не взрывоопасная, не содержащая агрессивных паров и газов в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию, не насыщенная водяными парами и токопроводящей пылью. Концентрация пыли не должна превышать 10 мг/м³ [4].

Показатели надежности

Наработка на отказ (прогнозируемое время работы с начала эксплуатации до первого отказа) – 22000 ч (при мощности до 350 МВт); 18000 ч (при мощности выше 350 МВт) [4].

Ресурс между капитальными ремонтами 8 лет (при мощности до 350 МВт) и 5 лет (при мощности свыше 350 МВт) [4].

Срок службы турбогенераторов 40 лет [4].

КПД турбогенераторов

Являясь сверхмощными электрическими машинами, турбогенераторы обладают высоким КПД, близким к 1. И тем ближе, чем выше мощность.

КПД электрических машин зависит от номинальной мощности (чем выше номинальная мощность, тем выше КПД).

По ГОСТ 533-2000 КПД турбогенераторов должен иметь значение от 97% (у менее мощных турбогенераторов с воздушным охлаждением) до 98,8% (у турбогенераторов мощностью 1200 МВт).

Пример: КПД турбогенератора АЭС "Библис" (Германия) – 98,65 % [35].

Приложения

Приложение 2.1. Свойства охлаждающих сред по отношению к воздуху [15]

Среда	Плот-ность	Объемная тепло-емкость	Теплопро-водность	Теплоотводящая способность	Расход
Воздух
Водород при избыточном давлении, МПа:
0,1	0,14	1,5	7,1	2,3
0,2	0,21	2,2	7,1	2,7
0,3	0,27	3,0	7,1	3,0
0,4	0,35	3,75	7,1	3,5
Масло трансформаторное			5,3		0,01
Вода					0,01

 

Приложение 2.2. Классы нагревостойкости изоляции

Классы нагревостойкости изоляции
Обозначение класса нагревостойкости	Y	A	E	B	F	H
Температура, °C

 

Разделы 2-7. Электроэнергетические установки на базе электромеханических систем

 

Этот класс установок относится к электромеханическим системам, в которых происходит преобразование механической энергии в электрическую энергию.

Электроэнергетические установки подразделяются на два класса:

- стационарные, связанные с линиями электропередачи и создающие централизованную энергосистему;

- автономные, не связанные с линиями электропередачи.

123456Следующая ⇒

Поделиться:

Познавательные статьи:



Алгоритмические операторы Matlab

Конструирование и порядок расчёта дорожной одежды

Исследования учёных: почему помогают молитвы?

Почему терпят неудачу многие предприниматели?