книги из ГПНТБ / Данилевич, Я. Б. Добавочные потери в турбо- и гидрогенераторах

А К А Д - Е M И Я Н А У К С С С Р В С Е С О Ю З Н Ы Й Н А У Ч Н О - И С С Л Е Д О В А Т Е Л Ь С К И Й ИНСТИТУТ Э Л Е К ТРО М А Ш И Н О С Т Р О ЕНИ Я

Я. Б . Д А Н И Л Е В И Ч

ДОБАВОЧНЫЕ ПОТЕРИ В ТУРБО -

ИГИДРОГЕНЕРАТОРАХ

И З Д А Т Е Л Ь С Т В О « Н А У К А » Ленинградское отделение Л е н и н г р а д 197 3

К О Н Т Р О Л Ь Н Ы Й Ѳ К З Е М П Л Л

УДИ 621.313.32.2.001

Добавочные потерн в турбо- н гидрогенераторах. Д а н ы л е в и ч Я. Б . Изд-во «Наука», Лениигр . отд., Л . , 1973, стр. I—182.

На основе решения уравнений электромагнитного поля в монографин излагаются методы расчета добавочных потерь, вызываемых полями рассея­ ния обмоток статора п ротора, а также высших гармонических обмоток. Осо­ бое внимание уделяется рассмотрению потерь в конструктивных элементах торцовой зоны статора, а также крайних макетах сердечника, лобовых ча­ стях обмоток. Приводятся результаты экспериментального исследования электромагнитных полей и потерь турбо- п гидрогенераторов большой мощ­ ности, данные расчета отдельных составляющих потерь для турбо- п гидро­ генераторов различной мощности.

Библ. 161 напм., табл. 12, нлл. 100.

В. П. А H Е M П О Д И С Т О В

Гос. публичная

В в е д е н ие

В Л . Рост единичных мощностей турбо- н гидрогенераторов

Современный этап развития экономики передовых стран характеризуется быстрым ростом потребления электроэнергии, который сопровождается необходимостью создания все более мощных тепловых и гидравлических станций, оснащаемых турбо- и гидрогенераторами большой мощности.

Создание турбо- и гидрогенераторов большой мощности в еди­ нице связано со стремлением повысить производительность труда P I снизить капитальные затраты при изготовлении генераторов и другого оборудования, а также строительстве, монтаже и экс­ плуатации станций. Так, согласно [159], стоимость 1 квт мощно­ сти на типовой станции, состоящей из четырех турбоблоков по 500 Мвт, на 26% ниже стоимости 1 квт на станции, состоящей из пяти блоков по 200 M E T . При этом ожидается, что полный кпд первой станции будет больше почти на 1.5%. .

В большинстве развитых стран мира наблюдается удвоение единичной мощности турбогенераторов за 7—10 лет. Так, в СССР

заводами «Электросила» и «Электротяжмаш» в течение 1957— 1962 гг. были созданы турбогенераторы мощностью 200 и 300 Мвт, а в 1964—1965 гг. турбогенераторы мощностью 500 Мвт. В на­ стоящее время этими заводами успешно созданы турбогенераторы мощностью 800—1000 Мвт, проектируются турбогенераторы мощ­ ностью 1200 Мвт, 3000 об./мин. (рис. В-1).

Мощность турбоили гидрогенератора связана с основными размерами и электромагнитными нагрузками зависимостью

Возможности увеличения линейных размеров D 1 и lt в турбо­ генераторах при 3000 об./мин. ограничены условиями механиче­

Предельные размеры активной части бочки ротора турбоге­ нератора следующие:

Таким образом, несмотря на значительные успехи металлурги­ ческой промышленности, активный объем ротора с 1937 по 1964 г. вырос всего в 1.26 раза при росте единичной мощности турбогене­ ратора за это время со 100 до 500 Мвт. Такая же тенденция, повидимому, сохранится и в ближайшем будущем.

В гидрогенераторах линейный размер lt ограничен условиями перевозки гидрогенераторов.

4

Т а б л и ц а В-2

Линейные нагрузки, индукции в зазоре и размеры гидрогенераторов

В результате увеличение единичной мощности турбо- и гидро­ генераторов в большой мере связано с ростом линейной нагрузки. Если принять за исходное значение линейной нагрузки в турбо­ генераторе мощностью 60 Мвт, то в турбогенераторе мощностью 500 Мвт линейная нагрузка увеличилась в 2.15 раза (табл. В-1). В гидрогенераторах значительный рост линейной нагрузки имел место при создании машин для Братской и Красноярской ГЭС (табл. В-2).

Так как с ростом /15 существенно растут потери в обмотках, увеличение нагрузок допустимо лишь при условии соответствую­ щего повышения эффективности охлаждения.

Втурбогенераторах мощностью 200-500 Мвт повышение эф­ фективности охлаждения в обмотках было обеспечено за счет внедрения непосредственного водородного охлаждения обмоток (ТГВ-200 и ТГВ-300), иепосредственного водородного охлаждения обмотки ротора и водяного охлаждения обмотки статора (ТВВ-200- 2, ТВВ-320-2 и ТВВ-500-2), иепосредствеииого водяного охла­ ждения обмоток статора и ротора (ТГВ-500), пепосредствепного масляного охлаждения обмотки статора и водяного охлаждения обмотки ротора (ТВМ-300).

Вгидрогенераторе 500 Мвт для Красноярской ГЭС повышение использования активного объема было достигнуто путем примене­

генераторах большой мощности, широкое внедрение непосредст­ венного охлаждения активных и конструктивных частей сущест-

6

7

Т а б л и ц а В-3 (продолжение)

П р и м е ч а н и е . Добавочные потери не наблюдаются: 1 — при холостом ходе; 2 — при коротком замыкании.

венным образом сказываются на характере распределения потерь в целом, особенно добавочных потерь. Поэтому вопросы, связан­ ные с изучением особенностей добавочных потерь в крупных турбо- и гидрогенераторах, разработкой методов их расчета и исследования, имеют большое практическое и научное значение.

В . 2 . Источники добавочных потерь

Источником добавочных потерь в турбо- и гидрогенераторах являются поля рассеяния обмоток и высшие гармонические поля статора и ротора.

В табл. В-3 дана систематизация основных составляющих добавочных потерь, имеющих место в турбо- и гидрогенераторах, а также указывается место их проявления. При этом имеются в виду только потери в установившихся режимах. Потери в анор­

Режим номинальной нагрузки обычно рассматривается как наложение режимов холостого хода при номинальном напряжении и установившегося трехфазного короткого замыкания при номи­ нальном токе. Аналогично этому добавочные потери также раз­ деляются на потери холостого хода и короткого замыкания. При вычислении суммарных потерь номинального режима потери холостого хода и короткого замыкания складываются.

Такой прием определения суммарных потерь является при­ ближенным. Для машин с косвенным охлаждением, в которых добавочные потери относительно невелики, а вызываемые ими

8

местные перегревы несущественны, ошибка, допускаемая при сложении потерь холостого хода и короткого замыкания, не имеет

стает. В результате точность определения добавочных потерь начинает сказываться на уровне кпд крупных машин, а возни­ кающие местные перегревы начинают в некоторых случаях огра­ ничивать их работу. Поэтому для крупных машин с непосредст­ венным охлаждением требуется уточнить методы предопределения добавочных потерь при номинальной нагрузке и оценить ошибку,

шение линейных нагрузок связано с существенным усилением интенсивности полей рассеяния в торцовой зоне турбо- и гидро­ генераторов.

Опыт эксплуатации турбогенераторов показывает, что в гене­ раторах мощностью 100—150 Мвт поля рассеяния не проявляются в такой степени, чтобы возникала необходимость в каких-либо специальных мерах по их ограничению и снижению местных на­ гревов. Однако уже на первых турбогенераторах мощностью 200—300 Мвт с линейной нагрузкой, в 1.6—1.8 раза превышаю­ щей нагрузку турбогенераторов типа ТВ2-150-2 с косвенным водородным охлаждением, были замечены подгары в плоскостях разъемов диффузоров, внутренних щитов, повышенные нагревы кронштейнов и других конструктивных элементов зоны лобовых частей генераторов. Поэтому последующие машины мощностью 200—300 Мвт стали выполняться с немагнитными элементами крепления обмотки статора, нажимными пальцами, плоскости разъемов диффузоров и внутренних щитов были тщательно изо­ лированы. Для уменьшения потерь в нажимной плите применя­ ются электромагнитные экраны, сама плита выполняется из немагнитной стали, зубцы концевых пакетов сердечника статора делаются с рассечкой по высоте. Тем не менее опыт испытаний турбогенераторов мощностью 500 Мвт показал, что требуется дальнейшее углубленное исследование электромагнитных про­ цессов в зоне лобовых частей мощных генераторов.

На рис. В-3 схематично показаны сечения торцовой зоны турбогенераторов мощностью 100 и 800 Мвт, выполненные в од­ ном масштабе. Из рисунка видно, что при увеличении мощности

9