Максимальное число оборотов турбогенераторов на тэс. Паровая турбина: устройство, принцип действия, основные элементы. Аппаратура ПЛК турбины

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

Избыточное давление номинальное, кг/см 2	4
Избыточное давление наибольшее, кг/см 2	4,5
Номинальная температура холодного газа,	40
Чистота, %	Не менее 97
Содержание кислорода, %	Не более 1,2
Относительная влажность водорода при номинальном давлении, %	Не более 10

Дистиллят в обмотке статора

Номинальное избыточное давление на входе в обмотку, кгс/см 2	3
Допустимое отклонение, кгс/см2	0.5
Номинальная температура холодного дистиллята,	Плюс 40
Допустимое отклонение,	5
Номинальный расход, м 3 /час	35
Допустимое отклонение, м 3 /час	3.5
Номинальное удельное сопротивление дистиллята, ком*см	200
Допустимое наименьшее удельное сопротивление дистиллята, ком*см	75

Техническая вода в газоохладителях

Номинальное избыточное давление холодной воды, кгс/см 2	4
Допустимое отклонение, кгс/см 2	0.5
Номинальная температура холодной воды,	33
Наименьшая температура воды,	20
Наибольшая температура воды
Номинальный расход воды, м 3 /час	600

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.

Наименование элементов генератора	Наибольшая температура, измеренная
Наименование элементов генератора	по сопротивлению	по термометрам сопротивления	По ртутным термометрам
Обмотка статора	-	105	-
Обмотка ротора	115*	-	-
Сердечник статора	-	105	-
Горячий дистиллят на выходе из обмотки	-	-	85
Горячий газ в генераторе	-	75	75

*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

Самым основным предназначением данного агрегата является преобразование энергии механического типа, получаемой вследствие вращения турбины (газовой или паровой), в электрическую. Данное преобразование является результатом вращения магнитного поля самого ротора в статоре. Возникает это поле из-за установленного на роторе магнита или тока постоянного напряжения. Это способствует возникновению тока в обмотках статора, а также переменного трёхфазного напряжения. Они прямо пропорциональны этому полю.

Принцип действия турбогенератора основан на выработке электрической энергии в довольно длительном номинальном режиме функционирования. При этом данные агрегаты соединены с паровыми либо же газовыми турбинами. Применяются турбогенераторы на атомных и тепловых электростанциях. В зависимости от мощности данного оборудования, его разделяют на три основные категории:

2,5 - 32 МВт;
60 - 320 МВт;
мощность турбогенераторов более чем 500 МВт.

Что касается частоты вращения, то турбогенераторы бывают:

двухполюсные с частотой вращения от 1500 до 1800 оборотов в минуту;
четырёхполюсные (300 - 3600 об/мин).

В устройство турбогенератора входит цилиндрический ротор, который монтируется на 2-х специальных подшипниках скольжения, и двухслойные обмотки статора. В зависимости от того, какая применяется система возбуждения, эти агрегаты могут быть с независимым и статическим самовозбуждением, а также бесщёточными.

В зависимости от электрической мощности и самих технических задач энергоснабжения, различают следующие типы турбогенераторов с различными системами охлаждения:

масляные;
воздушные;
водородные;
асинхронные;
комбинированные водородно-водяные.

Последний тип данных устройств чаще всего используют для работы на АЭС. Асинхронные же турбогенераторы нашли своё применение в энергетических системах с высокими колебаниями нагрузки и составе мощных ТЭЦ. Агрегаты масляным и воздушным охлаждением применяют для работы на тепловых электростанциях (ТЭС), обладающих различной мощностью.

Срок службы турбогенераторов зависит от условий его эксплуатации. Также, на него влияет нагрев основных узлов (ротора, обмоток и сердечника статора) и охлаждающая среда. Кроме этого следует помнить и знать, что продолжительное превышение напряжения на трансформаторах, ограничителях напряжения, шунтирующих реакторах больше допустимого приводит к существенному снижению срока эксплуатации данного агрегата и росту аварийности.

Конструкция турбогенератора

Сюда входит два самых главных компонента - статор и ротор. Каждый из них обладает наличием множества элементов и систем. Ротор представляет собой вращающееся устройство турбогенератора. На него оказывают воздействие электромагнитные, механические и термические нагрузки. Статор же установлен стационарно. Но на него также влияют различные динамические нагрузки (высоковольтные, крутящие, вибрационные и др.).

Сердечник самого турбогенератора собирают из высоколегированной листовой горячекатаной стали. Если же его мощность превышает 100 МВт, то используется холоднокатаная сталь. Её листы расположены таким образом, чтобы направление, в котором движется магнитный поток в спинке самого сердечника, совпадало с направлением прокатки стали. Из этих листов набираются специальные пакеты, из которых уже формируются элементы сердечника. Все имеющиеся вентиляционные каналы между этими пакетами изготавливаются при помощи распорок из стали немагнитного типа.

Обмотки статора делают двухслойными и стойкими к коррозии. В каждый имеющийся паз вставляются два стержня, которые относятся к двум различным секциям. В самих обмотках применяется непрерывная изоляция. Статор турбогенератора включает в себя сам несущий корпус, в который устанавливается сердечник, и рёбра, жёстко связанные с опорными рамами. Между этими двумя элементами устанавливаются упругие детали. Изготавливаются они в виде прямоугольных эластичных призм. Между опорными площадками присутствуют сквозные овальные отверстия.

Паровая турбина турбогенератора

Это один из видов тепловых двигателей ротативного типа, который применяет энергию водяного пара. В ней происходит двукратное преобразование тепловой энергии пара в механическую работу. По сравнению с поршневой машиной, паровая турбина является на много удобней в использовании, экономичной и компактной.

При истечении самого пара сквозь сопла, его потенциальная энергия трансформируется в кинетическую, передаваемую непосредственно на сами лопатки. Комплект рабочих лопаток и неподвижных насадок называют ступенью турбины, которая может быть реактивной и активной.

Принцип действия данного устройства заключается в следующем. Через паропровод перегретый пар от котла подводится непосредственно к самой паровой турбине турбогенератора. Именно тут большая доля его тепловой энергии преобразуется в механическую работу. Затем этот отработанный с довольно сильно низким уровнем температуры и давления направляется в конденсатор. Тут присутствует система трубок, по которым постоянно прокачивается охлажденная вода. После соприкосновения с холодной поверхностью пар конденсируется, превращаясь в воду. Этот образовавшийся конденсат откачивается насосом и подаётся в сборный бак через специально предназначенный подогреватель и затем в паровой котёл. Отсюда можно сделать вывод, что в паровой турбине вода, пар и конденсат образуют замкнутый цикл. Потеря пара и воды совсем незначительная, но она компенсируется при помощи добавления в саму систему сырой воды, проходящую заранее через очиститель воды. Ту т она подвергается специальной химической обработке, чтобы удалить все нежелательные примеси.

КПД турбогенератора

Величина данного параметра определяется самим заводом-изготовителем, а именно конструкцией и числом применённых активных материалов. Но стоит помнить, что только лишь обслуживающий персонал при нормальной работе турбогенератора способен увеличить коэффициент полезного действия путём минимизирования определённых потерь.

КПД данного агрегата равен отношению выдаваемой полезной мощности к той мощности, которая подводится к турбогенератору от турбины. Этот показатель зависит от нагрузки, которую несёт само устройство. Для многих турбогенераторов максимальное значение данного коэффициента находится непосредственно в самой нагрузке, составляющей порядка 80-90% от номинальной. Это соответствует вполне нормальной работы турбины в экономичном режиме.

Выставка «Электро»

Данное международное мероприятие является самым масштабным не только в России, но и в странах СНГ. Тут будет осуществлён показ электрооборудования для энергетики, автоматизации, светотехники и электротехники.

Каждый посетитель выставки «Электро» в ЦВК «Экспоцентр» сможет увидеть самые актуальные и инновационные разработки в данной отрасли, начиная генерацией энергии и завершая её потреблением.

Здесь вы сможете более детально узнать о том, что такое турбогенератор, его назначение, типы, устройство и принцип работы. На данной выставке ежегодно уже 25 лет собираются ведущие специалисты и представители крупнейших производств со всего мира, чтобы обсудить самые актуальные вопросы и узнать много интересного в данной отрасли.

1. Технические характеристики турбины

Тип	конденсационная турбина с отбором пара
количество корпусов	1
количество клапанов экстренного торможения количество клапанов сопловой группы	2 4
ступень регулирования:
тип средний диаметр	импульсный 800 мм
количество держателей лопаток количество ступеней реакции	2 14
средние диаметры
первая ступень последняя ступень	570 мм 1000 мм
длина лопатки последней ступени	285 мм
основной пар до турбины (входной фланец)
давление температура	12 бар (изб.) 340 °С
количество выпусков давление сброса 1 при номинальной мощности	2 6,2 бар изб
давление сброса 2 при номинальной мощности давление выхлопа при номинальной мощности	1 бар изб 0,11 бар изб
номинальная мощность номинальная скорость	12000 кВт 5000 мин -1
приводимый механизм	генератор
соединение	с помощью трансмиссии
макс. расход основного пара	18,92 кг/с

1.1. Технические характеристики редуктора

1.2. Технические характеристики генератора

конструкция конструкция согласно	IM 1001 IEC-UTE
макс. высота возбуждение	1000 м бесщеточное
класс защиты класс изоляции	IP 54 F
температурный класс расположение охладителя	B установлен на статор
количество охладителей производительность охладителей	2 60 % каждый
тип тока полная мощность	3ф / синхронный 15000 кВА
номинальная мощность коэффициент мощности (cos φ)	12000 кВт 0,8
напряжение частота	10,5 кВ 50 Гц
скорость охлаждение	1500 мин -1 охладитель воздух / вода
качество охлаждающей воды температура охлаждающей воды на входе	СТ 25 °С
расход охлаждающей воды	прибл. 60 м3/ч
подшипник: подшипник скольжения со смазкой маслом (общая поставка масла вместе с турбиной)

1.3 Подача масла

Для обеспечения турбины и приводимого механизма смазочным маслом / рабочим маслом / маслом регулятора оборотов / подъемным маслом. Качество масла турбины согласно DIN 51515 тип ISO класс вязкости VG46.

прибл. давление смазочного масла	3,5 бар
прибл. Давление масла контура управления	160 бар
прибл. давление подъемного масла	100 бар
прибл. давление резервного масла	2 бар
содержимое маслобака	6000 л
количество первой заправки маслобака	6600 л
количество циркуляций (в час)	˂8 1/ч
ширина сетки маслофильтра	25 мкм
макс. дифф. давление на маслофильтре	1 бар
охладитель масла	2 х 100 %
расположение охладителя масла	вертикальное
температура охлаждающей воды на входе	30 °С
прибл. потеря давления на водной стороне	0,25 бар
качество охлаждающей воды	СТ
прибл. расход охлаждающей воды	55 м3/ч

1.4 Технические характеристики конденсатора

1.5 Технические характеристики насоса конденсата

1.6 Система откачивания

Тип	паровой эжектор
основной эжектор
количество эжекторных групп	2
количество ступеней в группе	2
количество эжекционных конденсаторов исполнение	1 горизонтальное
пусковой эжектор
количество эжекторов	1
количество ступеней	1
выброс пара	в атмосферу через глушитель
рабочий пар
давление	6,2 бар изб
температура	279 °С
количество	0,1 кг/с
охлаждающая среда	конденсат
температуры охлаждающей среды на входе
номинальная	47 °С
макс.	70 °С

2. Рабочие данные

2.1 Условия пара

Номинальный основной пар до турбины (входной фланец)

*) исходное давление не должно превышать:
105% от номинального давления в любое время, но среднее давление не превышает 100% за любые 12 месяцев работы
120% от номинального давления в качестве одномоментного значения, но не более 12 часов в течение 12 месяцев работы
**) превышение температуры не должно быть больше чем:

Ни в коем случае температура не должна превышать номинальную больше, чем на 28 °С.

Если пар подается к любой конечной точке турбины через 2 или более параллельных трубы, температура пара в любой трубе не должна отличаться от температуры в любой другой трубе больше, чем на 17 °С, кроме того, что в случаях колебания, продолжительностью не превышающего 15 мин, разница температур в самой горячей трубе не должна превышать пределов, указанных ранее.

2.2 Качество пара

Значения, указанные в директиве VGB (VGB-R 450L - издание 1988) для питательной воды котлов, воды котлов и пара из водотрубных котлов, не должны превышаться в ходе постоянной эксплуатации.

Для постоянной эксплуатации требования к пару для паровых турбин следующие:

*) при 25 °С, в местном потоке с постоянно работающей точкой измерения за сильнокислым катионообменником
(применимо только к воде, не содержащей CO2).
Превышение значений VGB даже в течение короткого времени может привести к образованию сильных соляных отложений, что вызывает механические и коррозионные повреждения.

2.3 Рабочие характеристики

Следующие данные относятся к номинальным параметрам основного пара на входном фланце турбины. Данные о производительности относятся к контактам турбина/генератор муфта/генератор. Указанные данные по давлению рассчитаны по выходным патрубкам турбины.

Точка нагрузки			А
Свежий пар
	давление	бар (изб.)	12
	температура	°С	340
	расход пара	кг/с	18,92
Отбор 1
	давление	бар (изб.)	6,2
	количество	кг/с	1,166
Отбор 2
	давление	бар (изб.)	1
	количество	кг/с	1,319
Выпускной пар
	давление	бар (изб.)	0,11
	количество	кг/с	16,41
Охлаждающая вода конденсатора
	расход	кг/с	695
	температура на входе	°С	30
Генератор
	частота	Гц	50
	напряжение	кВ	10,5
	коэффициент мощности	cos φ	0,8
	температура охл. воды на входе	°С	25

Электрическая мощность (контакты генератора)		кВт	12000

2.4 Гарантия

2.4.1 Гарантия по термодинамике

Мы гарантируем соблюдение электрической мощности, указанной в столбце А в разделе «Рабочие характеристики», при условии что требуемые регулирующие клапаны полностью открыты. Значения применимы к указанным условиям.
Качество пара согласно нормам VGB (ассоциация операторов ЦЭС).
К приемочным испытаниям применяются следующие стандарты в их последних версиях: DIN 1943 VDI Нормы по паровым турбинам.
Допуск на макс. производительность: ±0 %
Расчетные допуски: ±0 %
Допуски на измерения согл. DIN

2.4.2 Гарантия по вибрации

Динамическая балансировка ротора согласно ISO 1940 класс ротора G2,5
Требуемый уровень вибрации согласно ISO 10816 часть 1 и ISO 10816 часть 3.
Вибрация стойки подшипника во время непрерывной эксплуатации согласно ISO 10816 часть 1 и 3.

2.5 Материальное исполнение

2.5.1 Турбина

2.5.2 Подача масла

2.5.3 Конденсационная установка

2.6.2 Соединения труб

Все соединения труб спроектированы по стандартам DIN/EN

2.6.3 Веса (приблизительные)

3. Техническое описание

3.1 Турбина

Турбина конденсационная с отбором пара в исполнении с одним цилиндром и одним выпуском, одной активной ступенью и многоступенчатым реактивным лопаточным аппаратом, рассчитана на высокую эффективность работы и максимально надежна. Турбина соединена с генератором при помощи редуктора.

3.1.1 Корпус регулирующего клапана

Корпус регулирующего клапана высокого давления приварен к верху цилиндра. Он снабжен клапаном экстренного торможения, паровым фильтром и регулирующими клапанами. Паровой фильтр расположен в клапане экстренного торможения. Паровой фильтр препятствует доступу механических частиц в турбину. Второе его действие заключается в том, что минимизируются вихревые потоки пара и поэтому сокращается вибрация золотников клапана.

Клапан экстренного торможения спроектирован как диффузорный клапан с управляющим клапаном. Конструкция управляющего клапана делает возможной эксплуатацию без нагрузки на полной скорости (для привода генератора). Клапан экстренного торможения приводится в действие масляно-гидравлическим серводвигателем, которым управляет система управления турбины. Таким образом, становится возможна контролируемая эксплуатация турбины при помощи клапана экстренного торможения.

После прохождения через клапан экстренного торможения, пар проходит через регулирующие клапаны.

Регулирующие клапаны сконструированы как диффузорные клапаны и приводятся в действие масло-гидравлическими серводвигателями.

Во время пуска регулирующие клапаны полностью открыты, и поток пара контролирует клапан экстренного торможения. Это позволяет задействовать полный пуск, при котором пар подается одновременно во все сопловые коробки. Такой режим пуска делает возможным одновременное нагревание коллектора пара и сопловых коробок. Поэтому тепловой стресс из-за разницы температур будет минимизирован и время пуска будет сокращено.

3.1.2 Сопловые коробки

Сопловая коробка имеет горизонтальную линию разъема, и детали соединены между собой болтами. Коробка разделена на сопловые группы. На каждую группу подается пар из отдельного регулирующего клапана. Во время изменений нагрузки турбины секции сопловой коробки подвергаются большим колебаниям температуры, кто является причиной тепловой нагрузки. Чтобы минимизировать эти нагрузки, сопловые коробки вставлены в цилиндр без расширения.

3.1.3 Цилиндр

Цилиндр имеет горизонтальную линию разъема, образуя основание и крышку. Они прикручены друг к другу соединительными болтами цилиндра. Наверху цилиндра находится корпус регулирующего клапана, снизу сопла для контролируемого и неконтролируемого отбора пара и выходного пара. В центре расположен фланец на двух частях для соединительных болтов цилиндра. В эти фланцы вмонтированы поддерживающие кронштейны. Задняя часть цилиндра разделена радиально и закреплена болтами.

Выпускная часть стоит на двух опорах с плитами основания на фундаменте. Эти задние опоры служат фиксированной точкой опоры турбины.

Основание корпуса соединено со стойкой подшипника с помощью болтов, которые поддерживают правильное осевое и поперечное положение корпуса турбины с помощью продольного ключа между стойкой и плитой основания. Стойка подшипника может свободно скользить по оси на плите основания, но удерживается от перемещения в поперечном направлении с помощью осевого ключа, расположенного на продольной центральной линии.

3.1.4 Ротор

Ротор турбины изготавливается из цельного куска кованого стального сплава, прошедшего термообработку и предварительную механическую обработку. После предварительной механической обработки проводится последний сеанс термообработки и выполняется испытание на термостойкость. После этого выполняется окончательная механическая обработка. Лабиринтные уплотнения будут вставлены в часть балансировочного поршня и сальниковых уплотнений. В задней части предусмотрена муфта для силовой передачи. Балансировка выполняется, когда ротор полностью механически обработан, снабжен лопатками и собран.

3.1.5 Комплект лопаток турбины

Комплект лопаток формирует проход для пара в турбине. Они состоят из неподвижных частей (направляющие лопатки) и вращающихся частей (лопатки ротора). Сопла к первой ступени вставлены в сопловые коробки и дают частичный доступ к контрольной ступени. Направляющие лопатки вставлены в держатели лопаток, лопатки ротора - в ротор. Вращающиеся и неподвижные части разделены соответствующими зазорами.

3.1.6 Балансировочный поршень

Балансировочный поршень состоит из неподвижной и вращающейся частей. Вращающаяся часть балансировочного поршня входит в ротор и предназначена для снижения осевых сил лопаток турбины до низких значений. Оставшаяся осевая нагрузка ложится на упорный подшипник при любых рабочих условиях. Неподвижная часть имеет горизонтальную линию разъема и скреплена болтами. Балансировочный поршень снабжен лабиринтными уплотнениями, подробно описанными в разделе «Сальники». Утечки пара, проходящие балансировочный поршень, возвращаются в области более низкого давления в корпусе турбины.

3.1.7 Уплотнения

Уплотнения лабиринтного типа обеспечивает герметичность в местах, где вал ротора проходит через цилиндр. Уплотнительные полосы вставляются во вращающуюся и неподвижную части. Конструкция уплотнения позволяет легко их заменить. Для замены балансировочного поршня и внутренних лабиринтных уплотнений необходим подъем корпуса.

3.1.8 Стойки подшипников

Стойки подшипников находятся на концах цилиндра и имеют горизонтальный разъем. Крышка прикреплена к основанию болтами и просто снимается для обслуживания (без необходимости открывать цилиндр или снимать изоляцию корпуса). Передняя стойка подшипника снабжена упорным подшипником и подшипником скольжения, редуктором для основного маслонасоса и датчиками осевого смещения, вибрации вала, температуры и скорости подшипника Неподвижная задняя стойка подшипника снабжена подшипником скольжения, валоповоротным устройством и датчиками вибрации вала и температуры подшипника.

3.1.9 Подшипники

Подшипники скольжения - разъемного типа сделаны из антифрикционного металла (белого металла) со стальной оболочкой. Исполнение седла клапана позволяет легко отцентровать подшипник, вставляя вкладыши желаемой толщины под четыре регулировочных клина, расположенных под углом 90 градусов друг от друга.

Ротор прикреплен к передней стойке подшипника с помощью самоустанавливающегося сегментного упорного подшипника двойного действия, подходящего для обоих направлений вращения и упора. На каждый подшипник будет подаваться масло для смазки и охлаждения.

3.1.10 Изоляция турбины

Части турбины, работающие при паре высокой температуры, будут покрыты изоляционным материалом. Изоляция сделана из матов из стекловолокна и заполнена минеральной ватой (без асбеста). Предусмотрена двухслойная изоляция корпуса, внешний слой покрывается алюминиевой фольгой.

3.2 Передача

3.2.1 Редуктор

Редуктор находится между турбиной и приводимым механизмом. Он предоставляется для понижения скорости турбины до скорости приводимого механизма. Конструкция - одноступенчатая горизонтальная с осевым смещением и шевронная зубчатая передача. Валы ведущей и ведомой шестерни снабжены двумя подшипниками скольжения каждый и втулками из белого металла. Смазка происходит от общей подачи масла.

Корпус имеет горизонтальный разъем, крышка прикреплена к нижней части болтами.

3.2.2 Высокоскоростная муфта

Расположена между турбиной и редуктором. Смазка происходит от общей подачи масла на турбину. Муфта снабжена маслонепроницаемой крышкой. Обратное масло течет к стойкам подшипников турбины.

3.2.3 Валоповоротное устройство

Валоповоротное устройство приводится в действие двигателем переменного тока. Оно будет в работе после остановки турбины и должен оставаться в работе до пуска турбины, или когда турбина охлаждается.

Для гарантии наилучшего баланса охлаждения ротора валоповоротное устройство используется во время медленного вращения ротора. Это предотвращает сгибание ротора во время охлаждения. Также, когда работает валоповоротное устройство, минимизируется сгибание цилиндра с помощью вентиляции в турбине.

Оно снабжено устройствами, которые допускают ручное управление, только когда турбина находится на нулевой скорости, и переходит в автоматический режим, когда скорость повышается.

3.3 Система паровых уплотнений

Для предотвращения попадания воздуха из атмосферы в часть низкого давления турбины (зона вакуума) в уплотнение подается уплотняющий пар. Уплотняющий пар регулируется с помощью регулирующих клапанов, по одному на уплотнение. Пар среднего или низкого давления будет использоваться в качестве первичного пара.

Одна часть уплотнительного пара проходит через внутреннюю часть уплотнения и течет по направлению к конденсатору. Остальная часть уплотняющего пара проходит через внешнюю часть уплотнения и течет по направлению к конденсатору уплотняющего пара.

Пар и воздух после сальников турбины направляется во вторую ступень эжектора-конденсатора пара или поверхностный горизонтальный конденсатор уплотняющего пара с помощью вытяжного вентилятора. Утечки пара из уплотнений турбины направляются в кожух и конденсируются охлаждающей средой. Конденсат дренируется в основной конденсатор. Утечки воздуха, включая небольшое количество пара, выпускаются в атмосферу.

3.4 Маслосистема

Маслосистема - это комбинированная система смазочного, рабочего и управляющего масла. Она состоит из маслобака, насосов, фильтров, охладителей, клапанов регулирования давления, очистителя и соединительного трубопровода.

3.4.1 Маслонасосы

Основной маслонасос - приводимый в действие двигателем переменного тока, располагается на маслобаке.

Вспомогательный маслонасос (приводимый в действие двигателем переменного тока), располагается так же на маслобаке, автоматически берет на себя функцию основного маслонасоса в случае необходимости. Этот вспомогательный маслонасос автоматически запускается, когда падает давление масла подшипников.

Если вспомогательный маслонасос не может работать или не может запуститься, запускается аварийный масляный насос. Аварийный маслонасос рассчитан на подачу смазочного масла во время останова турбогенераторной установки, а также во время охлаждения ротора турбины.

Часть смазочного масла подается бустерными насосами (2 х 100%). Они создают необходимое давление для систем рабочего масла и управляющего масла. Рабочее масло используется для работы клапанов-регуляторов и клапана экстренного торможения с серводвигателями.

3.4.2 Контроль давления масла

Давление смазочного масла контролируется с помощью отдельного регулирующего клапана. Регулирующие клапаны работают на байпасе. Давление смазочного масла регулируется при помощи байпаса смазочного масла в маслобак. Рабочее масло контролируется насосом регулирующего масла.

3.4.3 Система подъемного масла

Насос подъемного масла, приводимый в действие двигателем переменного тока, используется во время работы валоповоротного устройства, а также во время пуска и останова турбогенераторной установки для подъема ротора, чтобы минимизировать трение в подшипниках ротора генератора.

3.4.4 Маслобак

Маслобак расположен рядом с турбиной.. Он рассчитан на весь объем масла для смазки и управления всего турбоагрегата. Он снабжен устройством для отделения воздуха. На крышке бака смонтированы маслонасосы и вытяжной вентилятор пара. Вентилятор поддерживает небольшое отрицательное давление в системе дренажа и в маслобаке.

3.4.5 Масляные охладители

Система оборудована двумя идентичными охладителями масла, каждый производительностью 100%. Переключение между охладителями во время работы происходит с помощью трехходовых клапанов.

Охладитель, не находящийся в работе, можно дренировать и очистить или заменить во время работы турбины.

3.4.6 Маслофильтр

Система оборудована двумя идентичными маслофильтрами для управляющего и смазочного масла, каждый производительностью 100%. Переключение между фильтрами во время работы происходит с помощью трехходовых клапанов.

Фильтр, не находящийся в работе, можно очистить или заменить во время работы турбины.

3.4.7 Маслопровод

Соединительный трубопровод включает в себя трубы между различными агрегатами маслосистемы. Включен трубопровод смазочного масла к турбине и генератору с обратными линиями масла к маслобаку. Также предусмотрен соединительный маслопровод в целях управления (линии управляющего и рабочего масла), включая обратные линии к маслобаку.

Соединительный трубопровод выполнен из углеродистой стали, трубопровод после фильтра выполнен из нержавеющей стали.

3.5 Поверхностный конденсатор

3.5.1 Общее описание

Конденсатор поверхностного типа с водяным охлаждения с отверстием для впуска пара наверху. Конденсатор может конденсировать весь пар из турбины в любых предусмотренных рабочих условиях.

Конденсатор рассчитан на низкую скорость пара по всей поверхности трубы. Распределение пара ко всем частям охлаждающей поверхности гарантирует высокую степень теплопередачи от пара к охлаждающей воде и наибольший возможный вакуум при данном количестве и температуре охлаждающей воды.

Конденсат, стекая с труб, позволяет достичь хорошей степени деаэрации конденсата.

Воздух и неконденсируемые пары в конденсаторе могут контактировать с трубами самой холодной части конденсатора. Максимальное охлаждение этих газов позволяет собрать их и вывести из конденсатора вакуумным насосом.

Сборник конденсата приварен ко дну кожуха конденсатора. Его функция - собирать и накапливать конденсат.

3.5.2 Кожух конденсатора

Кожух конденсатора рассчитан на вакуум и выдерживает внутреннее давление 1 бар (изб.). Предусмотрены подходящие отверстия для впуска пара из турбины и для удаления воздуха и конденсата. На концах кожуха присоединены трубные доски. Между трубными решетками в кожухе находятся несколько опорных пластин для опоры и минимизации вибрации труб.

Трубы конденсатора с обеих сторон крепятся к трубной решетке.

Конденсатор размещается на соответствующем фундаменте и соединен с выхлопным патрубком турбины.

3.5.3 Водяный рубашки

Водяные рубашки приварены к обоим концам кожуха.

В водяных рубашках расположены соединения для охлаждающей воды и соответствующие люки-лазы с крышками.

Внутреннее покрытие предотвращает коррозию.

3.5.4 Насосы конденсата

Предоставляются насосы конденсата, каждый производительностью 100%. Они расположены ниже конденсатора.

Тип насосов - центробежные горизонтальные насосы. Они имеют торцевой разъем и радиальное рабочее колесо. Исполнение - прямоточное одноступенчатое. Предоставляется уплотнение вала с соединением для уплотняющей воды для предотвращения попадания воздуха в систему конденсата (зона вакуума).

Соединения согласно стандарту DIN.

Насосы снабжены фильтрами на стороне всаса. Предоставляются изолирующие клапаны на стороне всаса (перед фильтром) и на стороне напора. Насосы приводятся в действие двигателем переменного тока и устанавливаются на плиту основания.

3.5.5 Воздушные эжекторы

Предусмотрены два двухступенчатых воздушных эжектора с паровым приводом для удаления неконденсируемых газов из кожуха конденсатора. Каждый эжектор двухступенчатого типа и устанавливается на кожух эжектора-конденсатора, который конденсирует пар двух ступеней. Конденсат возвращается в основной конденсатор. Трубы рассчитаны на передачу 100% конденсата, извлеченного из основного конденсатора.

Для пуска предоставляется дополнительный пусковой эжектор. Пусковой эжектор одноступенчатый, не конденсирующего типа. Эжектор имеет выпуск в атмосферу.

3.5.6 Система контроля уровня конденсата

Система контроля уровня конденсата регулирует постоянный уровень в конденсаторе.

Она состоит из контроллера уровня, клапана контроля выброса и клапана рециркуляции. Если поток конденсата меньше, чем требуемый минимальный расход насосов конденсата или минимальное требуемое количество для эжектора-конденсатора и конденсатора уплотнительного пара, открывается клапан рециркуляции и закрывается клапан контроля выброса.

Контроллер - электронного типа или РСУ. Регулирующие клапаны (клапан контроля выброса и рециркуляции) могут приводиться в действие электро- или пневмоприводами.

3.5.7 Соединительные трубопроводы

Соединительный трубопровод включает в себя трубы отвода конденсата из конденсатора, трубы отвода воздуха из конденсатора в эжектор, уплотняющей воды (конденсата) для уплотнений в вакуумной зоне (клапаны и насосы конденсата) и экстренную выпускную трубу с разрывным диском. Все соединительные трубы изготовлены из углеродистой стали.

4. Система управления и защиты турбины

4.1 Эксплуатация и контроль (визуальный)

4.1.1 Станция оператора в центре управления турбиной

Одна панель управления
сенсорный экран диагональю 19”, разрешение 1280x1024
USB-интерфейс
24 В постоянный ток
процессор 533 MHZ FSB, 2 MB SLC
память 1 GB DDR266 SDRAM (1х1 GB)
DVD-ROM Windows XP Prof MUI
DDR SDRAM (2x128 MB) двухканальная, 1,44 MB
FDD+DVD ROM, уже установленная ОС Windows 2000
1 шт. модуль связи CP 1613 Ethernet
1 шт. Microsoft small office
1 шт. плоский экран диагональю 19”, терминал с клавиатурой для приема/передачи данных
мышка для установки

4.1.2 ПО системы визуализации

1 шт. ПО WIN CC V6.0 + SP2
лицензия на использовании

4.1.3 Визуализация специализированного ПО

В наше предложение включены следующие дисплеи наблюдения для эксплуатации и контроля турбиногенератора и вспомогательного оборудования, например:

обзор
система пара
управление турбиной
система смазочного масла
система управляющего масла
визуализация и контроль температуры подшипников
генератор, автоматический регулятор напряжения, защита и синхронизация
функциональные группы, включая
кривые роста, функция архива для измерений, журнала событий, сигнализаций с функцией краткосрочного и долгосрочного хранения

4.2 Регулирование и защита в замкнутом контуре турбины

4.2.1 Аппаратура ПЛК

В качестве системы автоматизации предлагается ПЛК для управления в открытом, закрытом контуре и защиты со следующими модулями:

1 шт. стойка
1 шт. источник питания PS 405 (10 А) с буферным аккумулятором
1 шт. CPU 414-3 с EPROM 1MB
1 шт. промышленный модуль связи Ethernet CP 443-1
1 шт. модуль интерфейса IF 964 DP

4.2.1.1 Аппаратура ПЛК турбины

Для регулирования скорости предоставляется ПЛК со следующими модулями:

1 шт. стойка
1 шт. источник питания PS 307 (2А)
1 шт. CPU-317-2DP
1 шт. аналоговый ввод (8 AI)
1 шт. цифровой модуль ввода/вывода (8DI/8DO)
2 шт. аналоговые модули вывода (4AO)
1 шт. микрокарта памяти
1 шт. карта ввода скорости / 8 каналов

Местный ввод/вывод - периферия:

6 шт. Серийный интерфейс (Profibus DP)
6 шт. цифровые модули ввода (16 DI каждый модуль)
6 шт. цифровые модули ввода (32 DI)
2 шт. цифровые модули вывода (32 DО каждый модуль)
13 шт. аналоговые модули ввода (8 AI каждый модуль)
7 шт. аналоговые модули ввода pt 100 (8 AI)
2 шт. аналоговые модули вывода (8 AО каждый модуль)
5 шт. стойки
передние заглушки

4.2.1 Специализированное ПО для ПЛК

Специализированное ПО для турбогенератора и синхронизации состоит из:

защита турбины, управление в закрытом контуре турбины:
регулирование скорости/частоты
защита турбины, например:
вибрации
температура/давление смазочного масла
обратное давление
другое
управление по разомкнутому контуру следующих вспомогательных приводов:
вспомогательный маслонасос
аварийный насос смазочного масла
вытяжной вентилятор масляных паров
обогрев генератора во время бездействия
поворотное устройство
вентилятор конденсатора уплотняющего пара
функциональные группы пуска и останова
функциональная группа системы смазочного масла
функциональная группа поворотного устройства
функциональная группа турбины

4.2.2 Измерение скорости и защита от превышения скорости

4.2.2.1 Защита от превышения скорости / регулирование скорости

Прибор защиты от превышения скорости «2 из 3» включает следующее оборудование:

1 шт. стойка MMS 6352 19”
1 шт. соединительная панель MMS 6351/10
3 шт. устройство контроля скорости MMS 6350/D
6 шт. соединительный кабель 3 м MMS 6360
6 шт. соединительный блок MMS 6361 25pol Sub D
3 шт. втулки для датчиков, включая фиксирующие гайки (нержавеющая сталь)
3 шт. датчики скорости

4.3 Защита и синхронизация генератора

4.3.1 Защита генератора

1 шт. многофункциональное защитное реле генератора

Могут быть реализованы следующие функции защиты:

дифференциальная защита
защита от сверхтоков
защита ротора от замыканий на землю
защита статора от замыканий на землю (область защиты 95%/Uo)
защита обратной мощности
защита от недостаточного возбуждения
защита от перегрузок
защита от превышения напряжения (2 ступени)
защита от недостаточного напряжения (2 ступени)
защита от недостаточной частоты
защита от перевозбуждения
защита от несимметричной нагрузки

Реализуемые функции обсуждаются на дальнейших стадиях проекта.

1 шт. соединительное устройство для защиты ротора от замыканий на землю 7XR61
Сигнал аварийного останова турбины и открытие размыкателя цепи генератора и возбуждение останова имеют жесткую проводку

Предусмотрены дополнительные входы/выходы:

1 вход для экстренного останова обмотки статора при высокой температуре
3 входа для внешних сигналов (без потенциала)
4 программируемых выходных сигнала экстренного останова
передача данных в основной ПЛК по шине Profibus DP

4.3.2 Шкаф автоматической регуляции напряжения

4.3.3 Синхронизация

1 шт. автоматическое устройство синхронизации установлено на всем оборудовании для ручной синхронизации:

двойной вольтметр
двойной частотомер
переключатели для размыкателей
выбор автоматического/ручного режима
пуск/стоп синхронизации
синхроноскоп

4.4 Шкафы управления турбины и генератора

4.4.1 Шкаф управления турбины

В наш объем поставки входит:

1 шт. шкаф управления турбины, цвет RAL 7032
Размеры Ш х Г х В = 2000 х 600 х 2200 мм, включая раму основания 200 мм
Класс защиты IP41

В комплекте:

стальная пластина нижней крышки
кабель-каналы, профильные рейки и рейки крепления кабеля
для входящих / выходящих кабелей
освещения шкафа, розетки 110 В переменного тока
измерение внутренней температуры в шкафу управления турбины
1 шт. реле экстренного останова
2 вентилятора

Устройство превышения скорости и измерения скорости установлены на поворотной раме. ПЛК смонтированы на раме.
Также отдельно смонтирован на раму и отдельно снабжается электропитанием для контроля и защиты байпаса.

Электропитание 220 В переменного тока для освещения / вентиляторов и также 24 В постоянного тока для шкафа управления турбины поставляется другими

4.4.2 Местный шкаф для распределенного ввода/вывода

Один местный шкаф
цвет RAL7032
Размеры Ш х Г х В = 1200 х 600 х 2200 мм, включая раму основания 200 мм
Класс защиты IP41
В комплекте:
стальная пластина нижней крышки,

освещения шкафа, розетки 220 В переменного тока
измерение внутренней температуры в шкафу управления турбины
1 вентилятор

4.4.3 Шкаф управления генератора

1 шт. шкаф управления цвет RAL7032
Размеры Ш х Г х В = 1600 х 800 х 2200 мм, включая цокольную раму основания 200 мм, класс защиты IP41, в комплекте:
стальная пластина нижней крышки
кабель-каналы, профильные рейки и рейки крепления кабеля для входящих / выходящих кабелей
освещения шкафа, розетки 110 В переменного тока
измерение внутренней температуры в шкафу управления

Следующие детали устанавливаются на поворотную раму
защитные реле генератора
реле синхронизации
2 трансформатора тока / напряжения для напряжения и тока возбудителя
все ручное оборудование синхронизации

Одно устройство для передачи данных на ПЛК по шине Profibus устанавливается на стойку
Однолинейная схема электрической сети на передней части шкафа

4.5 Заводское приемочное испытание

Перед отгрузкой цехе будет произведено приемочное испытание.
Все входящие и выходящие сигналы будут полностью проверены от зажимов до визуализации.

5. Перечень электропотребителей

	Количество	Мощность (кВт / установка)	Напряжение (В)	Частота (Гц)	Резерв	Рабоч.
Основной маслонасос	1	11	400	50	1
Вспомогательный маслонасос	1	11	400	50	1	1
Насос регулировки масла	2	15	400	50		1
Аварийный маслонасос	1	3	110	пост. ток	1
Высоконапорный насос (масло гидроподъема)	1	15	400	50	1
Вентилятор масло тумана	1	0.18	400	50		1
Регулирующий клапан температуры масла	1	0.18	230	50		1
Поворотное устройство ротора	1	22	400	50	1
Соленоидный клапан, отбор	2	0.1	230	50		2
Контрольно-измерительные приборы	1	2.5	230	50		1
Защита и возбуждение генератора	1	6	230	50		1
Нагреватель генератора	1	10	230	50	1
Конденсатный насос	2	30	400	50	1	1
Вентилятор уплотняющего парового конденсата	1	5.5	400	50		1
Регулирующий клапан уровня конденсата	1	0.18	230	50		1
Циркуляционный клапан конденсата	1	0.18	230	50		1

1 клапан экстренного торможения на входе в турбину 1 выпрямитель потока, встроенный в клапан торможения 1 регулирующие клапаны 1 компл. валоповоротное устройство 1 рама основания для турбины и редуктора 1 компл. анкерные болты и гайки 1 компл. изоляционный материал для турбины 1 компл. теплоизоляция для турбины 1 компл.

7.2 Система смазки и масла регулятора оборотов

Один комплект системы смазки и масла регулятора оборотов состоит из:

масляный бак	1
основной маслонасос (приводится в действие двигателем переменного тока)	1
вспомогательный маслонасос (приводится в действие двигателем переменного тока)	1
насос регулирующего масла (приводится в действие двигателем переменного тока)	2
аварийный маслонасос (приводится в действие двигателем постоянного тока)	1
охладитель масла (фильтр охлаждающей воды менее 500 мкм)	2
маслофильтр	2
клапан-регулятор температуры масла	1
маслопровод от маслобака к турбине, редуктору и генератору и обратно	1 компл.
клапан-регулятор давления масла	1
трубная обвязка и клапаны для масла	1 компл.
эксгаустер, приводимый двигателем переменного тока	1
электрический подогреватель масла	1

7.3 Редуктор

7.4 Конденсационное устройство

Одно конденсационное устройство состоит из:

система управления турбины, включая регулировку скорости

кожухотрубный поверхностный конденсатор	1
двухступенчатый пароструйный воздушный эжектор	1
пусковой эжектор	1
разрывной диск	1
система регулирования уровня конденсата, включая датчики уровня, клапан регулирования уровня, клапан минимального потока	1 компл.
насос конденсата, включая двигатель переменного тока, пластины основания с анкерными болтами и муфтами	2 компл.
трубная обвязка, включая необходимые клапаны	1 компл.
соединительная деталь турбина-основной конденсатор	1 компл.
измерение вибрации вала для 6 подшипников	1 компл.
измерение осевого положения ротора	1 компл.
система блокировки для защиты турбины	1
необходимые местные КИП	1 компл.
местные датчики и сигнализаторы, смонтированы на стойке	1 компл.
местные датчики и сигнализаторы для установки вне объема поставки, как отдельные детали	1 компл.
специальные кабели для электронной системы управления турбиной	1 компл.

Все модули в объеме поставки продавца снабжены внутренней проводкой и испытаны до клеммных коробок.

7.7 Генератор

7.8 Фундамент турбогенератора

7.9 Услуги

шеф-монтаж (по тарифам за день)
пуско-наладка (по тарифам за день)
пробный пуск (2 недели, 1 смена) (по тарифам за день)
обучение персонала покупателя во время пуско-наладки и пробный пуск

7.10 Исключения из объема поставки

Следующие основные компоненты, материалы и услуги не входят в объем поставки продавца турбины:

проектирование, компоновка, производство, поставка деталей и услуг, не указанных в данном документе
рабочие чертежи
анализ устойчивости для внедрения генератора в производство
другие системы кодирования на предприятии
строительные расчеты, строительные работы, цементные материалы
опорные конструкции, платформы, лестницы, ограды для нагревателей и другое оборудование
крышки пола, мостки
мостки из рифленого листа для отверстий в полу, траншей и каналов
системы освещения и связи, оборудование для кондиционирования воздуха
распределительное устройство, шкаф управления электродвигателями, низковольтная сеть, кабели и кабельные каналы
ИБП 220 В переменного тока, аккумуляторная батарея, зарядное устройство и панели
система заземления
оборудование для пожаротушения
краны
ответные фланцы, болты, гайки, прокладки на всех конечных точках поставки
система охлаждающей воды
нагреватели, деаэратор, линии питательной воды, дренажный бак, система байпаса
термоизоляция для труб, кабелепроводов и вспомогательного оборудования
первая заправка маслом, масляный сепаратор
капюшон для шумозащиты
нет испытания на нагрузку по поступающему маслу на заводе, первое заполнение маслом, очиститель масла
стандартные инструменты и сварочное оборудование для установки и обслуживании на площадке
запчасти (кроме запчастей для пуско-наладки) (опция)
испытание турбины без нагрузки в цеху
покрасочные материалы на площадке
хранение, подготовка к эксплуатации в зимний период
установка
пуско-наладка, пробная эксплуатация
курс обучения на предприятии поставщика
проверки третьей стороной
эксплуатационное испытание, специально откалиброванные инструменты для эксплуатационного испытания

7.11 Границы поставки

плиты основания для поставляемого оборудования
патрубки на входе/выходе турбины для свежего пара и пара отбора
входные/выходные фланцы у обратного клапана отбора
входные/выходные фланцы для охлаждающей воды у конденсатора, охладителя масла и охладителя генератора
выход конденсата после регулирующего клапана в области основания турбины
выходной вентилятор - конденсатор уплотняющего пара
выходной эксгаустер
клеммы для электрооборудования/КИП у шкафа управления турбины/генератора
клеммы для электрооборудования/КИП у местных распределительных коробок
клеммы для портативных КИП
клеммы для электродвигателей, приводов, электромагнитных клапанов
клеммы 10,5 кВ для генератора

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

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 указана в табл. 2.

*Допускается превышение температуры обмотки ротора над температурой холодного водорода не более чем на 75.

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.

Половины щитов вентиляторов изолированы от внутренних щитов и между собой.

Разъемы щитов расположены в горизонтальной плоскости.

В щитах и в бочке ротора предусмотрены специальные каналы, по которым охлаждающий газ попадает в лобовые части обмотки ротора.

Газоплотность соединений соединения плоскостей корпуса и наружных щитов обеспечивается резиновым шнуром, приклеенным по дну канавок, выфрезерованных в наружных щитах.

Чтобы приникнуть внутрь корпуса, не разбирая наружных щитов, в нижней его части предусмотрен люк.

До установки генератора на фундамент статор опирается на транспортные лапы, приваренные к корпусу.

Статор устанавливается на фундамент посредством рым- лап, которые при транспортировании снимаются.

Основанием для генератора и возбудителя служат фундаментные плиты, выполненные из стальных листов. Они устанавливаются во время монтажа на закладные плиты и постоянные подкладки и подливаются бетоном.

Для крепления генератора к фундаменту используются фундаментные шпильки.

Основанием для подшипника генератора является фундаментная плита коробчатого типа.

Газоохладители

Выделяющееся в генераторе тепло отводится четырьмя вертикальными охладителями.

Каждый охладитель состоит из биметаллических, латунно-алюминиевых трубок с прокатанными алюминиевыми ребрами.

Трубки завальцованы с обеих сторон в трубные доски, к которым приболчены камеры, уплотненные резиной и связанные между собою рамами.

Охладители вставляются в статор сверху и верхними трубными досками опираются на концевые части статора.

Нижние камеры по отношению к корпусу статора уплотнены резиной таким образом, что обеспечивается свободное тепловое расширение охладителей в вертикальном направлении.

Съемные крышки водяных камер позволяют производить чистку трубок и контроль за их состоянием, не нарушая герметичности корпуса статора.

Напорные и сливные трубы присоединены к нижним крышкам.

Для выпуска воздуха из верхних камер охладителей предусмотрены контрольные дренажные трубки.

Каждая трубка, пропущенная через одну из охлаждающих трубок и нижнюю камеру, заканчивается фланцем, приваренным к камере.

К фланцам присоединяются отводящие трубки с кранами, которые во время работы генератора должны быть постоянно открыты с минимальным сливом воды в дренаж.

Сердечник статора

Сердечник статора собран на клиньях из сегментов электротехнической стали толщиной 0.5 мм и вдоль оси разделён вентиляционными каналами на пакеты.

Поверхность сегментов покрыта изоляционным лаком.

Клинья сердечника статора приварены к поперечным кольцам корпуса.

Спрессованный сердечник статора стягивается нажимными кольцами из немагнитной стали. Зубцовая зона крайних пакетов уплотнена нажимными пальцами из не магнитной стали, установленными между сердечником и нажимными кольцами.

Для демпфирования электромагнитных потоков рассеяния лобовых частей обмотки статора под нажимными кольцами установлены медные экраны.

Для уменьшения передачи на корпус и фундамент стопериодных колебаний сердечника в клиньях статора выполнены продольные прорези, что создаёт упругую связь сердечника статора с корпусом.

Обмотка статора

Обмотка статора-трехфазная, двухслойная, с укороченным шагом, стержневая, с транспозицией элементарных проводников. Лобовые части обмотки-корзиночного типа. Стержни обмотки сплетены из сплошных и полых элементарных изолированных проводников и в пазах сердечника закрепляются специальными клиньями.

Для охлаждения обмотки по полым проводникам проходит дистиллированная вода.

На концах стержней припаяны наконечники для подвода воды к полым проводникам. Наконечники припаяны к стержням твёрдым припоем типа П Ср. Электрическое соединение стержней осуществляется медным хомутом и клиньями с пайкой мягким припоем типа ПОС.

Начала и концы обмотки выведены наружу через концевые выводы. Обозначение линейных и нулевых концевых выводов указано на монтажном чертеже, входящем в комплект эксплуатационной документации.

Для подвода и слива охлаждающей воды из обмотки статора имеются кольцевые коллекторы, установленные на изоляторах. Соединение коллекторов со стержнями обмотки осуществляется водосоединительными трубками из изоляционного материала. Охлаждающая вода в обмотке проходит по двум стержням, шинам и выводам, соединенным последовательно. Для контроля заполнения коллекторов водой и для выпуска из них воздуха в верхних точках коллекторов установлены дренажные трубки, выведенные из корпуса статора наружу.

В период эксплуатации дренажные трубки должны быть открыты с минимальным сливом для непрерывного удаления воздуха из системы охлаждения обмотки статора. Контроль проходимости дистиллята в стержнях обмотки статора осуществляется измерением температуры термосопротивлениями, заложенными под клинья в каждом пазу сердечника статора.

Ротор изготовлен из цельной поковки специальной стали, обеспечивающей его механическую прочность при всех режимах работы генератора.

Обмотка ротора выполнена из полосовой меди с присадкой серебра. Её охлаждение осуществляется непосредственно водородом по схеме самовентиляции с забором газа из зазора машины.

Дюралюминиевые клинья, удерживающие обмотку в пазах, имеют заборные и выходные отверстия для охлаждающего газа, совпадающие с боковыми каналами, выфрезерованными в катушках.

Пазовая и витковая изоляции катушек выполнены из прессованного стеклополотна на теплостойком лаке. Контактные кольца, насаженные в горячем состоянии на промежуточную, изолированную от них втулку, установлены за подшипником со стороны возбудителя.

Стержни токоподвода, расположенные в центральном отверстии ротора, соединяются с обмоткой и контактными кольцами с помощью изолированных гибких шин и специальных изолированных болтов, которые для обеспечения газоплотности ротора имеют уплотнения сальникового типа.

Роторные бандажи, выполненные из специальной немагнитной стали, имеют горячепрессовую посадку на центрирующую заточку бочки ротора.

От осевых перемещений бандажное кольцо удерживается кольцевой шпонкой и гайкой, навинченной на носик бандажа с наружной стороны.

Для повышения термической стойкости ротора против воздействия токов обратной последовательности, замыкающихся по торцам бочки ротора, поверх изоляции лобовых частей обмотки уложены внахлёст короткозамыкающие кольца в виде двухслойных медных гребёнок. Зубья гребёнок располагаются под клинья в пазах с обмоткой и в специальных пазах, выфрезерованных в больших зубцах бочки.

Лобовые части обмотки ротора изолированы от бандажей и центрирующих колец изоляционными сегментами.

Опорные подшипники

Опорный подшипник генератора, установленный со стороны возбудителя, является подшипником стоякового типа и имеет шаровой самоустанавливающийся вкладыш.

Смазка подшипника-принудительная. Масло подаётся под избыточным давлением из напорного маслопровода турбины.

В конструкции подшипника предусмотрен дистанционный контроль температуры баббита вкладыша и сливного масла с помощью термометров сопротивления. Визуальный контроль слива масла производится через стекло в патрубке.

На удлинённой части основания стояка подшипника установлена щеточная траверса, которая служит для подвода тока возбуждения к контактным кольцам ротора.

Для устранения подшипниковых токов предусмотрена изоляция этого подшипника от фундамента и от всех маслопроводов.

На стойке каркаса траверсы предусмотрена установка изолированной от корпуса щётки, которая используется при измерении сопротивления изоляции обмотки ротора и для введения защиты от двойного замыкания обмотки ротора на корпус.

Опорный подшипник генератора со стороны турбины поставляется турбинным заводом.

Уплотнения вала

Для предотвращения выхода водорода из статора на наружных щитах генератора установлены двухкамерные масляные уплотнения вала торцевого типа. В уплотнениях этого типа вкладыш с баббитовой заливкой постоянно прижимается к упорному кольцу вала ротора давлением прижимного масла и следует за всеми перемещениями ротора вдоль оси.

Уплотняющее масло под давлением, превышающим давление газа в генераторе, подаётся в напорную камеру и оттуда через отверстия во вкладыше поступает в кольцевую канавку, проточенную в баббитовой заливке вкладыша. Затем масло заполняет радиальные канавки и клиновые скосы и растекаясь в обе стороны от кольцевой канавки, образует при вращении сплошную пленку, которая препятствует утечке газа из корпуса генератора.

Камеры уплотняющего и прижимного масла, образованные между корпусом и вкладышем, уплотнены резиновыми шнурами, помещенными в кольцевые канавки на поверхности вкладыша.

Для защиты внутренней полости статора от попадания масла предусмотрены маслоуловители, установленные на наружных щитах между уплотнением вала и внутренней полостью статора, и дополнительные камеры в вентиляторных щитах.

Для устранения подшипниковых токов корпус уплотнения и маслоуловитель со стороны возбудителя изолированы от наружного щита и маслопроводов.

Необходимое давление уплотняющего и прижимного масла обеспечивается регуляторами, входящими в систему маслоснабжения.

Вентиляция

Вентиляция генератора осуществлена по замкнутому циклу. Газ охлаждается газоохладителями, встроенными в корпус статора. Необходимый напор газа создаётся двумя вентиляторами, установленными на валу ротора.

3. Указания по технике безопасности

На электростанциях, оборудованных генераторами с водородным охлаждением, руководствоваться ведомственными правилами по технике безопасности.

При работе генератора с водородным охлаждением в какой-то степени происходить утечка водорода в атмосферу. Образовавшаяся газовая смесь может загореться, а при содержании в ней пяти и более процентов водорода- взорваться.

Чтобы исключить возможность пожаров и взрывов во время монтажа, при подготовке к работе и в эксплуатации, принять меры к тому, чтобы поблизости от генератора не было невентилируемых объемов, куда может проникать водород.

При осуществлении вентиляции этих объёмов исключить возможность попадания водорода на узлы агрегата, работающего с искрением или имеющего высокую температуру.

Допуск обслуживающего персонала в корпус генератора производить после того, как из него полностью вытеснен углекислый газ и проведен химический анализ воздуха.

Заключение

В настоящее время электроэнергия в основном вырабатывается на тепловых, гидравлических и атомных электростанциях. Из них преимущественное развитие получили тепловые электростанции, что объясняется следующим. Стоимость электроэнергии, вырабатываемой гидроэлектростанциями, значительно ниже стоимости электроэнергии, вырабатываемой тепловыми станциями. Однако по размерам капиталовложений гидроэлектростанции в несколько раз дороже тепловых и сооружаются они более длительное время. Поэтому наращивание мощностей для покрытия всё возрастающих потребностей в электроэнергии более целесообразно за счет строительства тепловых электростанций. В этом случае, вместе с более быстрым ростом энерговооружаемости ускоряется рост производительности труда во всех народного хозяйства, что оказывает дополнительное влияние на сокращение сроков окупаемости производимых затрат.генератор котельный циркуляция маслоснабжение

Изложенное подтверждает актуальность установки на котельных турбогенераторов, главным образом, как для покрытия собственных нужд котельных, так и отдачи внешним потребителям электроэнергии.

Список литературы

1. Браймайстер Л.Г., Поздняков Б.И., Теймуразян Ю.В. и др. "Руководство по капитальному ремонту турбогенератора ТВВ-320-2", Москва: СПО ОРГРЭС, 1976 г.

2. Федоров В.А., Смирнов В.М. "Опыт разработки, строительства и ввода в эксплуатацию малых электростанций", Москва: Теплоэнергетика, №1, 2000 г.

3. Кореннов Б.Е. "Замена РОУ противодавленческой турбиной – эффективное энергосберегающее предприятие для котельных и ТЭЦ", Москва: Промышленная энергетика, №7, 1997 г.

4. Бушуев В.В., Громов Б.Н., Доброхотов В.И. и др. "Научно-технические и организационно-экономические проблемы внедрения энергосберегающих технологий", Москва: Теплоэнергетика, №11, 1997 г.

5. Хрилев Л.С. "Основные направления развития теплофикации", Москва: Теплоэнергетика, №4, 1998 г.

6. Доброхотов В.И. "Энергосбережение: проблемы и решения", Москва: Теплоэнергетика, №1, 2000 г.

Максимальное число оборотов турбогенераторов на тэс. Паровая турбина: устройство, принцип действия, основные элементы. Аппаратура ПЛК турбины

Конструкция турбогенератора

Паровая турбина турбогенератора

КПД турбогенератора

Выставка «Электро»

2. Рабочие данные

3. Техническое описание

4. Система управления и защиты турбины

5. Перечень электропотребителей

Откуда берутся кисты в организме человека

Заговор на возврат долга самостоятельный и сильный

Песочное и сдобное пресное тесто и изделия из него Ассортимент из пресного сдобного теста

Категории

Последние статьи

Как рассчитать неустойку по договору аренды помещения?

Шаманизм хотят приравнять к официальным религиям россии Какие национальности исповедуют шаманизм

Управление многоквартирными домами

Святитель Феофан Затворник

Гребнево церковь. Гребнево. Церковь Гребневской иконы Божией Матери. Одинцовский Православный социально-культурный центр

Энергетика смерти убивает живых

Темная сторона души человека

Магические обряды и заговоры на святки Сильные заговоры на святки любовь

Рецепты десертных блюд из груши

Реклама

Максимальное число оборотов турбогенераторов на тэс. Паровая турбина: устройство, принцип действия, основные элементы. Аппаратура ПЛК турбины

Конструкция турбогенератора

Паровая турбина турбогенератора

КПД турбогенератора

Выставка «Электро»

2. Рабочие данные

3. Техническое описание

4. Система управления и защиты турбины

5. Перечень электропотребителей

Возможно вам будет интересно:

Категории

Последние статьи

Реклама