Файл: Данилевич, Я. Б. Добавочные потери в турбо- и гидрогенераторах.pdf

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 21.10.2024

Просмотров: 86

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

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.

О т в е т с т в е н н ы й

р е д а к т о р

В. П. А H Е M П О Д И С Т О В

Гос. публичная

Д

0335-1175

1036-73

0 Издательство «Наука» 1973

042(02)-73

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).

Развитие

гидрогенераторостроения также идет по пути укруп­

нения

единичной мощности агрегатов. В І926 г. гидрогенераторы

Волховской

ГЭС имели единичную

мощность 8 Мвт, в 1932 г.

Днепровской ГЭС — 62 Мвт, в 1953

г. Волжских

ГЭС—115 Мвт,

в 1960 г.

Братской ГЭС — 225 Мвт,

в

1965

г.

Краснояр­

ской

ГЭС — 500

Мвт. В настоящее

время

ведется

разработка

гидрогенератора

мощностью 640—800

Мвт для

Саянской ГЭС

(рис. В-2).

 

 

 

 

 

 

 

I *

3


Мощность турбоили гидрогенератора связана с основными размерами и электромагнитными нагрузками зависимостью

 

P =

kDllinASBt,

( В .

где DL

— диаметр расточки

статора, lt — длина активной

части,

п — скорость вращения, AS

— линейная токовая нагрузка ста­

тора,

Bs — индукция в воздушном зазоре.

 

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

ской прочности

роторов

п

бандажных

колец,

которые зависят

ш

 

 

 

 

от уровня

 

металлургической

 

 

 

 

промышленности, в

частности

 

 

 

 

 

1000 -

 

 

 

 

 

 

 

 

S00

-

 

 

 

 

 

 

 

 

Щ 600-

 

 

 

 

 

 

 

 

400

 

 

 

 

 

 

 

 

 

200 -

 

 

 

 

 

 

 

 

0

to

 

 

 

 

 

 

 

 

??2Э5Э?2

 

 

 

 

 

 

 

2? v2

Ш

№3

1960 Ш

1976

 

 

Годы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Годы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рас. В - 1 . Рост единичной

мощ­

Рпс. В-2.

Рост единичной

ности

турбогенераторов

на

мощности

гидрогенерато­

3000 об./мин. в СССР.

 

ров

в

СССР.

 

возможности создания поковок больших габаритов с

п ы с о н и м и

механическими

характеристиками.

 

 

 

 

Предельные размеры активной части бочки ротора турбоге­ нератора следующие:

 

 

 

 

 

Год

 

 

 

1937

1948

1959

1 964

1968 -1970

Диаметр

бочки ротора, мы

990

1000

1075

1125

1200

Активная

длина, мм

6500

6400

6400

G350

6700—7030

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 ЕМ

Линейные нагрузки, индукции в зазоре

и размеры

роторов

 

турбогенераторов

 

 

 

 

 

Активные размеры ротора.

Мощность, Мвт/Мпа

Лііпеііная

Индукция

 

мм

нагрузка,

в зазоре,

диаметр

длина

 

а/см

тл

60/75

917

 

930

2850

100/117.5

1095

0.822

1000

3250

200/235

1335

0.850

1075

4350

300/353

1380

0.847

1075

6100

500/588

1975

0.840

1120

6200

800/889

2050

0.965

1200

6700

1200 (проект)

2370

0.887

1250

8000

Предельно допустимая высота статора с учетом максимальной негабаритности железнодорожного груза составляет 4 м, при этом допустимая активная длина сердечника статора при укладке обмотки на заводе может составлять 2.3—2.6 м в зависимости от величины полюсного деления. В случае укладки обмотки ста­ тора на станции максимально допустимая длина сердечника увеличивается до 3.5—3.6 м.

Допустимая величина Dt определяется механическими напря­ жениями в ободе ротора при скорости вращения, равной скорости, достигаемой при полном сбросе нагрузки, плюс 15% номиналь­ ной, но не ниже 1.75 номинальной.

Для применяемых в настоящее время материалов (Ст. 35 с пре­

делом текучести 34 кг/мм2 )

максимальная допустимая линейная

скорость при

шихтованном

ободе составляет 145—160 м/сек.,

при массивном

или дисковом — 160—170 м/сек., что определяет

допустимые величины полюсных делений статора в пределах 85—100 см. Применение более прочных материалов для изгото­ вления ротора влечет за собой значительный рост технологиче­ ских и конструктивных трудностей.

Возможность повышения магнитной индукции Bs в крупных машинах ограничена магнитными характеристиками электротех­ нической стали и стали ротора. Если применение электротехни­ ческой холоднокатаной стали ЭЗЗО, имеющей несколько лучшую магнитную проводимость вдоль листа по сравнению с ранее при­ менявшейся горячекатаной сталью Э4АА, позволяет в некоторых пределах повысить магнитную индукцию в зубцах статора, то быстрое насыщение зубцовой зоны ротора турбогенератора и по­ люсов гидрогенераторов, магнитные свойства материалов кото­ рых остались практически без изменения, не дает возможности сколько-нибудь существенно повысить магнитную индукцию с ро­ стом мощности генераторов (табл. В-1 и В-2).


Т а б л и ц а В-2

Линейные нагрузки, индукции в зазоре и размеры гидрогенераторов

гэс:

 

Е

 

 

 

 

 

1 а

 

 

к

 

ce g

и s

я

о

а

 

as

а

о

МОЩНОСТЬ, Мвт/Мва

Скорость I щения, об.

Линейная грузка, а/<

Индукция зазоре, тл

Диаметр р точки стат см

СЗ

аs

с: а ч ,СР Активнаястатора,

1 h

рость ОкружнаяротоМ/сек.>

я

а: выпусГод

Волховская

7/8.75

75

350

0.550

800

72

31.4

1926

Днепровская

62/77.5

88.2

593

0.680

1044

152.5

48.3

1932

Рыбинская

55/68.7

62.5

545

0.647

1182

170

38.7

1940

Днепровская

72/90

83.3

530

0.700

1100

180

48

1948

Волжская им.

115/126.8

68.2

451

0.765

1430

200

51

1953

В. И. Лештпа

 

 

 

0.729

 

 

 

1960

Братская

225/264.7

125

708

1100

250

71.9

Красноярская

500/590

93.8

1228

0.865

1610

175

79.1

1964

Саянская (про­

640/711

136.4

1210

1.055

1185

275

85.0

1976

ект)

 

 

 

 

 

 

 

 

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

ния форсированного

воздушного охлаждения обмотки

ротора

и непосредственного водяного охлаждения обмотки статора.

Значительный рост

линейной нагрузки A S в турбо- и

гидро­

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

6


Элементарные про­ водники обмотки статора

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Т а б л и ц а

В-3

 

 

Добавочные потерн

в турбо-

и гидрогенераторах

 

 

 

 

Наименование потерь

Обозна­

 

 

Источник

 

Место

проявления

 

чение

 

 

 

 

В к о н с т р у к т и в н ы х э л е м е н т а х и к р а й н и х

 

 

 

 

п а к е т а х

с т а л и

 

 

 

 

 

В

пажпмных плитах ста­

 

Поля

рассеяния

ло­

Нажимная

плита ста­

 

тора

 

 

 

бовых

частей

об­

тора

 

 

 

 

 

 

 

 

моток

статора

п

 

 

 

 

В нажимных пальцах ста­

Qu

 

ротора

 

 

 

 

 

 

То

же

 

 

 

Нажимные

пальцы

 

тора

 

 

 

 

 

 

 

статора

 

 

В

крайнем

пакете сер­

 

То

же

 

 

 

Зубцы

крайнего

па­

 

дечника

статора

 

 

 

 

кета

сердечника

 

 

 

 

 

 

 

В

щитах,

диффузорах,

 

 

 

 

 

 

статора

 

 

 

То

же

 

 

 

Контактные

поверх­

 

корпусе

подшипника

 

 

 

 

ности

диффузоров,

 

и других элемептах

 

 

 

 

 

 

щитов,

корпуса

 

зоны шита

 

 

 

 

 

 

подшипника и т. п.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

в турбогенераторах

 

 

В м е д и о б м о т к и

с т а т о р а

 

 

 

В меди обмотки статора от вытеснения тока в проводниках 1

От циркуляционных то­ ков в элементарных проводниках, вызван­ ных потоком рассея­ ния в лобовых частях

На вихревые токи в медп лобовой части об­ мотки, обусловленные радиальным потоком рассеяния

а .

<?.мц

Поток рассеяния об­ Обмотка статора мотки статора в па­ зу и лобовых ча­ стях

Поток рассеяния в лобовых частях об­ мотки статора

Радиальная

состав­

Элементарные

про­

ляющая потоков

водники лобовой

рассеяния

в лобо­

части обмотки

ста­

вых

частях

обмот­

тора

 

ки

статора

 

 

 

В ы з в а н н ы е в ы с ш и м и г а р м о н и ч е с к и м и

п о л я

 

 

с т а т о р а и

р о т о р а

 

 

 

 

 

В роторе от высших гар­

Несииусоидальиость

Зубцы, клпнья и бан­

монических поля об­

кривой

мдс ста­

дажное

кольцо

ро­

мотки статора 1

тора,

возникающая

тора в турбогенера­

 

вследствие конеч­

торах;

полюсы

и

 

ности

числа фаз­

демпферная

обмот­

 

ных зон

и пазов

ка

(если

имеется)

 

на пару

полюсов

в

гидрогенераторах

7