Проектирование генератора ТВ 40

Введение

 

Турбогенераторами  называют  синхронные  генераторы трёхфазного тока, приводимые во вращение паровой или газовой турбиной. В нашей  стране  турбогенераторами  вырабатывается около 84% всей электрической энергии.

Турбогенераторы изготавливаются  мощностью от нескольких МВт до 1200 МВт, при этом создание крупных турбоагрегатов даёт значительную экономию стоимости оборудования и сооружения электростанций. Технически  наиболее совершенными, экономичными и надёжными считаются турбогенераторы мощностью 200 – 300 МВт.

Турбогенераторы  мощностью  до 120 МВт, а  в  последнее  время  и до  300  МВТ включительно,  устанавливают   на   теплофикационных   электростанциях   ( ТЭЦ ).  Турбогенераторы большой  мощности (200–1200) МВт устанавливают на тепловых конденсационных электростанциях ( КЭС ).

В системе охлаждения  турбогенераторов наибольшим преимуществом обладает водородное охлаждение  по  сравнению с воздушным, не смотря на сложность и дороговизну оборудования,  процесса  эксплуатации  и  необходимости  вспомогательного  оборудования. В связи с этим водородное охлаждение применяется в турбогенераторах  мощностью 30 МВт и выше, на мощности меньше 30 МВт водородное охлаждение применять нецелесообразно.

В данном  курсовом  проекте  производится  проектирование турбогенератора ТВ – 40, с номинальной частотой  вращения 3000 об/мин при частоте сети 50 Гц с косвенным водородным охлаждением обмоток статора и ротора.

 

1. Описание конструкции турбогенератора

В турбогенераторе, как и в любой другой электрической машине, различают активные и конструктивные части. К активным частям, непосредственно участвующим в процессе преобразования механической энергии в электрическую, относятся сердечник статора с трехфазной обмоткой и ротор с обмоткой возбуждения. К конструктивным частям, обеспечивающим надежную работу активных частей, относят корпус статора, наружные и внутренние щиты с уплотнениями, бандажный узел ротора, вентиляторы, газоохладители.

Главным фактором, определяющим особенности конструкции турбогенераторов, является высокая частота вращения, вызывающая большие механические напряжения в роторе. Поэтому ротор выполняется цельнокованым из высоколегированной стали, обладающей большой механической прочностью. Из – за отсутствия на роторе явновыраженных полюсов турбогенераторы относят к неявнополюсным машинам.

Турбогенераторы представляют собой  вытянутую в длину электрическую  машину с отношением длины бочки ротора к ее диаметру, составляющим от 2 до 6. Обмотка возбуждения расположена в радиальных пазах ротора. Лобовые части обмотки возбуждения удерживаются от перемещения под действием центробежных сил бандажным кольцам из высокопрочной стали.

Корпус статора с сердечником  и обмоткой – наиболее громоздкая часть турбогенератора, масса которой в крупных машинах может превышать 300 тонн. Корпуса машин мощностью более 200 МВт выполняются составными.

В качестве охлаждающих агентов  широкое распространение получили воздух,  водород, дистиллированная вода и трансформаторное масло.

По принципу охлаждения все турбогенераторы  делятся на генераторы с косвенным (поверхностным) охлаждением, непосредственным охлаждением проводников обмоток статора и ротора и со смешанным охлаждением.

В турбогенераторах с воздушным  охлаждением потери на трение вращающегося ротора о воздух и вентиляционные потери составляют 25—35 % общих потерь. Быстрое увеличение потерь на трение с увеличением размеров бочки ротора (пропорционально диаметру ротора в четвертой степени) является одним из основным факторов, ограничивающих рост единичной мощности турбогенераторов с воздушным охлаждением. Использование в качестве охлаждающей среды водорода позволяет снизить указанные выше потери почти в 10 раз и повысить КПД генератора на 0,6—1,2%. Мощность машины при переводе ее с воздушного на водородное охлаждение можно увеличить примерно на 20 % при сохранении главных размеров. Косвенное водородное охлаждение целесообразно применять для турбогенераторов мощностью 30—100 МВт. Наибольшая реализованная мощность генератора с косвенным водородным охлаждением составляет 150 МВт. Для машин мощностью ниже 30 МВт затраты на специальное оборудование не оправдываются преимуществами водородного охлаждения.

В турбогенераторах с водородным охлаждением  стандартом предусматривается обязательное избыточное давление в корпусе не менее 0,5×10⁵ Па. Чистота водорода у турбогенераторов с косвенным охлаждением должна быть не ниже 97%, у турбогенераторов с непосредственным охлаждением – не ниже 98%. Утечка водорода за сутки из корпуса при номинальном давлении в нем должна быть не более 7–12 м³ для турбогенераторов мощностью 30 – 800 МВт и 18 м³ для турбогенераторов мощностью свыше 800 МВт. Так же при водородном охлаждении отсутствуют загрязнения машины, и становится возможным применение роторных обмоток с неизолированными лобовыми частями, что недопустимо для турбогенераторов с воздушным охлаждением.

Наряду с перечисленными преимуществами система водородного охлаждения обладает и существенными недостатками, прежде всего из-за взрывоопасной смеси водорода и воздуха. Наибольшего значения (около 0,6 МПа) давление внутри корпуса генератора достигает при взрыве гремучей смеси, состоящей из 28 % водорода и 72 % воздуха. Взрывобезопасность турбогенератора с водородным охлаждением обеспечивается следующими мерами:

-внутри корпуса поддерживается давление водорода, превышающее атмосферное, что предотвращает попадание воздуха внутрь машины;

-корпус статора рассчитывают на испытательное давление до 1 МПа, чтобы взрыв при самых неблагоприятных условиях не повредил машины.

Это приводит к почти двойному увеличению массы корпуса и наружных щитов турбогенератора с водородным охлаждением по сравнению с турбогенератором, охлаждаемым воздухом. Образование гремучей смеси в генераторе может быть лишь в процессе заполнения его водородом. Чтобы это предотвратить, применяют промежуточное заполнение машины углекислым газом. Так как статор выполняют взрывостойким и газоплотным, то практически без конструктивных изменений можно применять водород с повышенным давлением. При этом его плотность увеличивается и, следовательно, возрастает объемная теплоемкость. Коэффициент теплоотдачи с поверхности также возрастает, но несколько слабее, чем по линейной зависимости. Избыточное давление водорода в турбогенераторах различных типов составляет 0,05—0,5 МПа. При больших давлениях потери от трения вращающегося ротора о газ возрастают быстрее, чем убывают потери на подачу водорода. В генераторах серий ТВ и ТВ2 избыточное давление составляет 0,005—0,1 МПа.

Первая серия турбогенераторов с водородным охлаждением (ТВ) была спроектирована на базе машин серии Т2 и включала в себя генераторы мощностью 25, 30, 50, 60 и 100 МВт. Затем был осуществлен выпуск турбогенераторов серии ТВ2 мощностью 30, 60, 100 и 150 МВт. Давление водорода в генераторах этой серии было повышено в дальнейшем до 0,1 МПа. Все генераторы с водородным охлаждением имеют газоохладители, встроенные в корпус машины. Установка газоохладителей вне машины неприемлема с конструктивной точки зрения, так как в этом случае пришлось бы выполнять взрывобезопасными и стенки всех газоподводящих каналов.

 

2. Электромагнитный расчет турбогенератора

2.1.  Выбор основных размеров

Полная номинальная мощность турбогенератора, МВ×А

 

 

S_Н=Р_Н/cosj_Н ,                                                                 (1)

 

 

где Р_Н – номинальная активная мощность генератора, МВт;

cosj_Н – номинальный коэффициент мощности;

 

 

S_Н=40/0,8=50 МВ×А.

 

 

Предварительно определяется внутренний диаметр статора 

 

 

D_1П = 1 м.

 

 

Для заданного типа охлаждения обмоток  и номинальной полной мощности выбираются ориентировочные значения линейной нагрузки А и магнитной индукции при холостом ходе В_d

 

 

А= 7,2×10⁴ А/м;

В_d = 0,78 Тл.

 

 

Предварительно вычисляется отношение  короткого замыкания

 

 

ОКЗ=k_НО/х_d*,                                                          (2)

 

 

где k_НО – коэффициент насыщения магнитной цепи от потока холостого хода, k_НО=1,15;

     х_d* – синхронное индуктивное сопротивление обмотки статора по продольной оси;

 

 

ОКЗ=1,15/1,9 = 0,605.

 

 

Вычисляется немагнитный зазор  между статором и ротором (предварительно), м

 

,                                               (3)

м.

 

 

Предварительный  диаметр бочки  ротора D_2П, м

 

 

D_2П=D_1П – 2×d,                                                          (4)

D_2П=1 – 2×0,039 = 0,920 м.

 

 

Окончательный диаметр бочки ротора D₂ выбирается из нормализованного ряда и принимается

 

 

D₂=0,93 м.

 

 

Окончательное значение внутреннего  диаметра статора D₁, м

 

 

D₁=D₂ + 2×d,                                                             (5)

D₁= 0,93 + 2×0,039 = 1,01 м.

 

 

Длина магнитопровода (сердечника) статора (предварительно), м

 

 

,                                                  (6)

 

где k₀₁ – обмоточный коэффициент (принимается k₀₁=0,92, т.к. применяются стержневые обмотки);

      W – угловая скорость, рад/с,

 

 

W=2×p×п_Н /60,                                                         (7)

W = 2×3,14×3000/60 = 314,159 рад/с;

 

 

п_Н – номинальная частота вращения, об/мин;

 

 

 м.

 

 

Длина бочки принимается на 150 мм больше длины сердечника статора. Это  делается для уменьшения магнитного насыщения ротора.

Длина бочки ротора (предварительно) l_2П, м

 

 

l_2П=l_1П+ 0,15,                                                           (8)

l_2П = 2,72 + 0,15 = 2,87 м.

 

 

На экономические показатели машины и её параметры влияет выбранное  отношение длины к диаметру как статора, так и ротора

 

 

l₁=l_1П/D₁

l₁=2,72/1,01=2,69

l₂=l_2П/D_2,                                                                                      (9)

l₂=2,87/0,93 =3,09.

 

 

Вычисленное отношение  l находится в допустимых пределах.

 

 

 

 

 

 

 

2.2. Выбор размеров статора

Статор состоит из сердечника и  обмотки. Обмотка статора в турбогенераторах обычно трехфазная и соединена в звезду.

Номинальное фазное напряжение,  В,  при соединении обмотки в звезду

 

 

,                                                         (10)

 

 

где U_1Н – номинальное линейное напряжение, В;

 

 

 В.

 

 

Номинальный фазный ток, А

 

 

,                                                    (11)

 

 

где  m – число фаз обмотки статора турбогенератора (равно трем);

 

 

А.

 

 

Число параллельных ветвей a принимается a=1.

В проектируемом турбогенераторе мощностью 40 МВт применяется стержневая петлевая двухслойная обмотка. В стержневой петлевой двухслойной обмотке число эффективных проводников в пазу u_П1=2.

 

Объем тока в пазу статора, А

 

 

,                                                 (12)

А.

 

 

Предварительно пазовое деление статора, м

 

,                                                              (13)

м.

 

 

Предварительное число пазов (зубцов) статора

 

 

,                                                            (14)

 

 

Число пазов в симметричной обмотке принимается Z₁=42. Тогда число пазов на полюс и фазу

 

q₁=Z₁/(2×р×m),                                                        (15)

q₁=42/(2×1×3)=7.

 

 

После этого уточняется пазовое деление статора, м

 

 

,                                                             (16)

м.

 

 

Отношение немагнитного зазора к пазовому делению

 

 

d/t₁ = 0,039/0,076=0,51 > 0,5.                                            (17)

 

 

Число последовательно соединенных  витков фазы статора

 

 

w₁=р×q₁× u_П1/а,                                                        (18)

w₁ =1×7×2/1=14.

 

 

Полюсное деление, выраженное в пазовых делениях

 

t =Z₁/(2×р),                                                          (19)

t =42/(2×1)=21.

 

 

Шаг обмотки (расстояние между началом  и концом одной секции) выполняется  укороченный, т.е. y< t. Укорочение шага позволяет уменьшить в кривой ЭДС амплитуды пятой и седьмой гармоник. Принимается укорочение шага b = 0,83,  тогда шаг обмотки по пазам