Предисловие

Повышение эффективности установленного оборудования всегда являлось актуальной задачей й одной из важных составляющих частей в деле повышения производительности труда. Особенно это относится к энергетике, которая является одним из первичных звеньев в цепи любого производственного процесса. Поскольку всякое нарушений энергоснабжения или временный дефицит электроэнергий влекут за собой потери в любой отрасли народного хозяйства, величина этих потерь не поддается учету, . _ ^]

В книге сделана попытка обобщить многолетний опыт эксплуатационного и ремонтного персонала по повышению экономических показателей и надежности эксплуатации турбогенераторов отечественного производства, установлен? ных на электростанциях Минэнерго СССР. На конкретных примерах показано, что во йсех основных узлах указанных машин имеются скрытые резервы, выявление и реализация которых в той или иной степени способствует 'повышению эффективности эксплуатации.. Рассмотрены оптимальные режимы -работы турбогенераторов, а также вопросы ре? конструкции- отдельных узлов, способствующей улучшению эксплуатационных параметров машин и повышению их надежности. <

Ясное понимание причин, влияющих на эксплуатационные показатели работы турбогенератора,, определяет сознательное отношение персонала к выполнению служебных инструкций, поэтому особое внимание, уделено объяснению физических процессов, протекающих в машине при нормальной эксплуатации, и объяснению смысла реконструктивных работ, направленных на повышение ее эффективности. j

Работы по модернизации и ремонту роторных банда? жей и масляно-водородных уплотнений турбогенераторов, направленные на повышение эффективности эксплуатации путем обеспечения их надежности, в книге не рассматриваются.

Замечания и пожелания по книге просьба направлять1 по адресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, Энергоатомиздат... . .V

Автор

3-

t. СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Эффективность эксплуатации любого турбогенератора определяется в основном следующими, факторами:

эксплуатационными издержками на 1 кВт-ч выработанной электроэнергии, состоящими в основном из стоимости затраченного топлива, доли оплаты эксплуатационного персонала электростанции и амортизационных отчислений;,

_ коэффициентом использования агрегата, зависящим от сравнительной длительности периодов его фактической работы и времени простоя в текущем я капитальном ремон-. ■тах, а также длительности аварийных остановок;

- качеством выдаваемой генератором электроэнергии ^значение и синусоидальность напряжения, частота).

Повышение эффективности .паросилового оборудования в. книге не рассматривается. Эффективность эксплуатации генераторов можно повысить следующими способами:

за счет снижения потерь в генераторе и затрат мощности на собственные нужды;

за счет повышения надежности эксплуатации, исключающей аварийный выход из строя оборудования и обеспечивающей максимальное увеличение межремонтных Периодов и ресурса машины;

путем рационального использования турбогенераторов с различными экономическими показателями.

Для этого необходимо эксплуатировать генераторы преимущественно в оптимальных режимах и модернизировать узлы, параметры и исполнение которых не соответствуют возросшим требованиям, вводя в них по возможности современные конструктивные решения, обеспечивающие более высокий технический уровень. Очевидно, что экономичность технологической линии по выработке электроэнергии определяется показателями всех входящих в нее . элементов (котла, турбины, турбогенератора н трансформатора) и будет тем выше, чем выше их суммарный

В табл. 1 приведены значения КПД при номинальной нагрузке для тех турбогенераторов, ■ которыми преимущественно оборудованы электростанции Минэнерго СССР. Для сопоставления там же -даны КПД трансформаторов, через которые электроэнергия подается в электросети. Хотя из приведенной таблицы и следует, что значения КПД современного электрооборудования находятся на высоком уровне, в общем балансе потерь турбогенератора есть составляющие, уменьшения которых можно добиться введе- । нием соответствующего режима работы11 или за счет реконструкции отдельных узлов. . ' .

2.'КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЙ И ПОТЕРИ В ТУРБОГЕНЕРАТОРЕ

Значение КПД, гарантированное заводом-изготовителем для турбогенератора, определяется конструкцией и количеством использованных активных материалов, Однако только эксплуатационный персонал в условиях нормальной работы может обеспечить оптимальное значение КПД. Персонал электростанции имеет реальную возможность повысить расчетный КПД эксплуатируемых машин путем снижения "некоторых видов потерь.

Коэффициент полезного действия генератора т],%, равен отношению выданной' полезной мощности Р,' кВт, к мощности, подведенной к турбогенератору от - турбины и равной сумме этой полезной мощности и всех выделяющихся в генераторе потерь:

' 71" Р^*^1- . ' \

Значение потерь, а следовательно, и КПД турбогенератора при прочих равных условиях зависят от нагрузки, которую несет машина (рис. 1). Для большинства турбогенераторов максимум КПД лежит в области нагрузок, составляющих 80—90% номинальной, что приблизительно соответствует тому диапазону нагрузок, при которых турбины работают в наиболее экономичном режиме. .

" ■ Потери, возникающие - в турбогенераторе ц процессе превращения в нем механической энергии, подведенной от турбины, в электрическую, превращаются в тепловой поток, нагревающий активные части машины. Теплота отводится водой в гаэоохладителях машины и бесполезно нагревает источник циркуляционной воды (пруд, река) иди окружающую атмосферу (градирни). " ■. '

Характеристика

* •

Т2-25-2

Т2-50-2

ТВ-10 2

ТВ-50-2

ТВ2-100-2’тВФ-100-2

.Генератор:

мощность, МВт

25

50

Уо, ОО

60

100

100

' - КПД, о/е

97,4

97,6

98,55

98,7

98,5

суммарные потери.

670

1230

660

885

1320

1525\

кВт

Трансформатор:

мощность, МВ-А • КПД, о/, суммарные потери, кВ-А

99

3

63

,28

20 '

• 1! 99

5!

25

.41

20 •

Потери в турбогенераторах малой и средней мощности могут составлять от 2,5 до 1,5% их активной мощности, снижаясь, как правило, с ростом мощности машины. По своей природе эти потери могут быть разделены на электромагнитные и механические. Соотношение между ними зависит от конструктивного исполнения, системы охлаждения и степени использования материалов. По мере роста мощности машин, связанной с повышением использования активных .материалов, доля электромагнитных потерь возрастает: . " ■

Мощность генератора, ,МВт . . ,

100

150

200

300

Электромагнитные потери, % . .

75

80

81

83

Механические потери, % ... .

25

20

19

17

Электромагнитные потери турбогенератора могут быть разделены на:. -

магнитные Потери в активной стали статора и ротора и на их поверхности, вызванные перемагничиванием от ос-

. новного магнитного потока него пульсаций. В первом приближении можно считать, что эти потери зависят от размеров активной стали статора и ротора, ка-

Рис. 1. Расчетная характеристика КПД т] турбогенераторов в зависимости от мощности Р при номинальном cos <р=» =0,85:

1— ТГВ-200; 2 —ТГВ-300

TB2-150-2 -

ТВВ-165-2 -

TBB-200-2

ТГВ-2С0

ТВВ-320-2

ТГВ-300

-

150

150

1 200

200

"300

* 300

98,9

1670

98,6

2130

98,6 ■ 2840

98,6

2840

98,6

4260

98,7

400

200

-99,48

•-720 ~

250

' 99,52<

840— .-

400

‘99,6

1220

чества стали, значений магнитного потока и частоты вращения. Для конкретной машины указанные параметры Являются заданными, частота вращения — постоянна, пЪ- этому при заданной мощности эти потери не могут быть уменьшены; - - ".

потери от прохождения рабочего тока в обмотках- статора и тока возбуждения в обмотке ротора прямо пропорциональны квадрату тока и сопротивлению обмоток, которые в свою очередь зависят от температуры меди—пара- метра^ регулируемого в процессе эксплуатаций. .

" Механические потери ^ турбогенераторах разделяются на: " . "

вентиляционные потери от трения бочки ротора и бандажей о газ и потери на циркуляцию охлаждающего газа через машину, зависящие от плотности (давления) газа, ■ которую также можно регулировать; _ ' ■ „

-~ механические потери от трения участков вала в'опорных подшипниках и масляных уплотнениях, зависящие от геометрии трущихся поверхностей'и от вязкости (температуры) смазочного масла, и потери в щеточном контакте, ■ зависящие от состояния и формы поверхности контактных -колец, сорта щеток, плотности тока и некоторых других , факторов. * . ■ ■

Температура меди обмоток, температура и давление ох-, лаждающего газа в. определенном диапазоне зависят от условий эксплуатации и действий дежурного персонала. Рассмотрим подробнее влияние этих параметров, на КПД турбогенераторов, а следовательно, и на эффективность их эксплуатации; г. \ • ; * ’_ * V , . - - . - >

Рис. 3. Условный срок службы Г изоляции класса В турбогенераторов мощностью 25—150 МВт в зависимости от их максимальной рабочей температуры /та* при номинальной нагрузке:*тах.ст — область температур статорных обмоток; #waa. p — область температур роторных обмоток на участках местных перегревов; 7С1 к 7р —области сроков старения изоляции статорных и роторных обмоток; —— — статор;роторРис. 3. Условный срок службы Г изоляции класса В турбогенераторов мощностью 25—150 МВт в зависимости от их максимальной рабочей температуры /та* при номинальной нагрузке:*тах.ст — область температур статорных обмоток; #waa. p — область температур роторных обмоток на участках местных перегревов; 7С1 к 7р —области сроков старения изоляции статорных и роторных обмоток; —— — статор;роторДРр=/8АДРр=/8А235 + ty235 + tyЖЖ

Рис. 3. Условный срок службы Г изоляции класса В турбогенераторов мощностью 25—150 МВт в зависимости от их максимальной рабочей температуры /та* при номинальной нагрузке:

*тах.ст — область температур статорных обмоток; #waa. p — область температур роторных обмоток на участках местных перегревов; 7С1 к 7р —области сроков старения изоляции статорных и роторных обмоток; —— — статор;ротор

Рис. 3. Условный срок службы Г изоляции класса В турбогенераторов мощностью 25—150 МВт в зависимости от их максимальной рабочей температуры /та* при номинальной нагрузке:

*тах.ст — область температур статорных обмоток; #waa. p — область температур роторных обмоток на участках местных перегревов; 7С1 к 7р —области сроков старения изоляции статорных и роторных обмоток; —— — статор;ротор

ДРр=/8А

ДРр=/8А

235 + ty

235 + ty

Ж

Ж

Снижение потерь от прохождения тока в обмотках. Потери, выделяющиеся в обмотках статора и ротора, могут быть определены по следующим формулам:

в обмотке статора

др QZ2 Р 235 + #ст

а/^т — фкст 250*

где /ф— фазный ток статора,А; Rc?— сопротивление од-

Рис., 2. Потери ДР турбогенераторов в зависимости от температуры обмоток /:

— ДРСТ;ДРр; / — Т2-50-2; 2 — ТВ-БО-2; 3 — ТВ2-100-2; < —ТВ2-150-2; 5 — ТВВ-165-2; 6 — ТВВ-320-2; 7 —ТГВ-200; 8 —ТГВ-300

ной фазы статора, Ом, п£и температуре обмотки 15 °C;

<ст — средняя температура меди обмотки, °C;

в обмотке ротора

где /Р — ток ротора, А; Рр— сопротивление обмотки рото- - ра, Ом, при температуре 15 °C; /р — средняя температура меди обмотки,-°C.

8

"На рис. 2 -приведена зависимость потерь в обмотках статора и ротора ОТ температуры для- генераторов несколь-' них типов, "

Точность определения температуры обмоток зависит от. метода измерения и достоверности показаний измерительной аппаратуры. При работе генератора обмотка статора находится под высоким напряжением и' непосредственное измерение ее температуры затруднено. Поэтому в эксплуатационных условиях измеряется температура внешних, а не внутренних, наиболее нагретых, прилегающих к меди слоев изоляции, где и ставятся термометры сопротивления. Для размещения термометров выбираются, с учетом системы вентиляции машины, наиболее нагретые участки между стержнями в выходных отсеках горячего газа. Регистрируемая этими термометрами сопротивления температура- нагрева поверхности изоляции, принимаемая за максимальную температуру обмотки, ниже температуры ее внутренних слоев и собственно меди на температурный перепад в изоляции на данном участке обмотки А/и, значение которого зависит от толщины изоляции и интенсив- ностй проходящего через нее теплового потока.

Температурка обмотки ротора контролируется косвенно—-путем измерения сопротивления обмотки ротора и сопоставления его с сопротивлением ротора при температуре L5 °C. Полученная при таком измерении температура является усредненной, косвенно отражающей наличие в обмотке отдельных перегретых участков, температура которых может значительно превосходить измеренное среднее значение.

Снижение температуры обмотки не только способствует уменьшению потерь в обмотках, но и создает более благоприятные условия для работы изоляции. Срок ее естественного старения при этом увеличивается, а следовательно, растет длительность надежной работы и удлиняется межремонтный период эксплуатации генератора, а значит, повышается и эффективность его использования [1]. Известно, что при снижении рабочей температуры на 10° срок службы изоляции класса В повышается приблизительно в 2 раза. Если в результате принятых мер уровень максимальных -рабочих температур обмоток снижается приблизительно на 20 °C, то срок службы изоляции при этом увеличивается! для роторной и статорной обмоток соответственно с 4 до 12 и с 20 до 60 лет (рис. 3).

Примерная годовая экономическая эффективность Эр от снижения расходов на замену изоляции обмотки может быть подсчитана с использованием данных табл. 2 по сле- 5-316?§

Тип турбогенератора

Ориентировечная стоимость перемотки обмотки С^.

,тыс. руб.

ротора

статора

ТВ-30-2, ТВ-50-2, Т2-50-2, ТВ-60-2

22,0

70,1

ТВ2-100-2

26,7

112,5

ТВ2-150-2

35,2

159,9

ТВВ-165-2, ТВВ-200-2, ТГВ-200

32,7

176,9

ТВВ-320-2, ТГВ-300

36,4

247,5

дующей формуле:

э„=^( 1 - дк^,

•р Грем! 2оад# /

где Спер — стоимость 'перемотки обмотки, руб.; ТрСм1 —срок службы изоляции при нормальной эксплуатации (до принятия мер по снижению температур обмоток), лет; значения Треки в зависимости от приведенной среднегодовой рабочей температуры обмотки приведены ниже:

и t, *С .-. .7. . 150—140 140—130 130-120 120—110

Трем1 ......3-56-81Q.-1215-20

Af— среднее длительное снижение температуры обмотки, °C; Д^2-—стоимость дополнительных работ для снижения температуры обмотки; Е — нормативный отраслевой коэффициент экономической эффективности.

На рис. 4 приведена ориентировочная зависимость эффективности Эр от снижения температуры обмоток Nt при минимальной стоимости дополнительных работ.

Принятие мер по снижению температур активных частей генератора особенно необходимо тогда, когда их нагрев близок или даже превышает допустимые ГОСТ значения из-за дефектов: изготовления или из-за какого-либо просчета в конструкции машины. В ряде случаев по этой причине турбогенераторы не могут нести номинальную нагрузку и работают с ограничением мощности. При этом не только снижается КПД самого генератора, но и недоиспользуются связанные с ним турбины и котлы, а иногда уменьшается выработка электроэнергии. В этом случае при снижении температур обмоток прямо повышается эффективность эксплуатации.

Рис. 4. Экономическая эффективность ^р, руб., от снижения расходов на замену изоляции обмоток генераторов при снижении их рабочей температуры Лб

- — статор;— ротор; 1 — TB2-100-2; У —ТГВ-200; S—TBB-320-2

В качестве примера рассмотрим условия эксплуатации турбогенераторов серий ТВ и ТВ2. К 1978 г. на электростанциях СССР около 38% общего парка турбоагрегатов составляли теплофикационные и конденсационные установки высокого давления и турбогенераторы с поверхностным водородным охлаждением серии ТВ и ТВ2 ЛПЭО «Электросила». Изоляция статорных обмоток этих машин выполнена из микаленты на асфальтово-масля- ном лаке с последующим компаун

дированием битумной массой и относится к классу В. При температуре охлаждающего газа 40 °C и измерении температуры с помощью термометров со

противления, заложенных между узкими сторонами стержней в пазу, максимальная температура обмотки статора согласно ГОСТ 533-76 допускается не выше 105 °C. При этом

считается, что для внутренних слоев изоляции автоматически соблюдается условие ГОСТ 8865-70*, согласно которому предельная температура нагрева изоляции этого класса не должна превышать 130 °C. Изоляция роторных обмоток указанных машин также относится к классу В и допускает при температуре охлаждающего газа 40 °C среднюю температуру нагрева меди (при измерении ее методом сопротивления) не выше 4 30 °C.

Эти машины мощностью 50—150 МВт предполагалось по данным завода-изготовителя эксплуатировать при избыточном давлении водорода 0,005—0,07 МПа. Однако в процессе эксплуатации выяснилось, что при этих давлениях тепловое состояние обмоток является весьма напряженным и в ряде случаев не обеспечивает необходимую надежность и заставляет ограничивать мощность машин (рис. 5). Из этого следует, что при номинальных нагрузке, созф, давлении водорода (0,005—0,07 МПа) и температуре охлаждающего Газа 40 °C температура внутренних слоев изоляции достигает предельно допустимых по ГОСТ 8865-70 значений (около 130 °C)* Тепловое состояние роторных 2* - Ц

обмоток : рассматриваемых маший показано На рис. 6- Средняя нормированная ГОСТ температура достигает предельных значений при работе генератора с номинальными параметрами. Однако в действительности тепловое состояние роторных обмоток'еще хуже: отдельные участки обмотки вследствие неравенства условий охлаждения, объясняемых конструкцией ротора, нагреваются до температур, значительно превышающих среднюю температуру Обмотки. . . .

Неравные условия охлаждения по длине ротора (температура газа, поступающего в зазор у середины ротора, на 12—15 °C выше, чем газа, поступающего у торцов), худшие условия охлаждения, в которые поставлены нижние витки больших катушек, по. сравнению с верхними витками коротких, приводят к тому,,что при средней температуре обмотки 130 °C в ней имеются участки, нагреваемые до 160—180 °C. - " ■

■ Рассмотрим более подробно условия охлаждения обмоток этих турбогенераторов. При прохождении тока в обмотке выделяется теплота, непрерывный отвод которой

охлаждающим газом обеспечивает постоянную температуру обмотки. На пути от меди до газа тепловой поток должен

Рис. 5. Усредненные кривые максимальных температур /ст обмоток статоров турбогенераторов в зависимости от /2СТ при номинальном соВф и |/х,г=40сС:'.". , . . .

—ТВ2-100-2 при давлении газа рг-0,005 МПа;TB2-150-2 при pt— .

—0,07 МПа; / — на поверхности изоляции между стержнями; $ —для внутренних слоев изоляции .. •.

12"■

Рис. 6. Усредненные кривые средних температур обмбток роторов турбогенераторов в зависимости отРр при номинальном cos ф и /х,г=40 °C: — -ТВ2-100-2;ТВ2-150-2; / — при давления газа рг-0,005 МПа; 2 —

при рг—0,07 МПа; 3 —при рг~0,15 МПа

Рис. 7. Диаграмма температурных перепадов А/ в пазовой -части обмотки ротора с косвенным охлаждением турбогенератора ТВ-50-2 при нагрузке 50 МВт и сов ф=0,8 при охлаждении:

о —воздухом; б —водородом при давлении газа рг—0,1 МПа; в —то же при рг- -0,2 МПа; / -- температура охлаждающего газа; 2 —Д/, в газовой прослойке в пазу; 3 — А/ в пазовой изоляции; 4 —Д/ в зубце; 5 — At с поверхности активной стали; 6 —перегрев газа*в зазоре; /срп — средняя температура меди пазовой части

(с присутствующими в ней газовкмй включениями), от* деляющей медь от стенок паза, через слой зубцов активной стали и перейти от поверхности статора или ротора к омывающему эту поверхность потоку охлаждающего газа, температура которого вследствие этого повышается. Затем нагретый газ охлаждается до начальной температуры в газоохладителях и вновь продувается вентиляторами вдоль нагретых поверхностей активной стали.

Каждый из указанных участков пути теплового потока обладает тепловым сопротивлением, зависящим от • физических свойств материала данного участка и его геометрических размеров. Сумма температурных перепадов на всех участках, пути теплового потока от места его возникновения (меди) до места отвода (поверхности активной стали), выраженная в градусах и прибавленная к фактической температуре охлаждающего газа в данном месте, равна температуре меди обмотки на данном участке (рис. 7). Из рис. 7 следует, что только температурный перепад в пазовой изоляции и зубце является для данной нагрузки величиной постоянной и зависит от параметров, заложенных в машину при ее изготовлении. Остальные же составляющие общего температурного перепада, определяющего температуру меди обмотки, зависят от свойств охлаждающего газа (воздуха или водорода), от его начальной температуры, давления и скорости циркуляции газа вдоль охлаждаемой поверхности. Этим и определяются возможные пути снижения температуры обмоток: снижение температуры охлаждающего газа и повышение его давления или'расхода через машину.

ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА ОХЛАЖДАЮЩЕГО ГАЗА

Из рис. 7 следует, что при повышении давления водорода снижаются следующие температурные перепады на пути теплового потока от меди обмотки к охлаждающему газу: в газовой прослойке между наружной поверхностью изоляции обмотки и стенками паза, перепад с теплоотдающей поверхности активной стали и перегрев охлаждающего газа.

Повышение давления вс^дорода до 0,1—0,15 МПа позволяет заметно снизить температуру обмоток генератора и его активной стали (рис. 8). В то же время из этого рисунка следует, что повышение давления сверх 0,2 МПа (для генераторов с косвенным охлаждением) становится неэффективным.. В заводском исполнении турбогенераторы серий ТВ и ТВ2 предназначались для рабо-

Рис. 8. Зависимость температур / обмоток . от избыточного давления водорода рг при номинальной нагрузке для турбогенераторов:

/ — TB2-100-2 (с косвенным охлаждением);

2—ТГВ-200 (с непосредственным охлаж- цеянем); —— статор;ротор

ты с минимальным давлением водорода (0,005 МПа). Основным конструктивным узлом генератора, определяю

щим максимально допустимое давление водорода, являют* ся масляные уплотнения, препятствующие утечке водорода из корпуса статора в местах выхода вала ротора. Большинство генераторов этих серий было снабжено уплотнениями кольцевого типа, состоящими из корпуса, прикрепленного к наружному щиту статора генератора, и подвижно закрепленного в нем кольцевого вкладыша, самоцентри- рующегося в процессе работы на валу ротора.

Водород уплотняется в кольцевом зазоре между поверхностями вкладыша и шейки вала с помощью пленки

масла, подаваемого в,зазор под давлением, превышающим давление водорода в машине. Эта пленка является разделительным звеном между наружным, воздухом и водородом. Масло стекает двумя потоками на водородную и воздушною стороны уплотнения и, в дальнейшем пройдя систему маслоочистки, где оно дегазируется, снова подается на уплотнения. Из-за сравнительно большого радиального зазора (0,2—0,3 мм на сторону) даже при низких давлениях масла (соответствующих низким давлениям водорода) расход масла в сторону водорода очень велик (10—15 л/мин), что вызывает интенсивное загрязнение водорода в машине посторонними газами, выделяющимися из масла. Вследствие большого расхода масла электродвигатели вакуумных насосов маслоочистки перегружаются и последняя не обеспечивает качественную вакуумную обработку масла. Все эти дефекты, заметные при низком давлении водорода в корпусе генератора (0,003 — 0,005 МПа), проявляются еще резче при повышении давления.

. Цилиндрические уплотнения на большинстве рассматриваемых машин были заменены уплотнениями торцевого типа, в которых масляная пленка, запирающая выход водорода из корпуса, образуется между торцевыми поверх-

, 15

Рис. 9. Зависимость вентиляционных потерь Рв в турбогенераторах от абсолютного, давления водорода рг:1 — ТВ-50-2; 2 — ТВ2-150-2; 3 — ТВВ-820; 4 — ТГВ-200; б — ТГВ-300Рис. 9. Зависимость вентиляционных потерь Рв в турбогенераторах от абсолютного, давления водорода рг:1 — ТВ-50-2; 2 — ТВ2-150-2; 3 — ТВВ-820; 4 — ТГВ-200; б — ТГВ-300

Рис. 9. Зависимость вентиляционных потерь Рв в турбогенераторах от абсолютного, давления водорода рг:

1 — ТВ-50-2; 2 — ТВ2-150-2; 3 — ТВВ-820; 4 — ТГВ-200; б — ТГВ-300

Рис. 9. Зависимость вентиляционных потерь Рв в турбогенераторах от абсолютного, давления водорода рг:

1 — ТВ-50-2; 2 — ТВ2-150-2; 3 — ТВВ-820; 4 — ТГВ-200; б — ТГВ-300

костями вкладыша уплотнения и специального гребня на валу ротора. При этом используется центробежный эффект вращающейся масляной пленки, толщина которой (а следовательно, и расход масла в сторону водорода) может регулироваться до минимального значения (0,02— 0,03 мм) с помощью специальных пружин или давлением масла в автономной камере. Низкий расход масла в сторону водорода (1—3 л/мин) позволяет отказаться от громоздкой - системы вакуумной очистки, что уменьшает расходы на собственные нужды.

Наряду с Положительным эффектом при повышении давления водорода в корпусе (снижение потерь, повышение срока службы изоляции) вращение ротора в среде с повышенной плотностью вызывает увеличение вентиляционных потерь, которые состоят из, потере от трения бочки ротора и роторных бандажей о газ РТр и потерь на венти-

Рис. 10. Зависимость суммарных токовых и вентиляционных потерь от абсолютного давления водорода рг в турбогенераторах:

— — — — токовые потери в обмотках; — вентиляционные поте

ри; — —суммарные потери; /-ТВ2-160-2; 2 — ТГВ-200; 3 — ТВВ-320-2; 4 — ТГВ-300

- -^Гнс. 11, Зависимость вентиляци- •Л^онных потерь Рв в турбогенерато- <f pax от чистоты На и влажности d водорода:/ — ТВФ-200-2:2 — ТГВ-300;3 —w JjrB-200;4 — ТВВ-165-2;ТВВ-200-2;ТВВ-320-2; 5-ТВФ-100-2- -^Гнс. 11, Зависимость вентиляци- •Л^онных потерь Рв в турбогенерато- <f pax от чистоты На и влажности d водорода:/ — ТВФ-200-2:2 — ТГВ-300;3 —w JjrB-200;4 — ТВВ-165-2;ТВВ-200-2;ТВВ-320-2; 5-ТВФ-100-2*- 1—U—I d^jn3 20 10 О*- 1—U—I d^jn3 20 10 ОРис. 12. Зависимость оптимального значения чистоты водорода Я2о„ в турбогенераторе от расхода масла из уплотнения в сторону водорода Q (при стоимости электроэнергии 0,004 коп/ (кВт -ч) и стоимости водорода 0,15 руб/м8]: / —ТВФ-200; 2 — ТГВ-300: 3 —ТГВ-200: 4 — ТВВ-166-2; 5 — ТВВ-32{М; - 6 — ТВВ-200Рис. 12. Зависимость оптимального значения чистоты водорода Я2о„ в турбогенераторе от расхода масла из уплотнения в сторону водорода Q (при стоимости электроэнергии 0,004 коп/ (кВт -ч) и стоимости водорода 0,15 руб/м8]: / —ТВФ-200; 2 — ТГВ-300: 3 —ТГВ-200: 4 — ТВВ-166-2; 5 — ТВВ-32{М; - 6 — ТВВ-200

- -^Гнс. 11, Зависимость вентиляци- •Л^онных потерь Рв в турбогенерато- <f pax от чистоты На и влажности d водорода:

/ — ТВФ-200-2:2 — ТГВ-300;3 —

w JjrB-200;4 — ТВВ-165-2;ТВВ-200-2;

ТВВ-320-2; 5-ТВФ-100-2

- -^Гнс. 11, Зависимость вентиляци- •Л^онных потерь Рв в турбогенерато- <f pax от чистоты На и влажности d водорода:

/ — ТВФ-200-2:2 — ТГВ-300;3 —

w JjrB-200;4 — ТВВ-165-2;ТВВ-200-2;

ТВВ-320-2; 5-ТВФ-100-2

*- 1—U—I d^jn3 20 10 О

*- 1—U—I d^jn3 20 10 О

Рис. 12. Зависимость оптимального значения чистоты водорода Я2о„ в турбогенераторе от расхода масла из уплотнения в сторону водорода Q (при стоимости электроэнергии 0,004 коп/ (кВт -ч) и стоимости водорода 0,15 руб/м8]: / —ТВФ-200; 2 — ТГВ-300: 3 —ТГВ-200: 4 — ТВВ-166-2; 5 — ТВВ-32{М; - 6 — ТВВ-200

Рис. 12. Зависимость оптимального значения чистоты водорода Я2о„ в турбогенераторе от расхода масла из уплотнения в сторону водорода Q (при стоимости электроэнергии 0,004 коп/ (кВт -ч) и стоимости водорода 0,15 руб/м8]: / —ТВФ-200; 2 — ТГВ-300: 3 —ТГВ-200: 4 — ТВВ-166-2; 5 — ТВВ-32{М; - 6 — ТВВ-200

ляцию генератора Рв. Эти потери, кВт, соответственно • равны:

Р тр=GQD^p (/Р4-/б) Рг,

где Dp — диаметр ротора, м; /р — длина ротора, м; /б — длина одного-роторного бандажа, м; Рг — абсолютное давление газа, МПа;

Р - Лн' - 102^Р - Лн' - 102^л-ю-’л-ю-’

Р - Лн

' - 102^

Р - Лн

' - 102^

л-ю-’

л-ю-’

даваемый вентилятором, Па;даваемый вентилятором, Па;где L — расход газа через машину, м3/с; Н — напор, соз- Пв — КПД вентилятора

даваемый вентилятором, Па;

даваемый вентилятором, Па;

(обычно ДЗ—0,5).

Графическая зависимость вентиляционных потерь- от давления водорода приведена на рис. 9.>

Таким .образом, повышение давления водорода приводит к двум прямо противоположным последствиям -— снижению потерь в обмотках и повышению вентиляционных потерь. Из этого следует, что для ка ждш о еу р б о г<1 н Г РЩ^ШГ должно существовать такое оптимальро^-^ав^Й!^’^ при

5.17

■ Характеристика

ТВ-50-2

ТВ-2-100-2

ТВ2-150-2

Номинальная мощность, МВт

Номинальное (избыточное) давление газа, МПа

Оптимальное (избыточное) дав" ление газа,- МПа, при его чистоте 98—99,5%

Максимально допустимая мощ- / цость* при оптимальном давлении водорода, %

50 0,005

0,005—0,05

100—108 \ -

100 0,005

0,005—0,05

90-100

150 0,07

0,05—0,07

90-100

• По условиям нагрева активных частей при температуре холодного газа 40*С.

котором сумма этих потерь будет минимальной. Очевидно, что с точки зрения увеличения КПД эксплуатацию генератора следует вести именно при этом давлении. Такой режим и будет режимом максимальной эффективности.

- На рис. 10 дан пример графического определения оп-! тимального давления для турбогенератора ТВ2-150-2 с косвенным охлаждением обмоток и для генераторов ТГВ-200, ТГВ-300 и ТВВ-320-2 с непосредственным охлаждением. - -

В табл. 3 приведены оптимальные давления водорода для некоторых турбогенераторов мощностью 50—300 МВт. Как следует из таблицы, ряд машин при работе с оптимальным давлением водорода и номинальной температурой охлаждающего газа 40°С не может выдавать номинальную мощность из-за повышенной (против допустимой) температуры обмоток. Для этих машин целесообразно снижать давление водорода до указанного оптимального, в том случае если по условиям графика они несут нагрузку в пределах указанной в нижней графе табл. 3.

Из рис. 10 следует, что по мере роста давления газа вентиляционные потери растут быстрее, чем уменьшаются токовые; это проявляется тем резче, чем ниже чистота водорода, так как плотность газа заметно увеличивается даже При незначительной добавке атмосферного воздуха (рис. 11). Для примера укажем,что при уменьшений чистоты водорода только на 3% вентиляционные потери увеличиваются на 30%. ' 1 . -

■ - Главной причиной снижения чистоты охлаждающего водорода является его загрязнение в процессе эксплуатации воздухом, выделяющимся из масла, которое сливается 1'8 . “ - .

Таблица 3

ТВФ-100

ТВВ-165-2

ТВВ-200-2

ТВВ-320-2

ТГВ-200

ТГВ-300

100

150

200

300

200

300

0,2.

0,3

0,3

' 0,3

0,3

0,3

0,15—0,2

0,2—0,25

0,25—0,3

0,25—0,3

0,2—0,25

0,25—0,3

90—100

73-85

' 85-100;

73—87

75—85

,85—100

из уплотнений в сторону водорода. Для повышения чистоты газа следует максимально снижать расход масла из уплотнений в сторону водорода. Оптимальный расход масла с двух уплотнений приведен ниже:

Мощность турбогенератора,МВт' До-ЗО30—120 150—300

Общий расход масла в сторону.

водорода, л/минДо1—3 2—4 ‘3—5

Целесообразно периодически или постоянно продувать свежим водородом корпус статора, водородоотделительный бак и гидрозатвор. Хотя повышение чистоты водорода и способствует снижению потерь, требующийся для этого постоянный расход водорода вызывает повышение затрат на собственные нужды при работе электролизерной установки.

Поскольку источником загрязнения водорода является масло, поступающее из уплотнений в сторону водорода, от количества этого масла будет зависеть та степень чистоты водорода, при которой сумма вентиляционных и токовых потерь и затрат на получение свежего водорода будет-минимальной. Эта чистота водорода в корпусе является опти-; мальной, при ней эксплуатация генератора с данным расходом масла в сторону водорода наиболее эффективна (рис. 12). Для турбогенераторов всех типов с водородным охлаждением при расходах масла в сторону водорода до 3—5 л/мин оптимальная чистота водорода лежит в пределах 98,5—99%.,

' Наиболее очевидным способом снижения’ токовых потерь и повышения срока службы изоляции является сни- .■19

жение температуры поступающего в машину после охладителей «холодного» газа. Инструкции по эксплуатации генераторов ограничивают нижний предел температуры холодного газа 25°С, исходя из того, что указанная температура является температурой насыщения, при понижении которой пары воды (в количестве около 20. г на 1м8 водорода) . содержащиеся в водороде, подаваемом из электролизерного устройства для продувки генератора, будут выпадать в виде росы, осаждаясь на металлических поверхностях машины, что вызовет их корродирование. Поскольку температура газа, при которой начинает происходить конденсация содержащейся в нем влаги, зависит (при данном давлении) от количества содержащихся в газе паров воды, минимально допустимые температуры холодного газа при давлении газа 0,3—0,4 МПа могут колебаться в следующих пределах:

Содержание водяных паров в газе, г/м* . . 8 10 15 20 22 ■ Минимально допустимая температура холод-.

него газа, °C . . 10 14 18 22 25

- ’ Возможность конденсации влаги на трубах газоохлади- телей заставляет также ограничивать и температуру охлаждающей воды- Так, например, ПО «Электротяжмаш» разрешает для турбогенераторов ТГВ-200 следующие минимальные температуры холодной воды t х, в, °C, в зависимости от влажности водорода d при номинальном давлении газа 0,3 МПа:'

d, г/м*• 8,5 910 111213 14 15

tXlB. °C 1213 14,5 16,5 17,6 18,8 20 21

. Из приведенного следует, что для снижения температуры охлаждающего газа необходимо максимально снизить содержание в нем паров воды, что одновременно способствует и снижению вентиляционных. потерь, поскольку при содержании ■ 1 г воды в 1 м3 газа вентиляционные потери увеличиваются на 0,8 и 1 % при чистоте газа соответственно 98 и 99%.*

Основными способами снижения влажности газа в генераторах являются наладка работы установки для осушки .водорода и регенерации силикагеля с помощью горячего воздуха, а также продувка генератора снежим сухим водородом..' /.

. Наиболее эффективна установка глубокой осушки и очистки водорода, разработанная Союзтехэнерго (рис. 13). В этой системе используется холодильная машина типа ФАК-076 производительностью около 3000 кДж, серийно выпускаемая отечественными заводами. От компрессора холо:

Рис. 13. Схема глубокой осушки водорода:Рис. 13. Схема глубокой осушки водорода:/ — генератор; 2 — контактный аппарат; 3 — испаритель; 4 — холодильная машина/ — генератор; 2 — контактный аппарат; 3 — испаритель; 4 — холодильная машина

Рис. 13. Схема глубокой осушки водорода:

Рис. 13. Схема глубокой осушки водорода:

/ — генератор; 2 — контактный аппарат; 3 — испаритель; 4 — холодильная машина

/ — генератор; 2 — контактный аппарат; 3 — испаритель; 4 — холодильная машина

дильной машины хладагент поступает сверху вниз в испаритель, внешний, контур которого соединен, с корпусом статора генератора в зонах низкого и высокого давления вентилятора так, что в испарителе водород циркулирует снизу вверх.

При температуре входящего и выходящего водорода соответственно около 40 и 10сС расход газа'через испаритель составляет от 5 до 10 м3/ч. Установка позволяет сни-

Рис. 14. Зависимость потерь в обмотке статора ДР от температуры охлаждающей воды tB для турбогенераторов:

/ — ТВВ-320-2;2 - ТВВ-200-2;

3 —ТВВ-165-2

зить содержание водяных паров в водороде до 2—5 г/м3. При этомточка росы может быть доведена до 2—5°С против 20— 15°С при существующей системе осушки. Одновременно обеспечивается и увеличение чистоты водорода до 99,5% ■

Температура циркуляционной воды в охладителях - в наиболее холодное время года составляет 5—7°С (для средней полосы), а разность между температурой холодной воды и холодного газа — около 5—7°С, поэтому генераторы, оборудованные указанной установкой, могут эксплуатироваться при температуре холодного газа 12—15°С. По сравнению с номинальной температурой холодного газа 40°С это обеспечивает дополнительное снижение температур обмоток на 25—28°С и соответствующее снижение токовых

потерь. Анализ сезонных изменений температуры циркуляционной воды показывает, что длительность таких режимов колеблется от 2 до 5 мес в году (в зависимости от географического расположения электростанции и ее водных ресурсов) ..

Для турбогенераторов серий ТВВ й ТГВ с водяным охлаждением обмоток статора кроме снижения температуры охлаждающего газа целесообразно также и одновременное снижение температуры охлаждающего эти обмотки дистиллята. Это обеспечивает минимальный температурный .перепад между обмоткой и активной сталью статора, а следовательно, и минимальное относительное перемещение. Одновременно это способствует снижению потерь в обмотке статора (рис. 14). Регулирование температуры дистиллята осуществляется в теплообменниках регулированием расхб- да и температуры охлаждающей технической воды.

Выводы. Максимальный КПД генераторов в процессе эксплуатации обеспечивается'при соблюдении следующих условий:

оптимальном для данного генератора давлении охлаждающего газа (см. табл. 3.1);

чистоте водорода 98,5—99%;

минимальном содержании водяных паров в охлаждающем газе; минимально допустимой по условиям конденсации влаги в охладителях и работы изоляции температуре охлаждающей воды.

СПОСОБЫ ФОРСИРОВАНИЯ ОХЛАЖДЕНИЯ

При дефиците электроэнергии, особенно в часы пик, необходима эксплуатация установленного оборудования с максимальной мощностью и использованием всех имею-

•■ Таблица 4

Тип турбины

Максимально возможная мощность турбины, МВт

fТип генератора

’Номинальная мощность генератора, МВт

ВТ-25-4; ВТ-25-5

35

ТВ2-30-2;~ТВС-30;'

! 1

' J30

ТГВ-25 *

ВПТ-25-3

37

ТВ2-30-2; TBG-30

"30

ВПТ-25-4

35

а

ВПТ-50-2. .

65

ТВ-60-2

60

ВПТ-50-3■ '•

75

п

ВК-50-1; ВК-50-2;

- 57 ■

ТВ2-50-2

50

' ВК-50-3

ТВФ-60-2

60

ВК-100-2; ВК-100-5;

ПО

ТВ2-100-2; ТВФ-100-2

100 '

ВК-100-6

К-160-130 -

170

ТВ2-150-2; ТВВ-165-2

150

ПТ-135/165 •

200

ТВВ-200-2

200

К-200-130

210

ТГВ-200

200

К-300-240.

330

ТВВ-320-2; ТГВ-300

■ 300 ’

^ис. 16. Установка газонй- правляющей воронки на роторе генератора:

I — воронка; 2 — шпонка, удерживающая центрирующее кольцо; 3 — винты, крепящие воронку; Si—S4 — проходные сечения (Si^SiT ^*^ >5,)

щихся резервов. Анализ резервов отдельных элементов большинства электростанций с попе- * речными связями позво

ляет сделать вывод о том, что действующие котельные агрегаты имеют резервы, достаточные для повышения паропро- изводительности на 15—20%. Пропускная способность проточных частей большинства турбин позволяет при уве

личении расхода пара до максимально разрешенного заводом-Изготовителем повысить мощность турбин на 10—15%. В табл. 4 приведены основные типы турбин и их максимально возможные мощности при работе с максимальным расходом пара или при сниженной тепловой нагрузке, а также типы и номинальные мощности генераторов для этих турбин. Номинальная мощность этих генераторов на 15— 20% меньше возможной максимальной мощности турбин.

Для использования имеющегося резерва котлов и турбин необходимо заметное повышение располагаемой мощности турбогенераторов. Необходима модернизация тех узлов генераторов, которые ограничивают такое повышение мощности. Работа генераторов с мощностью, повышенной по сравнению с номинальной, связана с некоторым ухудшением их КПД (см. рис. 1). Однако это в ряде случаев оказывается экономически более выгодным, чем, например, транспортировка электроэнергии из удаленных районов, связанная с большими потерями в линиях передачи.

Ниже рассмотрены наиболее эффективные способы форсировки охлаждения роторов генераторов, поскольку именно их тепловое состояние лимитирует возможности повышения мощности. Для большинства генератовов серий ТВ и ТВ В статоры при номинальной нагрузке работают с достаточным тепловым запасом, который используется при повышении мощности. ‘

Форсировка охлаждения лобовых частей обмотки ротора. Если причиной увеличения средней температуры обмотки, ограничивающей допустимую нагрузку генератора, явля-

Рис, 16. Улучшенная форма входных кромок зубцов звездочкй вала ротора: ~ ( / —• направление вращения ротора '>

ются местные перегревы отдельных участков обмотки, то снижать эту темпер атуру целесообразно за счет форсированного охлаждения- перегретых мест путем перераспределения расхода . охлаждающего газа. Этот способ более эффективен, чем ' общее повышение давления газа, так как не вызывает увеличения вентиляционных потерь.. ". _

. У генераторов серий ТВ и ТВ2 наиболее напряженным в тепловом отношении узлом является- обмотка ротора, лобовая часть которой в заводском -исполнении имеет худшие условия охлаждения по сравнению с пазовой-частью. При средней температуре всей обмотки 120—130 °C температура лобовых частей может достигать 150—180 °C, что снижает надежность работы ротора и сокращает его срок службы.. Это объясняется недостаточным расходом охлаждающего таза и плохо организованным использованием его в подбандажном пространстве. -

Охлаждающий газ поступает в подбандажное пространство через вентиляционные окна звездочки ротора в месте посадки на него центрирующего кольца. В турбогенераторах с центробежными вентиляторами в зоне забора воздуха в ротор — у торца центрирующего кольца — создается разрежение, ухудшающее условия входа газа в подбандажное пространство. Кроме того, и основной поток газа, засасываемый вентилятором со скоростью 40—60 м/с, создает эжектирующий эффект по отношению к струе газа, направляющейся в ротор. Для увеличения расхода газа через лобовые части целесообразно отделить зону у входа в окна звездочки вала от входной зоны вентилятора. С этой целью на специально проточенные поверхности звездочки вала насаживаются с предварительным нагревом направляющие • воронки, выполненные из стальной или алюмициевой поковки. Характеристики поковок приведены в табл. 5. . ■ Приблизительные соотношения проходных сечений и один из возможных способов крепления воронки от акси- алыюго сдвига указаны на рис. 15.-.

„Вместо воронок у входа в окна звездочки можно прикреплять с помощью винтов из стали повышенной прочности специальные лопасти-заборники, слегка изогнутые по

A—A

Рис. 17. Отверстия в торцевой зоне зубцов ротора

винтовой линии, аналогично лопастям пропеллерного вентилятора. При вращении они создают некоторый дополнительный напор, что способствует увеличению расхода газа через лобовые части обмотки. Материалом для них служит листовая сталь или /алюминий толщиной 1,5—3 мм. Для снижения местного аэродинамического сопротивления й создания оптимальных условий входа газа под центрирующее кольцо следует дополнительно обрабатывать входные кромки зубцов звездочки вала, срезав их по направлению вращения ротора (рис. 16). Обработка производится после установки ротора на опорной раме с помощью сверлильного станка типа 2А-592 с соответствующей головкой или приспособлением, выполненным на базе электро- или пнев- мосверлйльной машины типов ИЭ-2005, ИП-1020.

Газ, поступивший в подкатушечное пространство зоны лобовых частей через вентиляционные каналы ротора, после того как он охладит лобовые части обмотки, необходимо вывести в зазор машины. Для этого в торцевой зоне зубцового слоя выполняются выходные отверстия или шлицы в

Таблица’ 5

Характеристика

Стальная поковка

’'Поковка из сплава АК-5

Предел прочности, МПа

Предел текучести, МПа Относительное удлинение, FJ%

450—700

400—600

15—20"!

400—450

300—350

8—12

3—3167

25

Таблица 6

Тип турбогенератора

Размеры шлица. мм

. . Размеры отверстий» Мм :

А

в

с

г

t

Н

D

d

Т2-25-2; ТВ-30-2

6

50

80

3

100

45

19

80

15

13

Т2-50-2; ТВ-50-2

5

60

70

з; 5

100

49

18

80

14

12

ТВ2-100-2; ТВ2-150-2

4

60

60

2

150

49

17

80

13

11

зависимости от размера зубцов. При этом учитываются технологические возможности ремонтного предприятия и объем ремонтных работ (с перемоткой или без перемотки обмотки ротора) (рис. 17 и 18 и табл. 6).

Для сверления аксиальных отверстий в зубцах ротор устанавливается на рамное устройство. Снятая с основания колонка сверлильного станка устанавливается на строганую плиту. Для сверления используются удлиненные сверла Р-9, Р-18. Режимы резания для отверстий диаметром 8—15 мм: частота вращения шпинделя 800—600 об/мин; подача 0,03—0,05 мм за один оборот; охлаждение — жидкостью (эмульсией).

Отверстия высверливаются строго по оси зубца. Отклонения осей отверстий от оси зубца не должны превышать 0,5 мм. Отклонения до 1,0 мм допускаются в виде исключения. В этом случае кроме растягивающих напряжений, возникающих в зубце под действием центробежных сил собственного веса и веса обмотки, появляются значительные напряжения изгиба, прямо пропорциональные отклонению оси отверстия. У входного и выходного концов каждого отверстия необходимо снять фаски размером 2X45° для сни

жения аэродинамического сопротивления отверстия и для снятия местных концентраторов' напряжения. Фрезеровка

шлицев в зубцах для выпуска газа производится приспособлением, выполненным на базе сверлильного станка. -

Сравнительная газопропускная способность отверстий и шлицев в зубцах ротора была прове-. рена аэродинамическими

Рис. 18. Шлицы в торцевой зоне зубцов ротора . • '*

... Рис. 19. Способы расклиновки лобовых частей обмотки ротора:

а — обычная с аксиальными отверстиями в клиньях; бив — специальные с вшР товыМИ и волновыми каналами в клиньях; / —клин; 2— распорка; S — катушка обмотки; 4 — каналы в изоляционных клиньях и распорках; $ — перегородка

испытаниями, выполненными на натурных моделях* Испытания показали, что наиболее эффективной конструкцией выходной зоны являются шлицы в зубцах размером 60x 80 x 5 мм, обладающие меньшим аэродинамическим сопротивлением, чем отверстия, при той же степени ослабления прочности зубца. К тому же шлицы можно выполнять без снятия обмотки, т. е. проводить работы при любом ремонте, связанном с выемкой ротора и снятием бандажей.

■ Лобовые части обмотки ротора расклинены в аксиальном и тангенциальном направлениях изоляционными клиньями и распорками, фиксирующими их относительное поло- 3*. ' " ......... ., . ...... 27

жбййе й оргаййэуютймй циркуляцию таза и йодбаидйжйом пространстве, На рис. 19 показаны различные способы расклиновки лобовых частей обмотки. При обычной раскли» новке клиньями (рис. 19, а) с просверленными в них акси* альными каналами охлаждающий газ обтекает боковые поверхности катушек преимущественно в районе их прямолинейных участков. Поток газа-, проходя последовательно через отверстия клиньев, расставленных с интервалом, претерпевает серйкУ сжатий-^расширений, на что тратится значительная доля напора, обеспечивающего циркуляцию газа. Повышенное аэродинамическое сопротивление этой системы расстановки, клиньев ограничивает расход газа через лобовые части. Кроме того, дуговые участки катушек, между которыми нет организованной циркуляции газа, охлаждаются только за счет того потока, который обтекает нижнюю поверхность нижних витков, что ставит эти участки катушек в худшие условия охлаждения.

■' На рис. 19, б-показана расклиновка лобовых частей, в которых обмотка расклинивается по всей длине прямолинейного и дугового участков (за исключением углов, остав-. ленных свободными для компенсации тепловых расширений меди) сплошными изоляционными клиньями, на боковых поверхностях которых выполнены -наклонные каналы прямоугольного сечения, соединенные друг с другом поперечными прорезями на верхних и нижних плоскостях клиньев. Эта система каналов образует многоходный винтовой тракт, огибающий клинья так, что поток газа, двигающийся по каналам, поочередно обтекает боковые' поверхности витков соседних катушек, обеспечивая их равномерное охлаждение.

Кольцевое пространство между хвостовиком вала и нижней поверхностью катушек разделено на четыре (для Двухполюсных роторов) автономных отсека четырьмя продольными изоляционными перегородками. Перегородки устанавливаются под нижними витками первых катушек от торца ротора до центрирующего кольца (рис. 20). Благода^ ря этому прямолинейные и дуговые участки лобовых частей охлаждаются двумя парами параллельных потоков газа, каждый из которых циркулирует в своей зоне. - . Областью разделения потоков являются незаклиненные участки между углами катушек. Один поток проходит по каналам клиньев, установленных между прямолинейными участками катушек, охлаждает их и выбрасывается через шлицы или аксиальные отверстия в малых зубцах* ротора; другой поток, пройдя по каналам распорок, установленных 28 " -

Рис. 20. Пути потоков охлаждающего газа в лобовой части обмотки ротора с двухпосадочным бандажом:

/ — ось полюса: / — перегородки; 2 — клинья; 3 —распорки

Рис. 21. Пути потоков охлаждающего газа в лобовой части обмотки ротора с консольным (однопосадочным) бандажом:

7 —ось полюса; Г—прямые перегородки; 2 — дуговые перегородки; 3 — распорки; 4 — клинья

между дуговыми участками лобовых частей, выходит в подкатушечное пространство против, полюса ротора и через его вентиляционные каналы выбрасывается в воздушный зазор машины. Эта вентиляционная схема применяется на роторах с отставленными и двухпосадочными бандажами, которые посажены только на центрирующее кольцо или на центрирующее кольцо и бочку ротора, в малых зубцах которого могут быть выполнены (по условиям прочности) отверстия или шлицы для выхода газа.

Для роторов с бандажами консольного исполнения с посадкой только на бочку ротора, на которой торцевая зона

^ис. 22. Уплотнение ле^егородбк пбД лобовыми частями рбмотки ротора: / — ротор; 2 —катушка: 3 —перегородка; 4 — клин; 5—резиновый шнур; #—распорка

зубцов на большой длине занята под посадку носика бандажа, что не позволяет выполнять в зубцах выходные отверстия, применяется вентиляционная схема, изображенная на рис. 21.

Применяются схемы, где охлаждение прямого и дугового участков каждой катушки происходит одним и тем же потоком газа последовательно. Для этого кроме продольных перегородок под прямолинейными участками катушек устанавливаются два сплошных изоляционных листа, не доходящих до торца боЧки ротора. Газ поступает в пространство между валом и листом, доходит до торца бочки ротора и затем, пройдя по вентиляционным каналам в клиньях и распорках, поступает в отсек, образованный продольными перегородками и поверхностью вала против полюсов- ротора, отсюда газ через вентиляционные пазы в полюсах выбрасывается в воздушный зазор машины.

Клинья и распорки выполняют из пресс-материала АГ-4 в специальных пресс-формах, что в 2 раза сокращает затраты на их изготовление по сравнению с клиньями, изготавливаемыми из стеклотекстолита механической обработкой. При выполнении расклиновки лобовых частей по рис. 19, в сохраняется та же схема вентиляции, что и рассмотренная выше. Однако каналы прямоугольного сечения выполнены на боковых поверхностях клиньев и распорок волнообразной формы и каждый поток газа, протекающий пр ним, охлаждает боковую поверхность «своей» катушки — той, к которой прилегает данная сторона клина..

Основным условием эффективной работы указанных схем вентиляции является отсутствие перетоков газа, шунтирующих вентиляционные каналы. Для этого необходимо тщательное уплотнение поверхностей прилегания разделительных перегородок к нижним виткам катушек, к поверхности вала-ротора, а также к нижним торцам клиньев и распорок (рис. 22). На соответствующих поверх- 30

Рис. 23. Распределение температуры нагрева меди обмотки - ротора генератора ТВ-50-2 при нагрузке 50 МВт и давлении газа рг-0,005 МПа: / — фактическое распределение температуры по длине I; 2 — средняя температура ротора; — — — — заводское исполнение; ■ —« — после раскляновки лобовых частей клиньями по рис. 19,6; / — пазовая часть; II — прямолинейный участок лобовой части; /// — дуговой участок лобовой части; Л —середина ротора

костях перегородок выполняются канавки прямоугольного профиля, куда укладывается уплотняющий шнур из теплостойкой резины. Небольшие щели 0,5—1 мм, образующиеся из-за неплотного прилегания боковых поверхностей клиньев к катушкам и вызывающие протечки охлаждающего газа в соседние каналы, допустимы и не отражаются существенно на эффективности вентиляции.

Рассмотренные способы форсирования охлаждения лобовых частей обмотки обладают высокой эффективностью и позволяют снизить местные перегревы в обмотках роторов турбогенераторов серий ТВ и ТВ2 при номинальной нагрузке на 30—50 °C, что обеспечивает снижение среднейЛ температуры роторов при прочих равных условиях на 15— 30 °C (рис. 23 и табл. 7). Сравнительная эффективность

Таблица 7

Тип турбогенератора

Режим работы

Температура нагрева меди, еС

в заводском исполнении

после модернизации

ill и О й

1g ев св В у

il

i!

н

ТВ-50-2

50 МВт; cosy—

130

117

150

по

’ 117

103

=0,8; пг=

=0,005 МПа

ТВ-60-2

60 МВт; cosy=

130

117

150

106

117

88

=0,8; рг=

=0,1 МПа

ТВ2-100-2 .

100. МВт,•. cosy=

130

118

160

114

118

105

=0,85; Рг”

=0,05 МПа

-

31

проведенной реконструкции может быть оценена коэффициентом Лэ—Мт/Осш учитывающим полученное снижение температуры лобовой части Д/л по отношению к среднему перегреву обмотки ротора, измеренному до реконструкции вер. В табл. 8 даны усредненные значения Ка для рассмот

ренных способов расклиновки, полученные при испытаниях большой группы машин.

■ Некоторые турбогенераторы (ТВФ-60-2, ТВФ-100-2, ТВВ-320-2) имеют однопоточную схему охлаждения лобовых частей обмотки ротора, выполненных из меди коробчатого профиля с внутренними вентиляционными каналами. Охлаждающий газ попадает в эти каналы через отверстия в стейках витков, которые располагаются в зоне дуговой части против оси полюсов ротора. Каждый поток газа последовательно охлаждает свою половину дугового и прямолинейного участков лобово'й части полукатушки, выходя/ затем В зазор машины через отверстия в пазовых клиньях торцевой зоны ротора. Вследствие этого для указанных генераторов характерны местные перегревы участков обмотки у выхода из паза. ,

Устранить этот дефект можно при плановых перемотках указанных роторов, применив для охлаждения их лобовых частей двухпоточную параллельную систему вентиляции (рис. 24). Для этого на углах катушек во всех витках выполняются дополнительные отверстия, а пространство между -нижними витками катушек и поверхностью вала ротора разделяется перегородками на автономные отсеки аналогично тому, как это показано на рис. 20. После такой реконструкции каждая лобовая Часть охлаждается двумя параллельными потоками, из которых один, зайдя во вновь выполненные отверстия на углах катушек, охлаждает их прямолинейные участки и выходит в старые выходные 88 . ,

б)б)полюса; И — торецполюса; И — торецРис. 24. Схема охлаждения лобовых W стей обмотки ротора генератораТВФ-100-2:‘'а — » заводском исполнении; б —после мо-Рис. 24. Схема охлаждения лобовых W стей обмотки ротора генератораТВФ-100-2:‘'а — » заводском исполнении; б —после мо-I — осьI — ось. дернизации; ->. — пути потоков газа:. дернизации; ->. — пути потоков газа:ротораротораРис. 25. Диаграмма температурных перепадов Ai в пазовой части обмотки ротора с непосредственным охлаждением турбогенератора ТВ-50-2 при нагрузке 50 МВт и cos<p=0,8 при охлаждений: ;"а —воздухом; б —водородом при давлении газа рг—0,1 МПа; в —то же при рг-03 МПа; / — температура охлаждающего газа; 2—-At на поверхности вентиляционных каналов; 8 — At я вентиляционных каналах обмотки; 4 — At в зазореРис. 25. Диаграмма температурных перепадов Ai в пазовой части обмотки ротора с непосредственным охлаждением турбогенератора ТВ-50-2 при нагрузке 50 МВт и cos<p=0,8 при охлаждений: ;"а —воздухом; б —водородом при давлении газа рг—0,1 МПа; в —то же при рг-03 МПа; / — температура охлаждающего газа; 2—-At на поверхности вентиляционных каналов; 8 — At я вентиляционных каналах обмотки; 4 — At в зазоре

б)

б)

полюса; И — торец

полюса; И — торец

Рис. 24. Схема охлаждения лобовых W стей обмотки ротора генератора

ТВФ-100-2:‘'

а — » заводском исполнении; б —после мо-

Рис. 24. Схема охлаждения лобовых W стей обмотки ротора генератора

ТВФ-100-2:‘'

а — » заводском исполнении; б —после мо-

I — ось

I — ось

. дернизации; ->. — пути потоков газа:

. дернизации; ->. — пути потоков газа:

ротора

ротора

Рис. 25. Диаграмма температурных перепадов Ai в пазовой части обмотки ротора с непосредственным охлаждением турбогенератора ТВ-50-2 при нагрузке 50 МВт и cos<p=0,8 при охлаждений: ;"

а —воздухом; б —водородом при давлении газа рг—0,1 МПа; в —то же при рг-03 МПа; / — температура охлаждающего газа; 2—-At на поверхности вентиляционных каналов; 8 — At я вентиляционных каналах обмотки; 4 — At в зазоре

Рис. 25. Диаграмма температурных перепадов Ai в пазовой части обмотки ротора с непосредственным охлаждением турбогенератора ТВ-50-2 при нагрузке 50 МВт и cos<p=0,8 при охлаждений: ;"

а —воздухом; б —водородом при давлении газа рг—0,1 МПа; в —то же при рг-03 МПа; / — температура охлаждающего газа; 2—-At на поверхности вентиляционных каналов; 8 — At я вентиляционных каналах обмотки; 4 — At в зазоре

отверстия в торцевом отсеке бочки ротора. Другой поток, зайдя в те же отверстия на углах катушек, охлаждает дуговой участок лобовых частей и выходит в подбандажное пространство через те отверстия в витках, которые в заводском исполнении выполняли роль входных отверстий. Затем этот поток газа выбрасывается в зазор через вентиляционные пазы в полюсах ротора, при этом количество охлаждающего газа увеличивается более чем в 2 раза, а максимальная температура лобовых частей снижается на 20—30 °C. . .

■ Форсировка охлаждения пазовых частей обмотки ротора. Приведенные выше способы форсировки охлаждения лобовых частей обмоток позволяют значительно порысить эффективность эксплуатации модернизированных генераторов, однако одних этих работ недостаточно, чтобы заметно повысить располагаемую мощность рассматриваемых машин. Для того чтобы эксплуатировать генераторы серий ТВ и ТВ2 с мощностями, которые могут развивать спаренные с ними турбины, необходимо форсировать охлаждение

пазовых частей их роторных обмоток, п^рейеДя ИХ йй непосредственное охлаждение.

При непосредственном охлаждении возникающий в витках обмотки тепловой поток отводится охлаждающим газом непосредственно с поверхности меди, в которой он циркулирует по специальным каналам. При этом тепловому потоку на путй к охлаждающему газу не приходится (как при косвенном охлаждении) преодолевать сопротивления стенки пазовой гильзы и зубца ротора. Температура обмотки ротора при таком охлаждении определяется в основном двумя факторами — температурным перепадом между поверхностью меди и охлаждающим газом и перегревом газа в каналах обмотки (рис. 25). Обе эти составляющие находятся в прямой зависимости от давления газа в очень широком диапазоне давлений. Поэтому в генераторах с обмотками с непосредственным охлаждением повышение давления газа до 0,4—0,5 МПа достаточно эффективно (в отличие от обмоток с косвенным охлаждением, см. рис. 8).

Способ непосредственного охлаждения широко применяется в современных мощных турбогенераторах и позволяет значительно повысить уровень тепловых нагрузок активных материалов с одновременным снижением температуры обмоток. При переводе роторов на эту систему охлаждения наибольшее распространение получили конструкции с вентиляционными каналами на боковых поверхностях катушек и со щелевыми каналами в витках.

При выполнении каналов на боковых поверхностях катушек принята система, применяемая в роторах мощных генераторов ЛПЭО «Электросила*. На боковых поверхностях пазовой части катушек ротора фрезеруется параллельный ряд наклонных V-образных вентиляционных каналов прямоугольного сечения. Охлаждающий газ циркулирует по этим каналам под действием аэродинамического напора, создаваемого при вращении ротора системой заборников и дефлекторов. Последние представляют собой наклонные отверстия в пазовых клиньях, расположенные соответственно против и по направлению вращения ротора. Для улучшения /напорных характеристик газозаборной системы верхняя плоскость пазового клина выполняется наклонной с выступающим козырьком над поверхностью бочки ротора, в которой в этих местах фрезеруются наклонные лунки полукруглого сечения (рис. 26). Скорость, газа в вентиляционных каналах обмотки составляет примерно 0,2—0,25 линейной скорости поверхности ротора (30—40 м/с).

6)6)>6 5888381>6 5888381UY

6)

6)

>6 5888381

>6 5888381

Рис. 26. Обмотка ротора турбогенератора ТВ2-150-2- после перевода ее на непосредственное охлаждение:

а — продольный разрез по пазу; б —поперечный. разрез по пазу с заборником; / — витки обмотки; 2 — вентиляционные каналы; 3 — перепускной нижний канал; 4 — пазовый клин;

5 — заборник; 6 — подклнновая изоляция; 7 — роторный бандаж

Войдя через отверстие заборника, газ по. наклонному каналу проходит до дна паза, затем через поперечную прорезь, выполненную в нижнем, сдвоенном витке, перепускается в канал, расположенный на противоположной стороне катушки, и через отверстие в дефлекторе выбрасывается в воздушный зазор. Группы входных и выходных отверстий в клиньях образуют отдельные впускные и выпускные зо- ны, согласованные с входными и выходными отсеками статора генератора, что усиливает эффект самовентиляции ротора за счет разности статических давлений в отсеках.

Однако четкое секционирование вентиляционных каналов ротора на входные и выходные зоны создает благоприятные условия для появления перетоков газа помимо каналов — через боковые зазоры между внешней поверхностью витков обмотки и внутренней поверхностью пазовой гильзы (рис. 27). Перепад давлений между крайним пра? вым заборником входного и крайним левым дефлектором выходного отсека равен полному давлению, создаваемому этой парой при вращении ротора (около 150^—200 мм вод. ст. для ротора с диаметром бочки Гм). Если ширина щели между обмоткой и стенкой паза достигает 0,3—0,5 мм, то при высоте паза около 100—120 мм аэродинамическое сопротивление щели между точками, А и С оказывается в 2— 3 раза меньше сопротивления вентиляционного канала по

Рис. 27. Схема перетоков газа в обмотке с наклонными каналами (поверхности прилегания витков обмотки к стене паза заштрихованы): 7 — зона заборников; 7/ — зона дефлекторов; 7 — вентиляционные каналы; 2 — отверстия для перепуска газа на другую сторону катушки; 3 — поверхность бочки ротора; 4 — дно паза;► — пути движения газа по вентиляционным кана-

— перетоки газа— перетоки газалам;лам;

— перетоки газа

— перетоки газа

лам;

лам;

пути Л— D — B. Это вызывает соответствующее перераспределение потоков газа, и интенсивность охлаждения вдоль вентиляционного канала падает, что приводит к местным повышенным нагревам обмотки.

Для локализации указанного дефекта необходимо при перемотке рассматриваемых роторов добиваться максимальной плотности укладки обмотки в пазы, особенно на тех участках, где расположена граница между входными И выходными зонами вентиляционных каналов. Указанный дефект отсутствует в обмотке со щелевыми вентиляционными каналами (рис. 28). В этой обмотке, выполняемой также из стандартных медных проводников прямоугольного сечения, в пазовой части каждого витка и прямых участках лобовых частей штамповкой или фрезеровкой выполняются узкие сквозные щели прямоугольного профиля. В четных ,и нечетных витках эти щели сдвинуты по длине относительно друг друга так, что при укладке в пазы ротора образуют систему вертикальных проемов, соединенных аксиальными каналами. Стенки каналов образованы боковыми поверхностями щелей и плоскими сторонами соседних витков. Каждая пара соседних вертикальных проемов служит для распределения газа по аксиальным каналам и сборным коллекторам перед выходом газа в зазор. Пазовые клинья, закрывающие витки на участках указанных проемов, снабжены попеременно заборниками (во входном проеме) и дефлекторами (в выходном).

Рис. 28. Обмотка ротора турбогенератора ТВ2-150-2 с щелевыми

каналами:

а — продольный разрез по пазу; б — вид на витки сверху; е — поперечный разрез по пазу; / — вертикальный гроем; 2 — аксиальный канал; 3 — изоляционная прокладка; 4 — подклиновая изоляция; 5 — заборник; 6 — виток обмотки

Для равномерного распределения газа по аксиальным каналам в середине каждого проема после укладки витков устанавливаются изоляционные трапециевидные прокладки, образующие в проемах пару суживающихся книзу вертикальных каналов. Эти прокладки уменьшают также свободную 'длину щелей, исключая возможность деформации боковых частей резрезанного участка, что угрожало бы сужением или перекрытием канала.

Для забора газа из зазора применяются типовые заборники и дефлекторы, а охлаждение лобовых частей обмотки может осуществляться любым из известных способов в зависимости от конкретных условий модернизации (специ-

37

альная расклиновка с винтовыми йли волновыми кана» лами, однопоточная и двухпоточная схемы охлаждения и др.).

При модернизации ротора указанными способами можно использовать медные проводники обмотки ротора, проделав в них вентиляционные каналы (строганием, фрезеровкой или штамповкой). Пазовая гильза при непосредственном охлаждении меди перестает быть проводником: теплового' потока, поэтому толщина ее стенок может быть увеличена1 без заметного ухудшения теплового состояния ротора, как это имело бы место в обмотке с косвенным охлаждением. Во избежание выветривания стенок гильзы потоком газа, охлаждающего витки обмотки,, гильзы выполняются из стеклотекстолита, так же как И витковая изоляция* Для предотвращения замыкания верхнего витка на корпус поверхностным разрядом, особенно при испытаниях повышенным напряжением, толщина подклиновой изоляции увеличивается до 10 мм.

. Увеличение толщин витковой и - подклинЬвой изоляций, а также применение нижнего сдвоенного витка для перепуска газа с одной стороны катушки на другую приводят к уменьшению числа эффективных витков в пазу по сравнению с заводским исполнением, поэтому ток возбуждения приходится увеличивать на 12—20% (с учетом повышения мощности на 8—12%).

Модернизацию роторов по рассмотренным схемам целесообразно совмещать с плановыми перемотками обмоток," проводимыми из-за естественного старения изоляций или значительной деформации меди и выполнять их на ремонтных предприятиях, заменяя на это время ремонтируемый ротор резервным. Эффективность рассмотренных схем охлаждения очень высока, и средняя температура обмотки ротора снижается по сравнению с температурой ротора заводского исполнения при номинальном режиме на 30— 40 °C (рис. 29). Максимально допустимая температура для роторов с непосредственным охлаждением ■ в зависимости от числа зон выпуска газа составляет НО—115°С. Поэтому после модернизации в роторах появляется значительный тепловой запас (около 20—30°C), позволяющий эксплуатировать генераторы с повышенной по сравнению * с номинальной мощностью.

Уменьшение сечения витков обмотки из-за выполнения в них вентиляционных каналов и уменьшение числа витков из-за увеличения толщин витковой и подклиновой изоляций вызывают соответствующее увеличение плотности то-

Ряс. 29. Зависимость средней температуры обмотки ротора /Ср,р от квадрата тока ротора /2Р турбогене- ратора ТВ2-150-2 при температуре охлаждающего газа 40 °C и избыточном давлении газа 0,1 МПа:

/ — с косвенным охлаждением (заводское исполнение); 2 — о наклонными каналами На боковой поверхности катушек; 3 —со щелевыми каналами в витках

ка, однако заметного роста токовых потерь не происходит вследствие значительного снижения рабочей температуры обмотки. Так, например, потери в обмотке ротора генератора ТВ2-100-2 с косвенным охлаждением и после перевода на непосредственное охлаждение при номинальной нагрузке и давлении охлаждающего газа 0,05—0,1 МПа равны

Р Пр ^35 “Ь ^М. л' 2235 +ПАЕ д

' р"м 250250KDT>

где /р, #м, /м — сопротивление обмотки, ток ротора и рабочая температура обмотки в заводском исполнении (соответственно 648 А, 0,335 Ом, 125°C); Гр, R'M, fM — то же после модернизации 690 А, 0,35 Ом, 75°C).

Дл я 4 генератора ТВ2-150-2 эти же потери до и после модернизации составляют приблизительно 280—305 кВт.

Циркуляция газа в развитой системе вентиляционных каналов обмотки требует дополнительной затраты мощности на покрытие вентиляционных потерь (на преодоление местных аэродинамических сопротивлений: сопротивления входа и выхода струи, трение о стенки каналов, поворотов, сужений, расширений и т. д.). Кроме того, выступающие в зазор козырьки заборников-дефлекторов при вращении ротора создают дополнительные вентиляционные потери (по . сравнению с гладким ротором), подогревая охлаждающий газ и снижая КПД генератора. Так, например, заборник, питающий вентиляционный канал длиной 900 мм и выступающий на 6 мм над поверхностью ротора диаметром около 1 м, создает дополнительные потери примерно 0,1 кВт (при воздушном охлаждении) [2]. Общее количество заборников на модернизированном роторе генератора серии ТВ2 мощностью 100—150 МВт достигает 3000—3400 шт. При давлении водорода 0,1 МПа дополнительные вентиля-

ционные потери, создаваемые заборниками, составляет 50—70 кВт.

При работе с повышенной по сравнению с номинальной мощностью на модернизированных турбогенераторах ТВ-50^2, ТВ-60-2, ТВ2-100-2 и ТВ2-150-2 следует'поддерживать то же давление водорода в корпусе, при котором они эксплуатировались до перевода их роторов на непосредственную систему охлаждения* В этом случае экономическая эффективность обеспечивается за счет возможности более полно реализовать имеющиеся резервы путем выработки дополнительной электроэнергии (табл. 9). Как видно из таблицы, средние температуры обмоток ротора и статора оказываются значительно ниже допустимых, что обеспечивает лучшие условия работы изоляции.

При работе модернизированных генераторов с номинальной нагрузкой для повышения эффективности следует

Таблица 9

ТехниКо-еконсмические показатели турбогенератора ТВ2-1Б0-2

Охлаждение ротора

косвенное

непосредственное

Давление газа, МПа

0,1

0,1

Нагрузка при со9у=0,9 МВт

150

160

Сопротивление обмотки ротора при

0,436

0,450

15еС, Ом Ток ротора, А

670

750

Средняя температура обмотки ротора, •С

125

75

Допустимая температура обмотки ро-

130

115

тора, еС Максимальная Температура обмотки

80

85

.статора по термометрам сопротив- лейия в пазах, °C

Допустимая температура обмотки ста-

105

105

Торя, *С

Увеличение потерь в обмотке ротора, кВт

25

Увеличение вентиляционных потерь в

50 .

сйстеме заборников ротора, кВт .

Стоимость увеличения потерь при /9КСПЛ—7200 ч (при стоимости 1 коп. за 1 кВт-ч) тыс.руб/год

5,4

Стоимость дополнительно выработан-

■■

32,4

ной энергии при коэффициенте использования максимальной мощно-

"*

сти 0,15 и стоимости 0,3 коп за

1 кВт-ч, тыс. руб/год

Стоимость перемотки ротора, тыс. руб.

43,2

62,5

Срок окупаемости дополнительных

■

0,8

затрат йа перемотку и потери, лёт

Рис. 30. Оптимальное давление охлаждающего газа рм для турбогенераторов, переведенных с косвенного на непосредственное охлаждение (при работе генератора с номинальной нагрузкой):

/ —ТВ-50-2; 2 — ТВ2-100-2; 3 —ТВ2-150-2; рвф — давление газа, при котором генератор работал до реконструкции

несколько снизить давление охлаждающего газа по сравнению с тем, при котором этот генератор эксплуатировался перед модернизацией. Высокая эффективность охлаждения модернизированного ротора и достаточный тепловой запас статора обеспечивают и рри сниженном давлении допустимые температуры обмоток, в то же времй вентиляционные потери (за счет снижения плотности газа) уменьшаются. Уменьшаются также и потери за счет утечек газа из корпуса и увеличиваются сроки старения изоляции ротора, работающей при более низких температурах.

Поставим условие, чтобы сумма потерь генератора при номинальной нагрузке до и после перевода ротора на непосредственное охлаждение сохранилась неизменной, и определим с учетом этого условия, насколько необходимо снизить давление газа на модернизированном генераторе по сравнению.с тем, при котором он работал до реконструкции. Снижение давления АЯ может быть определено из следующего уравнения:

АРМ + ЯВ,м=Рв,ф,(1)

где АРМ— увеличение потерь в меди ротора после его модернизации; Рв,м — суммарные вентиляционное потери модернизированного генератора при работе с пониженным давлением газа; Рв,ф— суммарные вентиляционные потери генератора до модернизации при работе с номинальным давлением газа..

На рис. 30 приведены результаты расчета по уравнению (I)- для группы турбогенераторов серии ТВ при условии работы их с номинальными нагрузками,

Выводы. Эффективным средством снижения температуры обмоток роторов турбогенераторов серии ТВ является их модернизация в процессе капитальных ремонтов оборудования: форсирование охлаж- 4—3167_ 41

Денйя наиболее нагретых участков обмотки (лобовых частей) и нерв* вод всей обмотки ротора на систему непосредственного охлаждения. Повышение эффективности обеспечивается или повышением располагаемой мощности, или эксплуатацией при пониженном давлении газа/

повышение расхода охлаждающего газа

f Для повышения эффективности охлаждения увеличение расхода охлаждающего газа эквивалентно повышению его давления: в обоих случаях улучшается интенсивность теплоотдачи и снижается перегрев охлаждающего газа. По» вышение расхода газа может оказаться более эффективной мерой.чем повышение давления, если одо получено за счет уменьшения непроизводительных потерь в самом вентиляторе и повышения его гидравлического КПД.

Для каждого типа турбогенератора существует оптимальный расход охлаждающего газа, при котором температура его активных частей минимальна. Увеличение этого расхода сверх оптимального приводит к росту потерь на вентиляцию, при котором весь дополнительно продуваемый объем газа будет расходоваться па теплоотвод потерь, создаваемых этим избытком газа. Если расход газа меньше оптимального, температура активных частей оказывается выше допустимой, что заставляет ограничивать мощность генератора.

Обычно турбогенераторы в заводском исполнении работают в условиях, когда вентиляторы, ротора Обеспечивают расход газа, близкий к оптимальному. Однако иногда это условие не выполняется, и недостаток расхода газа компенсируют повышением его давления, что вызывает увеличение вентиляционных потерь-и снижение эффективности эксплуатации данной машины. В подобных случаях целесообразней путем модернизации повысить расход газа в результате улучшения КПД вентиляторов.

Рассматриваемые турбогенераторы серий ТВ, ТВ2, ТВФ и ТВВ снабжены центробежными или осевыми вентиляторами,' вписанными в ограниченные габариты между валом ротора и расточкой статора. Максимальная компактность в компоновке современных турбогенераторов ставит их вентиляторы в невыгодные условия работы из-за ограниченного свободного пространства перед и после их рабочего колеса, вследствие чего нарушается основное правило, обеспечивающее высокий КПД вентилятора— отсутствие резких поворотов и изменений сечения вблизи рабочего колеса. ' ' .

Обычно поток газа, подходящий к вентилятору перед поступлением на рабочее колесо, проходит в непосредственной близости от открытого участка вала. Вследствие этого поток газа интенсивно закручивается в тангенциальном направлении. Закрутка газа в ту же сторону, что и направление вращения вентилятора, вызывает уменьшение относительной скорости, с которой поток газа подходит к рабочим лопаткам вентилятора. Это вызывает уменьшение развиваемого вентилятором статического напора, так как последний прямо пропорционален относительной скорости соударения лопаток вентилятора с частицами газа. Снижение напора вызывает и соответствующее снижение, расхода газа через машину. .

Поток газа, вышедшей из вентилятора, также интенсивно закручен в направлении вращения ротора, причем ■ тангенциальная составляющая его скорости оказывается значительно выше аксиальной (расходной) .составляющей. Это обстоятельство также приводит к непроизводительной затрате мощности; подведенной к вентилятору. Указанные причины отрицательно сказываются на эффективности работы вентиляторов турбогенераторов, обычно работающих со сравнительно низкими значениями гидравлического КПД (не более 0,5); в промышленных вентиляторных установках КПД достигает 0,8—0,85,. В соответствии с указанным модернизация, направленная на улучшение работы вентиляторов, обычно сводится у центробежных вентиляторов к обеспечению плавного подхода газовой стр^и к рабочему колесу, а у аксиальных (пропеллерных) вентиляторов к ликвидации закрутки газа перед и после вентилятора. ■ .-

■ Повышение КПД вентиляторов. Если у генератора с центробежным вентилятором отсутствует воз духонаправляющая воронка, условия входа газовой струи на рабочие лопатки оказываются неудовлетворительными: газ «мнется» у входной кромки лопаток, часть поверхности которых экранируется внешней шайбой вентилятора и в его полезной работе не участвует. Для обеспечения безударного входа газа на лопатки и использования их полной ширины перед вентилятором устанавливается разъемное воздухонаправляющее кольцо.. Кольцо выполняется из стали (Сварное с последующим отжигом) или из силумина (литое) и прикрепляется болтами к внутреннему щиту. Пример установки такого кольца на - турбогенераторе мощностью 15 МВт с воздушным охлаждением показан на рис. 31. Статический напор и расход газа через машину после модернизации повысились соответственно на 45 и 30%, а тем- 4* - * . . " 43

пература активных частей генератора снизилась на 10— 15^0. -

Для выпрямления газового потока перед входом и после выхода из аксиального вентилятора устанавливаются направляющий и спрямляющий аппараты, представляющие собой комплект лопаток, аналогичных по форме рабочим лопаткам вентилятора, устанавливаемых неподвижно соответственно перед или после вентилятора. Лопатки выполняются из немагнитной стали или дюралюминия и закрепляются на направляющей воронке внутреннего щита резьбовым хвостовиком с гайкой (рис. 32) или фланцами с болтовым соединением. Результаты такой модернизации показаны на рис. 33, из которого следует, что установка направляющих и спрямляющих аппаратов обеспечивает увеличение расхода газа через машину примерно на 25%, что приводит к заметному снижению температуры активных частей (табл. 10), при этом потери в генераторах на вентиляцию сохранились на прежнем уровне, так как повышение расхода газа было получено за счет ликвидации непроизводительных затрат мощности на закрутку газового потока.

Увеличение расхода газа на турбогенераторе ТГВ-200 с 11,5 до 16 м3 (после установки направляющего аппарата) дает возможность использовать полученную прибавку расхода газа на форсирование вентиляции торцевой зоны стали

Ряс. 31. Центробежный вентилятор:

а — без направляющего кольца; 6 — с направляющим кольцом; -* —направление движения газа; / — вентилятор; 2— направляющее кольцо; 3-^ внутренний щит; 4 — экранированная зона ' . "

Рис. 32. Направляющий (а) и спрямляющий (б) аппараты к вентилятору генератора ТГВ-200:Z — лопатка. направляющего (спрямляющего) аппарата; 2 — рабочая лопатка вентилятора; 3 — газонаправляющие воронкиРис. 32. Направляющий (а) и спрямляющий (б) аппараты к вентилятору генератора ТГВ-200:Z — лопатка. направляющего (спрямляющего) аппарата; 2 — рабочая лопатка вентилятора; 3 — газонаправляющие воронки

Рис. 32. Направляющий (а) и спрямляющий (б) аппараты к вентилятору генератора ТГВ-200:

Z — лопатка. направляющего (спрямляющего) аппарата; 2 — рабочая лопатка вентилятора; 3 — газонаправляющие воронки

Рис. 32. Направляющий (а) и спрямляющий (б) аппараты к вентилятору генератора ТГВ-200:

Z — лопатка. направляющего (спрямляющего) аппарата; 2 — рабочая лопатка вентилятора; 3 — газонаправляющие воронки

Рис. 33., Характеристики аксиальных вентиляторов турбогенераторов:

1—3 — ТГВ-200; 4-6 — TBB-320-2; 1, 4 — в„ заводском исполнении; 2, 5 — после уста-, норки направляющего или спрямляющего аппарата; 3, 6 — аэродинамическая характеристика генератора; Н — напор, создаваемый вентилятором; Q —расход газа

статора и нажимной плиты со стороны турбины, перегревающихся до 115—120°C (при со8ф=1 для генератора заводского исполнения). Для этого в первом крайнем отсеке статора со стороны турбины во внутренней обшивке к существующим 32 отверстиям диаметром 20 мм сверлятся дополнительно 128 отверстий диаметром 10 мм, позволяющих увеличить расход газа через этот отсек. Отверстия сверлятся специальным приспособлением с применением угловой сверлильной пневмомдшины типа ИП-1103.

Одновременная установка направляющего аппарата и сверловка дополнительных отверстий обеспечивают снижение максимальных перегревов концевых пакетов статора генератора ТГВ-200 на 12—15 °C, а нажимных плит и пальцев— на 8—9 °C. Сверловка этих отверстий без одновременного увеличения общего расхода охлаждающего газа не может быть рекомендована, поскольку в этом случае снижается расход газа через остальные пакеты"сердечника, что приводит к их дополнительному перегреву.

Тип турбогенератора

Способ модернизации

Средняя температура обмотки ротора /р, °C

Снижение температуры fp, еС

А»

Б»

ТГВ-200

ТВВ-320-2

Установка направляющего аппарата**

Установка спрямляющего аппарата

75—80

125

70—75

118,5

5—10

6,5

*А-'До'модернизации, Б—после модернизации.

••Данные по восьми генераторам.

Эффективность работы вентиляторов зависит также от ■зазоров между его вращающимися и неподвижными де- -талями, величина которых определяет размер бесполезного расхода газа через его «паразитные» перетоки со стороны высокого давления на сторону низкого давления вентилятора (рис. 34, а). Циркулирующий через эти зазоры-постоянный лоток газа, параллельный главному потоку, не выполняет полезной работы, потребляя на свою циркуляцию известную долю мощности, поэтому чем меньше эти зазоры, тем эффективней работа вентилятора.

Минимальный зазор определяется допусками при обработке соответствующих деталей, точностью сборки й амплитудой вибрации ротора при проходе через критическую частоту вращения и при всех условиях должен исключать

Рис. 34. Работа' вентилятора при больших радиальных зазорах (а) и уплотнительное кольцо к осевому вентилятору (б): *

/ — вентилятор; 2 — газонаприляющая воронка; 3 — уплотнительное кольцо; > —основной поток газа;—перетоки газа

Таблица 10

Максимальная температура обмотки статора

Снижение температурь, <с, “С

Максимальная температура стали статора <с с, *С

Снижение температура

с,с

А

Б

А

Б

100—105

62

"85—90 .

62

10—15

0

100—105

81,5

80—85

74,5

15—20

7

возможность задевания вентилятором лрилегающих неподвижных деталей (диффузора, обтекателя, газоналравляю- щего кольца и т. д.) в любом нормальном или переходном режиме работы генератора. Рекомендуемые минимальные зазоры для вентиляторов генераторов различных типов приведены в табл. 11 [3].

Таблица 11

Тип вентилятора и зазор.

TB2-30-2

ТВ-50-2;

ТВ-60-2

твс-зо;

ТВФ^О-2

ТВФ-100‘2;

Ш-100-2; ТВ2-150-2

ТВВ-165-1;

ТВВ-320-2;

ТГВ-300

Тип вентилятора

Центробежный

Осевой

Зазор между наружным диаметром вентилятора и неподвижной деталью, мм

3

3,5

1,0

1,5

2,0

Зазор между внутренним диаметром вентилятора и неподвижной деталью, мм

2,5

3,0

-

Особенно заметно на расход газа влияет радиальный зазор между лопатками и направляющей воронкой у аксиального вентилятора. Поэтому увеличенные (по сравнению с рекомендуемыми) зазоры следует уменьшать путем установки соответствующего промежуточного кольца из алюминия, которое крепится квинтами к воздухонаправляющей, воронке или внутреннему щиту статора (рис. 34,6).

Статический напор и расход газа пропеллерного вентилятора зависят также от установочного угла, под которым повернута плоскость вентиляторных лопаток относительно оси вентилятора. В результате "любого изменения

этого установочного угла (если оно не предписано заво» дом-изготовителем или специальным циркуляром) может снизиться производительность вентилятора. Поэтому повторная установка вентиляторных лопаток на ступицу (снятых, например, перед выводом ротора из статора) должна производиться точно по заводской маркировке.

Непроизводительный переток газа в генераторе может возникнуть и на участках, расположенных на границе между областями с высоким и низким давлением газа. Так, например, в турбогенераторах ТГВ-200 и ТГВ-300 таким местом является торцевая зона статора со стороны возбудителя,, где установлено кольцо, уплотняющее воздушный зазор генератора. Разность давлений по обе стороны уплотнительного кольца приблизительно равна полному напору, создаваемому компрессором (около 10 кПа). Непроизводительный переток газа происходит через кольцевой зазор между. уплотнительным кольцом и наружной поверхностью бандажного кольца И- через аксиальные -щели-—зазоры, образованные стенками паза статора и статорными стержнями и клиньями (рис. 35).

Рис. 35. Места перетоков газа через неплотности генератора ТГВ-200:1 / — уплотнительное кольцо; 2 — поверхность бандажного кольца; 3—-кольцевой зазор; 4 — торцевые пакеты статора; 5 — стержень статора; 6 — щели между обмоткой и стенками паза; —> — места перетоков газа .

Рис. 36. Схема вентиляции генераторов серии ТВВ: / — вентилятор; 2 — воздушный вазор; Я— статор; 4 — ротор; ~> — направление потоков газа'

2 342 34Аэродинамическое сопротивление указанных мест (перетока газа невелико (200—300 Па), поэтому расход газа через них может достигать 1,5—2 м3/с, что составляет около 10% всей производительности компрессора. Поэтому при ликвидации указанных щелей и уменьшении кольцевого зазора под уплотнительным кольцом-до 1,0—1,2 мм повышается расход газа через активные части машины, температура которых снижается на 3,5—5 °C.

2 34

2 34

Щели в торцевой зоне пазов статора устраняют, уплотняя их лаково-эпоксидной замазкой, состоящей из 95—96% эпоксидной смолы марки ЭД-6 и -б—4% дициандиамида или полиэтиленкомпаунда, эпоксидной шпатлевкой марки Э-4021 (ВТУ П-8-55), эпоксидной замазкой, приготовленной на основе эпоксидной смолы марки ЭД-6, 3% наполнителя № 5 и 36% отвердителя к этой смоле. Замазку используют сразу после приготовления.

Повышение эффективности вентиляции в зазоре. В турбогенераторах серии ТВВ весь объем газа, циркулирующий через генератор, проходит вдоль поверхности ротора через узкое кольцевое сечение воздушного зазора (рис. 36).- Ротор с выступающими над его поверхностью дефлекторами- заборниками при вращении увлекает за собой прилегающие к нему слои газа. Вследствие этого весь объем газа в воздушном зазоре машины, двигаясь аксиально от середины к торцам статора со средней скоростью около 30— 40 м/с/ закручивается й в тангенциальном направлении со скоростью 100—120 м/с (вблизи поверхности бочки ротора при диаметре ее около 1 м). Этот эффект оказывает отрицательное влияние на вентиляцию и ротора, и статора.

Кроме бесполезной затраты мощности на закручивание газа в результате такой закрутки снижается скорость заборников относительно газа, а следовательно, и напор, создаваемый заборниками, и расход газа через каналы обмотки ротора. Из-за этого снижается эффективность охлаждения и повышается температура обмотки. Кроме того, масса газа, вращающаяся с большой частотой в воздушном зазоре, благодаря своей центробежной силе вызывает в зазоре напор, противодействующий напору, создаваемому вен-

тиляторами генератора. Для генераторов ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 и ТВВ-320-2 этот «противонапор» достигает 1,0—1,5 кПа, что составляет около 15—20%. полного статического напора, создаваемого вентиляторами • (6,0— 8,0 кПа).

Статический напор над спинкой статора в средней области машины, который и обеспечивает циркуляцию газа через радиальные каналы железа статора этой зоны, значительно ниже указанного полного напора и составляет всего 1,5—2,0 кПа. Поэтому при неблагоприятных условиях, снижающих расчетный статический напор, развиваемый вентилятором (дефекты изготовления или сборки), может возникнуть приблизительное равенство статических напоров над спинкой статора и в воздушном зазоре. В этом случае расход газа через радиальные каналы статора в средней зоне машины снизится до минимума или (в пределе) вообще станет равным нулю. Это вызовет значительные местные перегревы средних пакетов стали статора, теплота от которых будет отводиться уже не газовым потоком, а водой, охлаждающей стержни обмотки статора.

Рис. 37. Схема установки выступающих клиньев статора:

/ — статор; 3 — ротор; 3 — выступающие клинья; 4 — зона подпора; 5 —местные перетоке газа; 6— корпус статора; 7 —заборники ротора; 5 — направление глад- яых Д9то)(од; ?--управление вращения роторе

Поэтому для йовЫшения эффективности Вентиляции ' рас* сматриваемых машин следует максимально уменьшить частоту вращения газа в воздушном зазоре, создав дополнительные сопротивления на его пути. Хороший результат дает установка в нескольких./пазах статора специальных пазовых клиньев, выступающих в воздушный зазор машины (рис. 37). . -

Выступающая часть клиньев образует по всей длине зазора серию барьеров, заставляющих газовый поток под каждым из них претерпевать сжатие-расширение, что значительно увеличивает - аэродинамическое, сопротивление. Очевидно, что эти местные сопротивления ■’будут тем больше, чем больше выступают клинья в зазор и чем резче струя газа, проходящего под ними, изменяет свое сечение.

Установка выступающих клиньев в трех — -восьми пазах статора перекрывающих зазор на 2/3—1/2 номинального размера, достаточна для того, чтобы тангенциальная скорость газового потока (скорость его закрутки) была снижена в 2—3 раза. При указанном перекрытии зазора использование жесткого выступающего клина создало бы трудности при вводе и выводе ротора из-за возможного их повреждения выступающими за поверхность ротора роторными бандажами. Поэтому выступающая часть клиньев выполняется в виде эластичного элемента из вакуумной термо- и маслостойкой резины, которая свободно деформируется при монтаже ротора, а после проноса бандажа выпрямляется, занимаеу свое нормальное положение и обеспечивает заданное перекрытие зазора. Конструктивно эластичный элемент выполняется в виде плоской пластины или трубчатого тела, отгибающегося в сторону или принимающего эллиптическую форму в момент проноса бандажа (рис38). ^\ 1

В турбогенераторах со сравнительно малым воздушным зазором при сильно выступающих в зазор клиньях следует принимать меры против случайного повреждения плоского эластичного элемента при заводе ротора. Для этого перед заводом ротора следует натянуть вдоль всего зубца статора рядом с выступающими клиньями лавсановый шнур (ТУ 17-4814-71) и загнуть под него резиновые пластины клиньев. После завода ротора шнур снимается. Выступающие -клинья должны располагаться равномерно по окружности статора, при этом один из интервалов между ними должен находиться внизу статора, в зоне, где при вводе и выводе ротора укладывается стальной лист, по которому закатывается монтажная тележка, поддерживающая передний конец вала ротора.

. 8 местах ус^айовки вкстуйаю№о клйна в^ащаЮщийе^ В зазоре поток газа испытывает местное сжатие, связанное с появлением перепада давлений непосредственно перед и после его выступающей части, при этом перед клином вследствие лобового удара газового потока о препятствие возникает некоторый подпор давления, а после клина (в зоне завихрения)— разрежение. Эти зоны оказываются соединенными друг с другом через радиальные вентиляционные каналы железа статора и пространство над его спинкой. Если напор над спинкой статора, создаваемый в этой зоне вентиляторами генератора, оказывается недостаточным, в указанных местах могут образоваться локальные зоны, в которых появляются местные «паразитные» вентиляционные потоки, направленные в обратную сторону (от воздушного зазора к спинке статора). Это приводит к тому, что на фоне общего снижения температуры стали статора генератора по сравнению с генератором в заводском исполнении на его спинке в местах, расположенных против пазов с выступающими клиньями, появляются ограниченные области повышенного нагрева. •

Во избежание этого отрицательного эффекта выступающие клинья следует устанавливать через определенные интервалы, перемежая их нормальными пазовыми клиньями, не выступающими за пределы расточки статора. В выступающих клиньях в местах, расположенных против вентиляционных каналов статора, сверлятся сквозные поперечные отверстия, соединяющие напрямую местные зоны повышенного и пониженного давления с набегающей и сбегающей сторонами клина. Отверстия в клиньях и зазоры между «ними не дают образовываться зонам местного под-

Рис. 38. Выступающий клин- паза статора с плоским (а) и трубчатым (б) эластичными элементами:'.

1 — клин; 2 — резиновая вставка..,

ttopfl it эййУйФельйо снижают интенсивность <нйрйзНТкЫЯ1

перетоков газа.

Положительный результат дает также увеличение числа пазов, в которых устанавливаются выступающие клинья, с четырех до восьми. В этом случае разница в температуре стали статора перед и после клина снижается с 20—25 (при четырех клиньях) до 5—12 °C (при восьми клиньях), а перегрев газа в зазоре снижается для турбогенераторов ТВВ-165-2 соответственно' с 40 до 33 °C. Наилучший эффект создает установка эжекторных клиньев, специальная форма которых исключает возможность появления «паразитных» перетоков газа.

В роторах с непосредственным охлаждением .перегрев обмотки при заданном давлении газа определяется в основном двумя составляющими — перегревом охлаждающего газа в вентиляционных каналах, пропорциональным расходу газа через каналы (скорости газа), й температурным перепадом с поверхности канала, также зависящим от скорости газа в каналах.

Скорость газа в каналах обмотки ротора пропорциональна скорости заборников относительно газа в зазоре, поэтому уменьшение скорости закрутки газа в 1,5—2 раза дает значительное снижение средней температуры ротора. Особенно эффективна модернизация, при которой установка выступающих клиньев статора сопровождается одновременной установкой спрямляющих аппаратов к вентиляторам. Сравнительные данные тепловых испытаний, проведенных до и после модернизации на нескольких турбогенераторах ТВВ-320-2, приведены в табл. 12.

’ Установку выступающих статорных клиньев можно также рекомендовать для генераторов серий Т2, ТВ и ТВ2 в тех случаях, когда роторы не переведены на непосредственное охлаждение и сохраняют заводскую систему охлаждения. Повышение эффективности теплоотдачи с поверхности ротора происходит за счет увеличения скорости ротора относительно затормаживаемого клиньями газа в зазоре.

Средние температуры обмоток роторов после установки выступающих клиньев снижаются: у генераторов Т2-25-2 на 5—10°С, ТВ-50-2 на 8—12°С, ТВ2-100-2 на 10—15 °C. Максимальные температуры местных перегревов снижаются на 20--30 °C- Температура сердечника статора сохраняется на прежнем уровне, за исключением нескольких точек, попадающих в зону разрежения после клиньев, где местная температура обмотки и сердечника статора может повыситься на 5—8 °C. .

Тип турбогенератора

Способ модернизации

Средняя температура обмотки роторе fp, *с

Снижете темпера- ■ туры /р, •с

Максимальная , температура обмотки статора /С.*с

Снижете температуры #с, «с

Максимальная температура стали статора /, “С

Снижете, Тевтерату- ₽“ 'с. f °C

А»

Б-

А

Б

А

Б

ТВВ-320-2

Установка выступающих клиньев статора в ■двух пазах сплошным рядом

108,5

92,5

. 16

,63

66 '

—3

77,5

78

—o,s

То же в четырех пазах сплошным рядом

133 ■

95

38

61

65

С

83

79

£

То же и установка спрямляющего аппарата

126

90 '

36

61

68

—7

109

81

: 28>

Установка' выступающих клиньев статора в четырех пазах в шахматном .порядке

124,5

99,5

25

62 .

62

0

97,5

86

ll,s.

То же и установка спрямляющего аппарата

ПО

87,5

22,5

63

61

2

85

74

1Г

ТВВ-165-2

Установка выступающих клиньев статора в восьми пазах

118

103

15 ' .

—

—

84

, 77

т

•А—в заводском исполнении, В—после модернизации. . _'

Способ модернизацииСпособ модернизацииСнижение температурыСнижение температурыИзменение системы вентиляции с вытяжной одноструйной на радиально- та нгенциальнуюУстановка выступающих клиньев с Сохранением вытяжной одноструйной системы вентиляцииИзменение системы вентиляции с вытяжной одноструйной на радиально- та нгенциальнуюУстановка выступающих клиньев с Сохранением вытяжной одноструйной системы вентиляции126126126126Б'108Б'10810210214142424

Способ модернизации

Способ модернизации

Снижение температуры

Снижение температуры

Изменение системы вентиляции с вытяжной одноструйной на радиально- та нгенциальную

Установка выступающих клиньев с Сохранением вытяжной одноструйной системы вентиляции

Изменение системы вентиляции с вытяжной одноструйной на радиально- та нгенциальную

Установка выступающих клиньев с Сохранением вытяжной одноструйной системы вентиляции

126

126

126

126

Б'

108

Б'

108

102

102

14

14

24

24

Выпускающее турбогенераторы ТВ В-320-2 ЛПЭО <Электросила» изготавливало их сначала с одноструйной вытяжной системой вентиляции, затем в связи с изменением конструкции корпуса статора генераторы стали выпускать с радиально-тангенциальной системой вентиляции. В связи с этим одна из машин этого типа первого выпуска была реконструирована в станционных условиях:' одноструйная вытяжная система была переделана на радиально-тангенциальную.

Пространство между корпусом и сердечником статора генератора было разделено перегородками на четыре продольные камеры (две холодные и две горячего газа). Со стороны расточки лобовые части обмотки закрыты стеклотекстолитовыми листами, которые с помощью бандажей прикреплены к стержням обмотки статора. Зазор между ротором и статором у торцов последнего перекрыт стеклотекстолитовыми кольцами. В табл. 13 приведены сравнительные данные тепловых испытаний указанного генерато-

Таблица 13

Средняя температура обмоткиротора t^, *С

Продолжение табл. 13

Способ модернизациитемпература обмотки статора t , ®ССнижение температуры #с. °Cтемпература стали статора .'с.» "САБАвСпособ модернизациитемпература обмотки статора t , ®ССнижение температуры #с. °Cтемпература стали статора .'с.» "САБАвМаксимальнаяМаксимальнаяМаксимальнаяМаксимальнаяСнижениетемперату-ры #с сг ’ССнижениетемперату-ры #с сг ’СИзменение системы вентиляции с вытяжной - одноструйной наградн- ально-тангенциальную .’Установка выступающих / клиньев х сохранением! вытяжной одноструйной системы вентиляцииИзменение системы вентиляции с вытяжной - одноструйной наградн- ально-тангенциальную .’Установка выступающих / клиньев х сохранением! вытяжной одноструйной системы вентиляции78,578,5>7473,50,5>7473,50,58575,585 , 73.58575,585 , 73.59,59,511,511,5

Способ модернизации

температура обмотки статора t , ®С

Снижение температуры #с. °C

температура стали статора .

'с.» "С

А

Б

А

в

Способ модернизации

температура обмотки статора t , ®С

Снижение температуры #с. °C

температура стали статора .

'с.» "С

А

Б

А

в

МаксимальнаяМаксимальная

МаксимальнаяМаксимальная

Снижениетемперату-ры #с сг ’С

Снижениетемперату-ры #с сг ’С

Изменение системы вентиляции с вытяжной - одноструйной наградн- ально-тангенциальную .’Установка выступающих / клиньев х сохранением! вытяжной одноструйной системы вентиляции

Изменение системы вентиляции с вытяжной - одноструйной наградн- ально-тангенциальную .’Установка выступающих / клиньев х сохранением! вытяжной одноструйной системы вентиляции

78,5

78,5

>7473,50,5

>7473,50,5

8575,5

85 , 73.5

8575,5

85 , 73.5

9,5

9,5

11,5

11,5

fA-Чдо модернизации, Б-^пос^е модернизадде.

ра до и после модернизации, а также результаты реконструкции такого генератора с -сохранением одноструйной вытяжной вентиляции, но р установкой выступающих статорных клиньев (давление газа 0,35 МПа). Из таблицы следует, что при установке выступающих клиньев 'более эффективно снижается температура активных частей, чем при переводе машины на радиально-тангенциальную систему вентиляции.

Из рассмотрения приведенных способов модернизации следует, что в конструкциях действующих' турбогенераторов заложены потенциальные возможности увеличения теплового резерва их активных частей или соразмерного увеличения их располагаемой мощности. Модернизация отдельных узлов этих машин, проводимая в условиях действующих электростанций, является действенной мерой реализации указанных резервов и повышения эффективности эксплуатации оборудования. -

. Выводы. Для снижения общей температуры турбогенераторов целесообразно повысить расход охлаждающего газа путем увеличения аэродинамического КПД вентиляторов ротора, за счет строгого соблюдения минимально допустимых зазоров между егр вращающимися и неподвижными деталями, установки направляющих и спрямляющих аппаратов соответственно до и после вентилятора, установки специальных выступающих статорных клиньев.

СНИЖЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ

Основными источниками механических потерь в турбогенераторе являются его опорные подшипники и масляные уплотнения, работающие в двух принципиально раз-

Рис. 39. Рабочее положение шейки вала в опорном вкладыше:

а —прял—0; б — при л—3000 об/мин; / — вал; 2— «холодильник»; 3 — клиновой вазор; а — угол охвата шейки; А — потолочный зазор; е — эксцентриситет вала; d — диаметр вала; Л — толщина масляной пленки; Oi — центр вкладыша; Os,

Os—центры вала;

56. „

личных режимах-^ в режиме работы полусухого или гра

ничного трения при полном отсутствии смазки или - с масляной пленкой толщиной менее ОД мкм при вращении ротора валоповоротным устройством и в режиме работы при вращении ротора с номинальной частотой, когда поверхность вала полностью отделена от опорной поверхности Вкладыша сплошной масляной, пленкой. ; •

В опорных подшипниках при вращении ротора с номинальной частотой происходит самозатягивание масла .в клиновой зазор между рабочими поверхностями шейки вада и опорного вкладыша и образование устойчивой масляной пленки. При этом центр вала, всплывающего на масляном клине толщиной h, смещается относительно цент

ра вкладыша В направлении вращения - на некоторую ве

личину, ' называемую эксцентриситетом е. Потери, выделяющиеся - в " этом режиме работы, являются результатом трения шейки вала о масляный клин, внутреннего трения отдельных слоев масляцого клина и трения масляного клина о баббитовую поверхность вкладыша. Эти потери зависят от геометрических размеров, шейки вала, массы ротора, частоты вра-

Рис. 41. Зависимость потерь на трение РТр от угла охвата а для одного подшипника генератора: /—ТВ-50-2;2 — ТВВ-165-2;3 —ТГВ-300Рис. 41. Зависимость потерь на трение РТр от угла охвата а для одного подшипника генератора: /—ТВ-50-2;2 — ТВВ-165-2;3 —ТГВ-300Рис. 42. Зависимость потерь на трение РТр от" размера относительного Д ' .потолочного зазора (Д —потолочный зазор, d — диаметр вала) для одного -подшипника генератора: / — ТВ-50-2; 2 — ТВВ-165-2; 3 — ТГВ-300 ;- - '' '57Рис. 42. Зависимость потерь на трение РТр от" размера относительного Д ' .потолочного зазора (Д —потолочный зазор, d — диаметр вала) для одного -подшипника генератора: / — ТВ-50-2; 2 — ТВВ-165-2; 3 — ТГВ-300 ;- - '' '575—31675—3167Рис. 40. Зависимость вязкости масла р от его температуры /(

Рис. 41. Зависимость потерь на трение РТр от угла охвата а для одного подшипника генератора: /—ТВ-50-2;2 — ТВВ-165-2;3 —

ТГВ-300

Рис. 41. Зависимость потерь на трение РТр от угла охвата а для одного подшипника генератора: /—ТВ-50-2;2 — ТВВ-165-2;3 —

ТГВ-300

Рис. 42. Зависимость потерь на трение РТр от" размера относительного Д ' .

потолочного зазора (Д —потолочный зазор, d — диаметр вала) для одного -подшипника генератора: / — ТВ-50-2; 2 — ТВВ-165-2; 3 — ТГВ-300 ;- - '' '57

Рис. 42. Зависимость потерь на трение РТр от" размера относительного Д ' .

потолочного зазора (Д —потолочный зазор, d — диаметр вала) для одного -подшипника генератора: / — ТВ-50-2; 2 — ТВВ-165-2; 3 — ТГВ-300 ;- - '' '57

5—3167

5—3167

1

Рис. 41 Зависимость no ерь на трение Р1р ot температуры масла /м одного подшипника турбогенератора:

/-'ТВ-50-2; » —ТВ2-Ю0-2; 5 — ТВВ-165-2; 4—ТГВ-200

щения, угла охвата вала вкладышем, относительного зазора Д/d эксцентриситета и вязкости масла (рис. 39).

Геометрические размеры вала, масса ротора и частота. вращения являются заданными величинами для данной конкретной машины и изменению не подлежат. Остальные параметры могут быть изменены в процессе ремонта или эксплуатации, поскольку вязкость масла сильно зависит от его температуры (рис. 40). "'*

; Внутреннюю поверхность вкладыша растачивают до размера, большего диаметра шейки вала на величину «потолочного» зазора вкладыша. При такой расточке вал, положенный на нижнюю половину вкладыша, соприкасается с ним (теоретически) по прямой линии, длина которой равна длине вкладыша. По бокам от «опорной» линии образуются постепенно расширяющиеся клиновые зазоры, угол наклона /которых, определяющий условия образования устойчивой масляной пленки, зависит от потолочного зазора. От краев нижней половины вкладыша (вниз от горизонтального диаметра) клиновой зазор дополнительно расширяется для устройства так называемых холодильников, облегчающих подвод и отвод масла. Центральный угол дуги окружности, на которой поверхность вкладыша сохраняет свою цилиндрическую расточку, называется углом охвата шейки. Зависимость потерь на трение от угла охвата шейки для подшипников некоторых генераторов показана на рис. 41, из которого следует, что «холодильники» на нижней половине вкладыша несколько снижают потери от трения, а влияние размеров «холодильников» (в рассмотренных пределах) на значение потерь невелико.

Зависимость потерь от трения в опорном подшипнике от потолочного зазора во вкладыше для тех же машин при угле охвата 120° приведена на рис. 42. В табл. 14 приведены оптимальные значения потолочных зазоров подшипников турбогенераторов серий ТВ, ТВ^, ТВВ и ТГВ, обеспечивающие при прочих равных условиях минимальные потери на трение. ,

Потолочные зазоры, косвенно характеризующие форму

Равмер

ТВ-50-2; ТВ-60-2

TB2-100-2;

^ТВ2-150-2 _

ТВФ-60-2

ТВФ-100-2

Диаметр шейки вала, мм

Потолочный зазор во вкладыше, мм

300

0,55—0,6

400

1,0—1,1

300

0,5—0,55

325

0,5—0,55

Продолжение, табл. 14

Размер

ТВВ-165-2

ТВВ-200-2

ТВВ-320-2

ТГВ-200

ТГВ-ЗОО

Диаметр шейки вала, мм

Потолочный зазор во вкладыше,,мм

350-

400

450

£ 435 ]

450

0,55—0,6

0,65—0,7

0,75—0,8

0,95—1,0

1,0—1,05

клинового зазора, можно непосредственно измерять меж. ду поверхностями шейки вала и верхней половины вкладыша только при условии строго цилиндрической расточки вкладыша без какой-либо дополнительной обработки. Если при расточке вкЛадыша между его половинками закладываются прокладки, которые в дальнейшем вынимаются, это приводит к искусственному уменьшению «потолочного» зазора. В этом случае приведенные в табл. 14 зазоры слег дует рассматривать как сумму боковых зазоров, измеряемых на нижней половине вкладыша в соответствии с рис. 39.

Наибольшее влияние на потери оказывает вязкость масла, резко изменяющаяся при изменении температуры. Так, например, при повышении температуры масла всего на 16° (от 40 до 50 °C) потери на трение в двух подшипниках турбогенератора средней мощности (ТВ2-100-2) снижаются на 30 кВт. На рис, 43 приведена зависимость потерь на трение от температуры масляной пленки для некоторых генераторов.' . . ....

' Температуру масла в масляном слое подшипников (непосредственно под шейкой вала) целесообразно поддерживать в максимально допустимых пределах около 80—85®С, контролируя ее по показаниям термометров сопротивле- . ний, специально установленных в рабочем слое баббита в непосредственной близости от масляного клина. Температуру масляной пленки не следует смешивать с температурой 5* '

выходящего из подшипников горячего масла. Значительная часть масла, протекающего через подшипник, не попадает под вад ротора и выполняет лишь функцию охлаждающей среды, отвбдящей теплоту от вала и вкладыша. Ориентировочно можно считать, что указанная температура масляной плёнки обеспечивается при температурах входящего и выходящего масла соответственно 40—45 и 60—70 °G.

По мере повышения температуры и снижения вязкости масла толщина масляной пленки также уменьшается. Опыт показывает, что минимально допустимая толщина пленки должна быть (с некоторым запасом) не менее 0,06—0,04 мм. При меньшей толщине пленки может наступить полусухое трение и расплавление вкладыша. При вращении ротора вилоповоротным устройством потери на трение в подшипниках невелики и 'зависят только от коэффициента трения стальной шейки вала о баббит вкладыша и удельного давления на баббит. При нормальном состоянии поверхностей трения и частоте вращения 4 об/мин для генераторов мощностью 50—300 МВт потери на трение на один подшипник составляют 3—4 кВт.

В торцевых масляных уплотнениях, получивших наибольшее распространение в современных турбогенераторах, совмещены элементы упорного подшипника и собственно уплотнения. Уплотнение водорода осуществляется масляной пленкой, образующейся между рабочими поверхностями упорного диска ротора и вкладыша при номинальной частоте вращения. Устойчивость масляной пленки обеспечивается несущими клиновыми поверхностями, являющимися основным элементом несущей поверхности вкладыша. Радиальные площадки, расположенные между ними, входят в контакт с упорным диском вала ротора при отсутствий сплошной масляной пленки при неподвижном роторе или при 'Вращении ротора валоповоротом.

Уплотнения работают при значительном удельном давлении между гребнем вала и вкладышем, который прижимается к последнему суммарным давлением газа в корпусе генератора, масла и прижимных пружин, что сопровождается потерями на трение (табл. 15) [4]. Потери зависят от/ окружной скорости вращения гребня вала, удельного давления на рабочей поверхности, толщина масляной пленки и вязкости масла, пропорциональной его температуре (СМ, РИС. 40).. '

Условием, обеспечивающим оптимальную толщину масляной пленки 0,05—0,07 мм, является определенное соотношение между давлением газа в.корпусе генератора я 60 ■ ' -

,.Характеристика

ТВ2-100-2 .

ТВ2-150-2

ТВФ-100-2

TBB-165-2

Избыточное давление газа в статоре, МПа

Удельное давление на вкладыш уплотнения, - МПа

0,1

0,94

0,2

1,57 "

0,2

1,51

0,3

0,38

/7родолжение

табл. 15

Характеристика

TBB-200-2

ТВВ-320-2

ТГВ-200

TFB-300

Избыточное давление газа в-статоре, МПа

Удельное давление на вкладыш уплотнения, МПа "

.0,3

0,66 -

0,3 . •

0,56. ■

-0,3

2,4

■ 0,3

2,54

давлением уплотняющего и прижимающего масла иди усилием прижимающих пружин (табл. 16).-

Для снижения потерь целесообразно эксплуатировать уплотнения при температуре масла в рабочем слое 55— 65 °C. Основным критерием при этом должна являться температура баббита вкладыша, контролируемая по встроенному в нее термометру сопротивления, которая не должна превышать 75 °C. При этом перегрев баббита относительно масла, поступающего в уплотнения, не должен превышать для машин мощностью 30—120 и 150—300 МВт соответственно 17 и 25 °C. Обычно при нормальном режиме работы и правильной разделке рабочего слоя вкладыша эти температуры обеспечиваются при температуре входящего на уплотнения масла 35—45 °C. _

При необходимости регулирование температуры масла в рабочем слое производится изменением давления уплотняющего и прижимающего масла в пределах, указанных в табл. 16. Приведенные в табл, 16 оптимальные давления уплотняющего и прижимающего масла указаны при условии сохранения геометрии рабочей поверхности вкла- '. дыша в соответствии с чертежными размерами. В режиме полусухого трения при вращении ротора валоповоротным устройством аксиальная нагрузка воспринимается поверх» ностью, .площадь которой значительно меньше, чем. при нормальной частоте вращения. Происходит интенсивный - износ рабочих поверхностей, ■ изменяющий оптимальное'

’' .‘61

соотношение между клиновыми и плоскими участками поверхности вкладыша. Так, например, при износе баббита всего на 0,05 мм в аксиальном направлении эффективная площадь клиновой поверхности (при наклоне ее на 0,15— 0,2 мм на длине 18—20 мм) сокращается приблизительно на 25—30%. Это вызывает снижение несущей способности масляной пленки при номинальной частоте вращения ротора и нарушение оптимального режима работы уплотнения. Поэтому для максимального снижения износа при вращении ротора валоповоротным устройством следует принимать меры по снижению удельного давления на рабочую поверхность вкладыша. Это достигается соответствующим изменением давления уплотняющего и прижимающего масла по сравнению с теми давлениями, которые поддерживаются на уплотнениях при нормальной работе (табл. 17).

Радикальным средством снижения износа рабочих поверхностей вкладышей при работе в режиме полусухого трения является применение в масляной системе специальных регуляторов, автоматически изменяющих перепад давлений уплотняющего масла и водорода в зависимости не только от давления газа, но и от частоты вращения ротора.

Ускорению износа баббита вкладышей способствует также загрязнение масла (Твердыми частицами размером более 5 мкм. Установленные в настоящее время на электростанциях фильтры типа ФМ-10 Пропускают частицы размером не более ,0,3 мм. Длина маслопроводов на некоторых электростанциях достигает 30—60 м, поэтому возможно загрязнение масла и в самих трубопроводах, а также накопление продуктов старения масла (шлама и грязи) на дне расширительного бака, в ■ котором резко снижается, скорость течения масла, особенно в период остановки, когда расход масла на уплотнения уменьшается.

При изменениях уровня масла в расширительном баке, обусловленных изменениями расхода масла в переходных режимах (пуск и остановка агрегата), осадок,' находящийся на дне бака, переходит во взвешенное состояние/перемешивается с маслом и попадает с ним на уплотнения. В наиболее тяжелый период работы уплотнений с точки -зрения износа к ним подается наиболее загрязнённое масло. Чтобы уменьшить скорость износа баббита, целесообразно на участке между расширительным баком и уплотнением установить дополнительный фильтр с гидравлическим сопротивлением не более 0,005 МПа/ " 62 . .

Характеристика■

'Мощность или тип турбогенератора

До 30 МВт

До 60 МВт

60—120 МВт

ТВВ-165-2

ТВВ-165-2;

ТВВ-200-2;

TBB-320-2

ТВГ-2О0; ТВГ-300

Тип уплотнения

Перепад давлений уплотняющего масла и водорода, МПа

Давление прижимающего

. масла, МПа

Двухпоточн

■ 0,04—0,05

0,07—0,11

ое, ЦКБ

0,05—0,07

0,14—0,18

ОдНОПОТО’ „Элекз

0,05—0,06

зное ЛПЭО

‘росила"

0,05—0,07

Двухпоточное, ЛПЭО .Электросила*

0,05—0,09

0,15—0,22

Двухпоточное, ПО .Электротяжмаш*

0,07—о; 09

0,15—0,22

Таблица 1Т

Характеристика

ТВ2-100-2

ТВ2-150-2

ТВФ-100-2

ТВВ-165-2

ТВВ-200-2

ТВВ-320-2

ТГВ-200

Перепад давления ■ масла и водорода, МПа

Рекомендуемое давление газа в статоре, МПа

Давление прижимающего масла при номинальном дав' лении газа, МПа ■

Износ рабочей поверхности с» со

Не менее

0,1

Не более 0,05

Интен

Не менее ■ 0,06

Номинальное

Не более 0,2 .

сивный

0,08

Незначи- _ тельный

Не бол

0,06

ее 0,1

Интенсь

Номина.

0,12

1ВНЫЙ

0,2

льное .

Некоторые турбогенераторы иМеЮт уплоФйейий КОЛЬЦА вого типа. Изменение потерь в зависимости. от температуры масла имеет место и в уплотнениях этого типа. Например, для уплотнения диаметром вала 580 мм с шириной уплотнительного' пояска 15 мм и радиальным зазором 0,15 мм ■ при повышении температуры масла в зазоре с 60 до 70 °C потери на трение снижаются приблизительно на 30%.

Выводы. Снижение механических потерь в опорных подшипниках я масляных уплотнениях обеспечивается оптимальной геометрией раз" делки рабочих поверхностей вкладышей и повышением (в. допустимых пределах) температуры масла в рабочем слое. • ■. •-

УЛУЧШЕНИЕ РАБОТЫ ЩЕТОЧНОГО КОНТАКТА

В обмотку ротора ток подается через контактные кольца с помощью угольно-графитовых щеток, тГрижатых к их поверхности. Окружная, скорость на рабочей Поверхности колец при номинальной частоте вращения доходит до 70— 75 м/с. В этих условиях на преодоление сил тренйя, возникающих между кольцами и щетками, и на перенос тока с поверхности щеток на поверхность кольца расходуется часть мощности, подводимой к валу ротора. *

Надежность работы щеточного контакта зависит от твердости, формы и чистоты обработки трущихся поверх- ностей кольца и щеток, давления последних на кольцо, температуры нагрева и плотности тока в контактной зоне, а также от влажности и степени загрязнения атмосферы, в которой работают контактные кольца, пылью и парами1 "'* Таблица 18

.Потери

ТВ-50-2; ТВ2-100-2 ТВ2-1Б0-2

тВФ-60-2; ТВФ-100-2

ТВВ-165-2

Суммарные потери, кВт:

; при холостом ходе' без воз

- ■ буждения

при номинальной нагрузке

15.

7

30

15

Продолжи

32

16

■ше табл. 18

Потери

ТВВ-200-2;

ТТВ-300

ТВВ-320-2

ТГЦ-200.

Суммарные потери, кВт: при холостом ходе без возбуждения'.

при номинальной нагрузке '

.. 32 '

20

35

22

32

15

масла. Переходное падение напряжения в контактном слое пропорционально проходящему току и для пары щеток марки ЭГ-4 при плотности тока 7—1.0 А/мм2 равно приблизительно 1,8 и 1,4 В соответственно для щеток отрицательной и положительной полярности. При наличии искрения указанная величина может значительно возрастать. Средние значения суммарных потерь на контактных кольцах с учетом потерь на их вентиляцию для группы турбогенераторов мощностью от 50 до 300 МВт при оптимальных условиях работы щеточного контакта приведены в табл. 18.

Условия работы скользящего контакта. Рассмотрим подробнее влияние перечисленных выше, факторов на работу щеточного контакта [5]. Контактные пары, в которых коль- -ца из термообработанной стали 38ХВА с твердостью рабочей поверхности НВ—2124-248 работают со щетками марки ГЭ-2АФ или кольца из стали 35XH3MAP с твердостью НВ=2694-311 работают со щетками ЭГ-2А, имеют лучшие .показатели. Для контактных колец, изготовленных из стали более высокой твердости, необходимо применять и' щетки марок более высокой твердости.

Наибольшим коэффициентом трения обладают щетки ЭГ-4 и ЭГ-2АФ при работе без прохождения тока в скользящем контакте (холостой ход без возбуждения). Так, например, для турбогенератора мощностью 200 МВт, работающего со щетками ЭГ-4, потери на трение в контактных кольцах в указанном режиме могут достигать 30— 40 кВт, что приводит к -сильному (до 180—200 °C) разогреву щеточного аппарата. Для этих щеток характерно резкое увеличение коэффициента трения при снижении плотности тока. У щеток марки ЭГ-2АФ -коэффициент трения, равный при холостом ходе без возбуждения 0,35, уменьшается при работе ■ под нагрузкой (при плотности тока 10 А/см2) до 0,014. ' *

У щеток марки 61 ЮМ зависимость коэффициента трения от прохождения тока в скользящем контакте, выражена менее резко, хотя и у них коэффициент трения снижается с 0,15 до 0,04 при изменении плотности тока от нуля до 10 А/см2. Это объясняется тем, что при повышении плотности тока возрастает скорость износа " щеток, увеличивается количество частиц износа, что вызывает переход работы контакта от трения скольжения к трению скольжения-качення, причем скользящий контакт работает в области граничного трения вследствие образования на поверхности кольца окисной пленки (политуры). Эта ркисная пленка (обычно толщиной 0,001—0,002 мкм) су-

щественно улучшает условия работы скользящего контакта.

Для формирования и сохранения равномерной и плотной пленки основное значение имеет температурный режим работы колец, определяемый плотностью тока под щеткой и силой давления. Оптимальная плотность тока для щеток марки Э1>4 составляет 8—12 А/см2, а сила давления пружин в щеткодержателях должна обеспечивать давление под щеткой 0,016—0,02 МПа. Оптимальная сила давления уточняется в зависимости от конкретных условий эксплуатации щеточного узла, уровня вибрации контактных колец, материала контактных колец и щеток, запыленности и влажности окружающей атмосферы и др. •

Кроме давления существенное влияние на износ щеток при одинаковых состояниях рабочей поверхности, амплитуде вибрации и других параметрах оказывают их расположение на поверхности колец и расстояние между ними. При указанной выше плотности тока и окружной скорости кольца 70—80 м/с оптимальное ресстояние между щетками (по ходу вращения кольца), обеспечивающее их минимальный износ, равно 50—60 мм.

Работа скользящего контакта сопровождается износом не только угольных щеток, но и контактных колец, который при рекомендуемой плотности тока (8—12 А/см2) имеет резко выраженный полярный характер: износ отрицательных колец значительно выше, чем положительных. Поэтому для равномерной выработки колец приходится периодически изменять их полярность. Во избежание нарушений в работе щеток при такой смене в течение первых 4—6 ч ток ротора должен быть не более 30—50% номинального. Опыт эксплуатации показал, что щеточный контакт работает лучше, если на кольцах отрицательной полярности стоят щетки марок 611 А, ЭГ-4, ЭГ-2АФ, а на кольцах положительной полярности—щетки марок 61 ЮМ, 611А и ЭГ-4А.

На эффективность работы щеточного аппарата большое влияние оказывает вибрационное состояние конца вала, на котором расположены контактные кольца. Амплитуда вибрации вала на блочных турбогенераторах редко бывает ниже 200—300 мкм. В этих условиях большое значение имеет вибростойкость щеток—способности их сопротивляться интенсивному износу и разрушению (скалыванию) при повышенной вибрации. Наиболее вибростойки щетки марки 611А плотностью 1,54—1,55 г/см3. Интенсивность окалывания щеток при работе с вибрацией зависит ■66

о — до реконструкции; б — после реконструкции;- / — опорный подшипник; 2 — щеточный аппарат; 3 — контактные кольца;4 — центробежный вентиляторо — до реконструкции; б — после реконструкции;- / — опорный подшипник; 2 — щеточный аппарат; 3 — контактные кольца;4 — центробежный вентилятор

о — до реконструкции; б — после реконструкции;- / — опорный подшипник; 2 — щеточный аппарат; 3 — контактные кольца;

4 — центробежный вентилятор

о — до реконструкции; б — после реконструкции;- / — опорный подшипник; 2 — щеточный аппарат; 3 — контактные кольца;

4 — центробежный вентилятор

Рис. 44. Схема ориентация щetкйi

/ — направление усилия прессования щетки; 2 — направление вращения контактного кольца; 6 —ширина; ( — длина; h — высота

Рис. 45. Схема вентиляции щеточно

го узла:

также от ориентации щетки относительно направления вращения кольца.

Щетки изготавливаются методом прессования, при котором направление усилия опрессовки обычно совпадает с шириной щетки (рис. 44). Установлено, что интенсивность сколов уменьшается, если щетка поставлена так, что направление усилия прессования совпадает с направлением вращения контактного кольца. Нарушение этого условия (например, на турбогенераторах ТГВ-200, ТГВ-300, где плоскость прессования щеток повернута на 90° относительно направления вращения) приводит к интенсивному сколу щеток даже при низком уровне вибрации колец.

Улучшению условий работы щеток (особенно на Турбогенераторах ТГВ-200) при вибрации колец до 500 мкм способствует установка между щеткой и нажимным стержнем щеткодержателя резиновой накладки толщиной 10 мм из теплостойкой резины средней твердости- Для нормаль^ ной. работы щеток большое значение имеет состав окружающей среды. Наиболее благоприятные условия создаются при влажности 50—75% и отсутствии пыли и паров масла. При пониженной влажности следует применять электрографитиррванные щетки марок ЭГ-2АФ, ЭГ-4 в сочетании с бестоковыми графитными щетками марки 611 А, способствующими образованию политуры на поверх-

йбстй колец и уменьшающими износ основных (токопередающих) щеток.

При повышенной влажности (более 80%) и загрязненной атмосфере ту же роль выполняют бестоковые электро- графитированные сажевые щетки ЭГ-4. Количество бесто- ковых щеток подбирается так, чтобы перекрыть всю рабочую ширину контактного кольца.

Для машин с замкнутой системой вентиляции аппарата щеткодержателей с целью уменьшения запыленности рекомендуется уплотнять фильтр, а также очищать его 1 раз в 1,5—2 мес с последующим смачиванием в висци- новом масле или его заменителе. Очистку секций воздухоохладителя производят по мере необходимости, выполняя ее во время текущего и капитального ремонта.

- Во избежание появления в зоне щеточного контакта масляных паров, которые засасываются вентилятором контактных колец из примыкающего к ним подшипника генератора, рекомендуется один средний вентилятор заменить двумя автономными, расположёнными по обе стороны контактных'колец. Тогда забор охлаждающего воздуха происходит в зоне, более удаленной от подшипника, чем в генераторе заводского исполнения, а выбрасываемый в сторону подшипника горячий воздух исключает возможность попадания масляных паров на кольца (рис. 45).

. Эффективность работы контактных колец можно повысить, если на их рабочих поверхностях сделать нарезку по образцу той, которая выполняется заводами, на турбогенераторах с форсированным охлаждением (рис. 46). Нарезка придает кольцам свойство самовентиляции, обеспечивающей более интенсивный отвод тепловых потерь из зоны контакта. При вращении кольца с гладкой поверхностью под щеткой появляется аэродинамическая подъемная сила, приподнимающая щетку и образующая под ней кл-и- новой воздушный зазор, ухудшающий качество скользящего контакта. Нарезка снижает эту подъемную силу: под' сбегающим краем щетки образуется разрежение, вследствие чего возникает добавочное усилие, прижимающее щетку к кольцу.

Направление нарезки следует согласовывать с направлением вращения ротора, с тем чтобы угольная пыль, образующаяся при работе, сдувалась потоком охлаждающего воздуха. Нарезку следует выполнять многозвходной с углом наклона около 25°, так как коэффициент теалоот- 'дачй при этом приблизительно в 4 раза выше, чем при обычной однозвходной нарезке. Ширина щеток для колец с

Рис. 46. Форма нарезки контактной поверхности колецРис. 46. Форма нарезки контактной поверхности колец

Рис. 46. Форма нарезки контактной поверхности колец

Рис. 46. Форма нарезки контактной поверхности колец

нарезкой должна выбираться -кратной шагу винтовой линии во избежание изменения ширины контактной поверхности щетки при вращении • кольца, что вызывает периодическое -изменение давления на щетку и увеличивает

неравномерность распределения тока. _

Проточка контактных колец. Наибольшее влияние на

работу щеточного контакта оказывает состояние поверхности контактных колец. Если . статическое ■ радиальное биение и перепад высот рабочих дорожек, проверенные индикатором часового типа (с ценой деления 0,01 мм) в холод-йом состоянии ротора, при вращении его валопово- ротным устройством превышают 0,2—0,3 мм, а на-контактной поверхности колец имеются следы эрозии, подгары, участки с матовой поверхностью и пр., то необходимы проточка и шлифовка колец. Кольца (протачиваются, если выработка контактной . поверхности кольца превышает 1 мм; для проточки используется специальное приспособление, имеющее резцы с пластинами из твердых сплавов типов Т15К6, Т14К8, Т5К1О и др.

При выработке поверхности меньше указанной можно обойтись одним шлифованием. В качестве привода шлифо-

Таблица 19

Тип шлифовальной.

машины

Диаметр абразивного круга, мм

Частота вращения шпинделя, об/мин

Номинальная мощность двигателя, кВт

ИЭ-2004

150

3800

0,8

ИЭ-2002

150

3160

0,8

ИП-2001

150

4500

1,47

ИП-2201

'125

. 4000

1,03

Продолжение табл. ,19

Тип шлифовальной машины

^Напряжение, В

Частота тока, Гц

Рабочее давление воздуха, МПа

Расход воздуха, ма/мин

ИЭ-2004

36

-Я

——

ИЭ-2002

36

200

—

ИП-2001.

——

—-

0,5

1*4

ИП-2201 ■

—

• 0,5

1,8

бального круга применяются стандартные шлифовальные машины: электрические ИЭ-2004 (Э-2005), ИЭ-2002 (С-499Л) или пневматические ИП-2001 (П2013), ИП-2211 (П-44А); основные технические характеристики машин приведены в табл. 19.

Глубина резания при проточке 0,1—0,2 мм, скорость продольной подачи 0,1—0,15 мм/об при вращении- вала" валоповоротным механизмом с окружной скоростью на поверхности резания 5—7 м/мин. Проточка производится до полного удаления на обрабатываемой поверхности всех дефектов, после чего чистовым резцом снимается последняя стружка и затем выполняется предварительное и окончательное шлифование. В процессе проточки и особенно шлифования могут возникнуть следующие дефекты цилиндрической поверхности кольца:

овальность, образующаяся из-за колебаний ротора в подшипниках, неодинаковой жесткости ротора относительно оси полюсов и перпендикулярной ей оси или из-за недостаточной жесткости шлифовального приспособления;

волнистость, вызываемая овальностью и биением шлифовального круга, упругими 1колебаниями, возникающими в горизонтальной плоскости между кольцами и шлифовальным кругом, или неуравновешенностью шпиндельного ’ узла шлифовальной головки.

Появлению дефектов на обрабатываемой поверхности способствуют затупление и засаливание шлифовального круга, характерные для кругов с уменьшенным размером абразивных зерен. При засаливании на поверхности кру-

Таблица 20

Материал контактных колец

Характеристика круга

Абразивный материал

Зернистость

Хроми.стая незакаленная

Хромистая закаленная

Хромоникелевая незакаленная

Хромоникелевая закаленная

э ;

ЭБ, ЭХ

э

ЭБ

50—40 40—25 40

25 50—40 40—25

40 25—16

Примечания: 1. Обозначения; Э—электрокорунд нормальный, ЭБ—электроко? рунд б^лый; ЭХ—электрокорунд хромистый.

2. В числителе указаны характеристики кругов, применяемых для предварительного шлифования, в знаменателе—для окончательного шлифования/

га. появляются участки, потерявшие способность резания и образующие волнистую поверхность Шлифование рабочей поверхности колец производится кругами (табл. 20) в режимах предварительного и окончательного шлифования.

При предварительном шлифовании рекомендуется снимать слой металла толщиной не менее 0,3—0,4 мм, при этом обеспечивается класс чистоты обрабатываемой поверхности V 7—V 6. В режиме предварительного шлифования окружная скорость поверхности контактных колец должна быть 5—7 м/мин, окружная скорость поверхности круга—20—30 м/с, глубина шлифования (поперечная подача)— 0,01—0,02 мм. продольная подача (0,5—0,6) В мм за один оборот ротора, где В—ширина круга в миллиметрах; направление вращения круга встречное по отношению к вращению ротора.

В процессе шлифования (происходит затупление круга, что сопровождается изменением чистоты обрабатываемой поверхности, появлением прижогов, уменьшением интенсивности обработки, появлением дополнительного характерного шума. Для восстановления режущей Способности круга и получения качественной поверхности контактных колец необходимо периодически проводить правку круга. В качестве инструмента для правки шлифовального круга применяются технические алмазы в виде алмазно-металлических карандашей или твердосплавные кольцевые диски. Режим правки круга: продольная подача 5 мм/с, поперечная подача 0,02—0,03 мм, число проходов с поперечной подачей 3—5, число проходов без поперечной подачи 1—2:

Охлаждающие жидкости при шлифовке контактных колец применять нельзя из-за опасности падения сопротивления изоляции токоведущих частей. В качестве охлаждающей среды применяется сухой воздух, подаваемый под давлением 0,3—0,4 МПа непосредственно в зону контакта шлифовального круга с кольцом.

Окончательное шлифование целесообразно приводить методом «выхаживания», заключающимся в перемещении шлифовального круга вдоль контактного кольца без. дополнительной поперечной подачи. При этом чистоту поверхности для контактных колец с гладкой цилиндрической поверхностью (без нарезки) следует доводить до V6 — V7, но не выше, так как в этом случае контакт ста-

но’вится механически не стойким. Для контактных колец с нарезкой рекомендуется повышение чистоты обработки поверхности до V8 — V9. / •

- Параметры режима окончательного шлифования: окружная скорость поверхности контактных колец 5—7м/мин, окружная скорость поверхности круга 20—30 м/с, глубина шлифования (поперечная подача) 0,005 — 0,01 мм, продольная подача 0,15—0,25 мм за-один оборот вала. При шлифовании всухую хорошие результаты даТют круги на бакелитовой связке, работающие с самозатачиванием (например, круги марок МЭБ25 и 16С26). Для выравнивания поверхности шлифовального круга и удаления дефектного слоя правку круга проводят твердосплавными дисками.

После проведения окончательной -шлифовки радиальное биение контактных колец не должно превышать 0,02— 0,03 мм. Отделочная обработка поверхности контактных Колец, обеспечивающая их «зеркальную» чистоту, проводится мягкими абразивными кругами на основе войлока с применением пасты ГОИ.

Выводы. Улучшение работы щеточного аппарата, сопровождающееся снижением потерь, обеспечивается в основном правильным подбором марок щеток и их количества, оптимальной силой давления йружин и способом размещения щеток на контактном кольце, хорошим состоянием рабочих поверхностей щеток и колец и Низким уровнем вибрации конца вала, осушением и очищением воздуха, охлаждающего Кольца. ’ ' ' ■ '

ПОВЫШЕНИЕ КПД .ГЕНЕРАТОРА ЗА СЧЕТ ВОЗВРАТА ЧАСТИ ПОТЕРЬ

Применение в газорхладителях в качестве охлаждающей воды конденсата турбины позволяет за счет использования в регенеративном цикле турбины теплоты потерь генератора повысить КПД всего агрегата. Максимальный эффект при этом может быть получен в агрегатах е турбинами, имеющими ограниченный регенеративный цикл. Так, например, в обычной паротурбинной установке средней мощности (30—50 МВт) с нормальным регенеративным циклом при подогреве конденсата в газоохладителе генератора на 5—7 °C КПД установки повышается на 0,23 — 0,25 % при средней годовой температуре конденсата и циркуляционной воды соответственно 37 и 26 °C, что дает годовую экономию 4—5 тыс. руб.. .В современных установках мощностью 100—150 МВт с многоступенчатыми подогревателями при таком подогреве экономится соот- 72 .

Рис. 47. Схема подать конденсата турбины к газоохладителям генератора: '■

1,— газовый поток; // — циркуляционный водовод; III — от конденсатного насо- " са; IV — к эжекторной установке; V — секции охладителя; в летнем режиме (питание циркуляционной водой) задвижки /, 4, 5 открыты, 2, 3 закрыты; при промывке секций конденсатом при переходе от летнего режима к нормальному задвижки 2, 5 открыты, 1, 3, 4 закрыты; в зимнем режиме (питание конденсатом задвижки 2, 3 открыты, 1, 4, 5 закрыты■"

Рис. 48. Схема питания газоохладителя генератора конденсатом турбины с временно включаемым теплообменником:■

I — газовый пот^к; II — циркуляционный водовод; III — от конденсатного насоса; IV w—к эжекторной установке; 1 — газоохладителя; 2 — теплообменник .

ветственно от 0,18 до 0,13 % условного топлива, что соответствует снижению расхода последнего приблизительно на 0,5—0,7 г/(кВт«ч). Такая экономия на электростанции мощностью 1000 МВт составит около 4000 т условного топлива в год. . ■ ' ' ’

Повышение КПД агрегата получается за счет того, что дополнительно подогретый в газоохладителе конденсат поступает в , подогреватель„ низкого давления, имея более высокую температуру, чем при нормальной схеме питания. Поскольку расход пара, поступающего в этот подогреватель из зоны низкого давления турбины, обратно пропорционален теплосодержанию конденсата, при повышении температуры последнего автоматически снижается количество отбираемого в подогреватель пара. Этот неизрасходованный в подогревателе объем пара срабатывается на последних ступенях турбины, что повышает активную мощность турбины при неизменном расходе дара через главную паровую задвижку. При том же расходе пара, что и раньше, агрегат вырабатывает большую мощность, что обусловливает повышение. эффективности агрегату.

Использование в охладителях конденсата предохраняет трубки секций от засорений; это сокращает затраты на их периодическую очистку и способствует сохранению высокой эффективности теплоотдачи их активного Слоя. Во -избежание нарушения плотности вакуумной системы турбины газоохладители генератора включаются* после конденсатного насоса перед эжекторной установкой (рис, 47). Работа по такой схеме возможна, если существующие газоохладители рассчитаны на работу при давлениях выше тех, которые развивают конденсатные насосы. Газоохладители генератора, можно включить после первой ступени конденсатного насоса. В этом случае газоохладители будут работать примерно при том же давлении, что и при использовании циркуляционной воды.

Обычно температура конденсата турбин малой и средней мощности'в средней полосе СССР бывает на 7—10 °C ниже той температуры, до которой должен быть охлаждец газ генератора. При рассматриваемой схеме включения в течение 8—9 мес в году, когда температура конденсата не превышает 33° С, газоохладители при использовании только конденсата охлаждают газ до температуры 40 °C. При этом, если генератор работает в базовом режиме с приблизительно постоянным costp, автоматически обеспечивается также постоянство температурного режима машины, так как температура газа зависит от потерь генератора, т. е. от его нагрузки, а также от Интенсивности работы газоохладители, определяемой количеством протекающего через него конденсата, которое также зависит от нагрузки турбины. В жаркое время года, когда температура конденсата поднимается выше 33 °C, газоохладители переключаются на циркуляционный водовод по обычной схеме.

. При обратном переходе е циркуляционной воды на конденсат необходимо после переключения питания охладителей произвести в -течение 20—30 мин промывку секций конденсатом, сливая его в сливной трубопровод. Обычно 40—50 т кондёнсата бывает достаточно для удовлетворительной очистки труб. Недостатками этой схемы при ис- , пользовании конденсата являются невозможность длительной работы машины при низких значениях созф, когда вследствие малого расхода конденсата охладитель не в состоянии отвести теплоту потерь генератора, и затруднительность непосредственной регулировки температуры охлаждающего- газа генератора, поскольку ни температура, ни расход конденсата при заданной- нагрузке турбины практически не регулируются.

. Модификацией рассмотренной выше схемы включения газоохладителя является схема, изображенная на рис. 48. На пути от конденсатного насоса к газоохладителям генератора конденсат проходит через теплообменник, охлаждаемый - циркуляционной водой. Нормально теплообменники не работают, и конденсат проходит по обводной линии. Теплообменники включаются в тот период, когда температура конденсата поднимается выше 33 °C и газо- охладители не могут обеспечивать температуру охлажденного газа 40 °C. Тогда конденсат перед поступлением в газоохладители охлаждается в теплообменниках циркуляционной водой до 33 °C. При этом, конечно, часть теп

лоты, пропорциональная разности температур конденсата перед и после теплообменников, -уносится циркуляционной

водой и теряется.

Аналогичная схема с теплообменниками может применяться в тех случаях, когда в. качестве циркуляционной применяется вода низкого качества, из-за чего в трубках тазоохладителей проис

ходит интенсивное отло- ■жение солей и ила. Это Приводит к частым остановкам турбогенераторов для чистки или замены газоохладителей, а при невозможности остановки — к ограничению мощ- ностйГ (рис. 49). В этой схеме конденсат подается В газоохладители турбогенераторов по замкнутой схеме. Конденсат охлаждается циркуляционной водой в теплообменниках (например, типа ОВ), которая и уносит все потери' генератора. В этом случае эффективность повышается только за счет исключения ча-

стых остановок агрегата для чистки газоохладителей.

Рис. 49. Схема питания газоЬхлади теля генератора конденсатом с по стоянно включенным теплообменни ком:Рис. 49. Схема питания газоЬхлади теля генератора конденсатом с по стоянно включенным теплообменни ком:/ — конденсатные насосы; // — циркуляционный водовод; /// — добавка очищенной воды; IV — насосы газоохладителя; /—га- зоохладитель; 2 — теплообменники; при параллельной* работе теплообменников _ за- Движки /, 2, 4—12 открыты, S, 18 закрыты; при- последовательной работе теплообменников задвижки /. 3—5, 7, 8, 10, 11, 13 открыты. 2, 6, 9, 12 закрыты/ — конденсатные насосы; // — циркуляционный водовод; /// — добавка очищенной воды; IV — насосы газоохладителя; /—га- зоохладитель; 2 — теплообменники; при параллельной* работе теплообменников _ за- Движки /, 2, 4—12 открыты, S, 18 закрыты; при- последовательной работе теплообменников задвижки /. 3—5, 7, 8, 10, 11, 13 открыты. 2, 6, 9, 12 закрытыВ схеме предусмотрено параллельное и последовательное. соединение

Рис. 49. Схема питания газоЬхлади теля генератора конденсатом с по стоянно включенным теплообменни ком:

Рис. 49. Схема питания газоЬхлади теля генератора конденсатом с по стоянно включенным теплообменни ком:

/ — конденсатные насосы; // — циркуляционный водовод; /// — добавка очищенной воды; IV — насосы газоохладителя; /—га- зоохладитель; 2 — теплообменники; при параллельной* работе теплообменников _ за- Движки /, 2, 4—12 открыты, S, 18 закрыты; при- последовательной работе теплообменников задвижки /. 3—5, 7, 8, 10, 11, 13 открыты. 2, 6, 9, 12 закрыты

/ — конденсатные насосы; // — циркуляционный водовод; /// — добавка очищенной воды; IV — насосы газоохладителя; /—га- зоохладитель; 2 — теплообменники; при параллельной* работе теплообменников _ за- Движки /, 2, 4—12 открыты, S, 18 закрыты; при- последовательной работе теплообменников задвижки /. 3—5, 7, 8, 10, 11, 13 открыты. 2, 6, 9, 12 закрыты

Рис. 50. Схема' комбинированного питания охладителя конденсатом. и циркуляционной водой:Рис. 50. Схема' комбинированного питания охладителя конденсатом. и циркуляционной водой:f — от конденсатного насоса; П — к эжекторной, установке; III — циркуляционный водовод;. IV — секции охладителя; V — газовый^ поток; в нормальном режиме {при питании конденсатом и циркуляционной водой) задвижки^ 1—4 открыты, 5, 6 закрыты; в летнем режиме (при питании только циркуляционной водой) задвижки 3—6 открыты, /, 2■ закрытыf — от конденсатного насоса; П — к эжекторной, установке; III — циркуляционный водовод;. IV — секции охладителя; V — газовый^ поток; в нормальном режиме {при питании конденсатом и циркуляционной водой) задвижки^ 1—4 открыты, 5, 6 закрыты; в летнем режиме (при питании только циркуляционной водой) задвижки 3—6 открыты, /, 2■ закрыты

Рис. 50. Схема' комбинированного питания охладителя конденсатом. и циркуляционной водой:

Рис. 50. Схема' комбинированного питания охладителя конденсатом. и циркуляционной водой:

f — от конденсатного насоса; П — к эжекторной, установке; III — циркуляционный водовод;. IV — секции охладителя; V — газовый^ поток; в нормальном режиме {при питании конденсатом и циркуляционной водой) задвижки^ 1—4 открыты, 5, 6 закрыты; в летнем режиме (при питании только циркуляционной водой) задвижки 3—6 открыты, /, 2

■ закрыты

f — от конденсатного насоса; П — к эжекторной, установке; III — циркуляционный водовод;. IV — секции охладителя; V — газовый^ поток; в нормальном режиме {при питании конденсатом и циркуляционной водой) задвижки^ 1—4 открыты, 5, 6 закрыты; в летнем режиме (при питании только циркуляционной водой) задвижки 3—6 открыты, /, 2

■ закрыты

теплообменников, а также перевод газоохладителей на охлаждение циркуляционной водой, что может потребоваться для внеплановой чистки теплообменников. Эта схема может быть. рекомендовав на для тех случаев, когда разность температур конденсата на входе в газоохладит,е- ли и циркуляционной воды на входе в теплообменники, большую часть года бывает не меньше 8"10°С (например, 33 и 25—23 °C соответственно). При меньших значениях указанного перепада требуются теплообменники с очень большими поверхностями активной зоны.

Еще одна схема использования теплоты потерь генератора ■ для подогрева конденсата, успешно применявшаяся

на генераторах с воздушным .охлаждением, показана на рис. 50. В этой схеме все секции охладителя делятся на две группы. Секции обеих групп последовательна включены по газу. Секции одной группы, расположенные се стороны поступления горячего газа, в нормальном режиме охлаждаются конденсатом («конденсатная группа»), секции другой группы расположены со стороны выхода охлажденного газа циркуляционной' водой («циркуляционная группа»). Секции обеих групп по отношению к газовому потоку должны быть включены по воде по принципу противотока (более холодная вода подается в те трубки, к<^ торые обтекаются более холодным газом), что повышает Эффективность работы охладителя. В схеме предусмотрена возможность перевода всех секций на охлаждение только циркуляционной водой. Такая схема обеспечивает возможность регулировки температуры газа в генераторе в широких пределах за счет изменения расхода циркуляционной воды на «циркуляционную» группу секций в зависимости от расхода и температуры конденсата; при такой схеме часть теплоты потерь генератора уносится бесполезно циркуляционной водой и эффективность Се ниже, чем .схемы, приведенной на рис. 47. ■

. Так, например, для турбогенератора .мощностью 30 МВт с суммарными потерями около 1 МВт при одинаковой поверхности теплосъема у секций «циркуляционной» и «конденсатной» групп (около 400 м2 в каждой) и температуре циркуляционной воды не выше 26 °C потери мощностью 500 кВт возвращаются в регенеративную систему агрегата. При «тесной» компоновке секций газоохладителя (например, встроенных в корпус статора) организовать две автономные группы трубок, обтекаемых циркуляционной водой И конденсатом, аналогично схеме, показанной на рис. 50, можно, заменив заводские водяные камеры газоохладите- лей новыми с дополнительными перегородками и удвоенным 'количеством входных и выходных патрубков, Заметим, что при такой конструкции исключается возможность загрязнения конденсата циркуляционной водой в случае неплотностей прокладок или арматуры, поскольку гидравлическое давление в конденсатной линии всегда выше, чем в циркуляционной.

-Выводы. Использование конденсата турбййы в качестве воды, циркулирующей через газоохладителй генератора, повышает эффективность эксплуатации за счет повышения КПД агрегата. и уменьшения- количества остановок агрегата для очистки Ьхладителей генератора.

* РАБОТА ГЕНЕРАТОРА И КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

_ Вопросы улучшения качества продукции неотделимы от повышения эффективности производства, поэтому поскольку «продуктом», «выпускаемым» электростанцией, является электрическая* энергия, следует рассмотреть основный факторы, влияющие на ее качество. Основными показателями, по которым оценивается качество электроэнергии, являются значение и* синусоидальность напря- .жения и постоянство частоты, которая не должна отличаться от 50 Гц более чем на 0,2% (dbO.l Гц). Дополнительным показателем качества является симметрия напряжения во всех трех фазах сети.

Воздействие на частоту осуществляется изменением генерируемой активной мощности. Напряжение регулируется изменением реактивной мощности.

( Отклонение частоты в системе от номинальной приводит к изменению частоты вращения асинхронных и Син. кронных двигателей, что вызывает изменение производительности механизмов, которые они вращают. Так, снижение частоты вызывает уменьшение выпуска продукции промышленными‘предприятиями. При снижении частоты ,■ *'- 77

вращения резко падает производительность механизмов собственных нужд станции (например, питательных насосов). Снижение частоты характеризуется обычно увеличением потребляемой реактивной мощности, вызывающим переток последней по линиям электропередачи системы, что связано с увеличением' потерь в линиях и потерь напряжения. Повышение частоты в системе, сопровождающееся-увеличением потребления активной мощности, приводит к пережогу топлива на электростанции. Соответствующее ему увеличенное'потребление мощности является малопроизводительным, так как работа оборудования промышленных предприятий рассчитана на нормальную- растоту вращения двигателей,, соответствующую частоте сети 50 Гц. В ряде случаев отклонение частоты от номинального значения может явиться причиной нарушения технологического процесса и появления брака продукции, В самом генераторе изменение частоты в широких пределах приводит к незначительному изменению потерь и температуры охлаждающего газа. Типичные-данные для турбогенератора средней мощности (50—100 МВт) приведены в табл. 21.

Таблица 21

Параметр

Частота, Гц

45

47,5

50

52,5

55

Потери в спинке статора, </0

108

108

100

0,98

0,95

Потери в коронках зубцов статора.

107

102,5

100

0,97

0,93

%

Перегрев газа, »/0

96

98

100

103,5

108

Остальные потери, ®4

^=100

=100

100

=^100

^100

П р и м е ч а н и е. Потери и перегрев газа при нормальной частоте приняты за 100%*

" Как следует из приведенных данных, отклонение частоты в нормируемых пределах (0,1 Гц)) практически не влияет на эффективность работы собственно генератора;, Допустимые в эксплуатации отклонения напряжения на выводах генератора не должны превышать Т10% номинального, а при повышении напряжения в пределах, от 105 до 110% номинального полная.мощность генератора должна быть уменьшена в соответствии с указаниями завода- изготовителя.'

При симметричной нагрузке магнитное поле генератора неподвижно относительно ротора и вращается вместе с частотой 3000 об/мин. При несимметричной нагрузке появля-- 78

' ется поле, вращающееся в обратном направлении с той же частотой, а относительно ротора — с двойной частотой. Это обратное магнитное поле индуктирует в роторе ЭДС двойной частоты 100 Гц. Собтветствующие ей магнитный поток и.ток не могут глубоко проникать в массив ротора, и все электромагнитные процессы, связанные с наличием обратно вращающегося поля, совершаются во внешнем слое бочки и деталей ротора.

Генераторы типов ТВ, ТВ2, ТВФ и ТВВ-320-2 первых выпусков изготавливались с роторами, бандажные кольца которых имели две посадки — на вал и на бочку ротора, причем вторая посадка выполнялась через изоляционный слой стеклотекстолита. В этих роторах основная часть .тока, вызванного' несимметричной нагрузкой фаз, замыкается в самой бочке ротора по .его торцевой зоне (не захо- , дя в бандаж), проходя последовательно через зубцы и . клинья у.места выхода обмотка из паза. Роторы генераторов ТВВ-320-2 последующих выпусков и ТГВ-25, ТГВ-200, ТГВ-200М и ТГВ-300 снабжены роторными бандажами . в консольном исполнении с посадкой носиком бандажа на бочку ротора, обеспечивающей плотный металлический контакт между бочкой ротора и бандажом (роторы некоторых машин снабжены также успокоительной обмоткой).

В этих роторах (даже снабженных успокоительной си" стемой) половина тока, вызванного ' несимметричной нагрузкой, замыкается через торец ротора, а половина проходит через место посадки носика бандажа на бочку ротора и замыкается в самом бандаже. Всегда существует потенциальная опасность ожога посадных поверхностей бочки ротора и носика бандажа при увеличении этого тока более предельного значения, поскольку надежность контакта в существующих конструкциях консольных бан' дажей, зависит от тщательности обработки и качества сборки' бандажного узла.,

Допускается длительная работа турбогенераторов с косвенным и непосредственным охлаждением при неравенстве токов в. фазах, не превышающем 10% номинального тока . статора, что- соответствует току обратной последовательности, равному приблизительно 5—7% номинального тока , статора. Работа в несимметричном режиме (даже в разре- - шенных пределах), при котором появляются токи обратной последовательности,, замыкающиеся в самом теле ротора, вызывает рост потерь, снижающий эффективность • эксплуатации, а при плохом состоянии контакта посадоч- ' ных поверхностей и опасность ожога.

Например, для турбогенератора мощностью 25 МВт -'■79

указанные потери при 10% неравенства тока в различных фазах составляют около 15 кВт. При несимметрии нагрузки более 15—20% эти потери стремительно растут и, например, при цесимметрии 50% достигают 330 кВт, что более чем в 4 раза превышает потери на возбуждение ротора при этой же нагрузке. Основная часть потерь будет выделяться в местах плохого контакта на участках с повышенным сопротивлением, вызывая ожоги и повреждения посадочных поверхностей. Поэтому инструкция по эксплуатации и ремонту генераторов предусматривает необходимость принятия срочных мер к ликвидации или уменьшению несимметрии, превышающей допустимую, с одновременным тщательным контролем теплового состояния обмоток, сердечника статора и охлаждающего га- *за и жидкости. При невозможности уменьшить несиммет- рию генератор "отключают от сети. -

Слисок литературы

Азбукин Ю. И., Аврух В. Ю. Модернизация турбогенераторов. —М.: Энергия, 1980. — 160 с.

Азоукин Ю. И. Модернизация систем охлаждения роторов турбогенераторов. — М.: Энергия, 1966.— 59 с.

Справочник по ремонту турбогенераторов/Под ред. П. И. Устинова. — М.: Энергия, 1978.— 480 с.

Куфман Я. И., Аврух В. Ю., Ростик Г. В. Уплотнения турбогенераторов с водородным охлаждением.—М.: Энергия, 1968.—144 с.

Аврух В. КХ, Зайчиков В. Г., Шелепов В. А. Устройство и эксплуатация щеточных узлов, современных турбогенераторов и турбовозбудителей.— М.: Энергия, 1974. — 136 с.

Содержание

Предисловие"3

Способы повышения эффективности эксплуатации. 4

Коэффициент полезного действия и потери в турбогенераторе 5

Давление и температура охлаждающего газа14

Способы форсирования охлаждения22

Повышение расхода охлаждающего газа42

Снижение механических потерь56

Улучшение работы щеточного контакта64

Повышение КПД генератора за счет возврата части потерь 72

Работа генератора н качество электроэнергии77

Список литературы 80

ЪМ пл

w№Wjbitiem.'n<W)tlA«

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

БИБЛИОТЕКА ЭЛЕКТРОМОНТЕРА

UL ЗКАЧ>^UL ЗКАЧ>^Основана в 1959 г.

UL ЗКАЧ>^

UL ЗКАЧ>^

Выпуск 554 '

Ю. И: АЗБУКИН

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

ББК 31.277.1

А35*

УДК 621.316.1 (—22)

Редакционная коллегия:

В. Н. Андриевский, С. А. Бажанов, Ю. В. Зайцев, Д. Т. Комаров, В.. П; Ларионов, Э. С. Мусаэлян, С. П. Розанов, В. А. Семенов, А. Д. Смирнов, А. Н. Трифонов, П. И. Устинов, А. А. Филатов

/ Азбукин Ю. И.

А35 Повышение эффективности эксплуатации турбогенераторов. — М.: Энергоатомиздат, 1983. — 80 с., ил,—(Б-ка электромонтера; Выл. 554).

25 к.

Изложены способы повышения экономических показателей турбогенераторов мощностью 26—300 МВт. Приведены способы -модернизации отдельных' конструктивных элементов турбогенераторов, способствующие повышению их надежности и экономической эффективности.

Для квалифицированных электрослесарсй и обмотчиков, занятых ремонтом и эксплуатацией турбогенераторов.

ББК 31.277.16172.11ББК 31.277.16172.11, 2302040000-567 „ „

ББК 31.277.1

6172.11

ББК 31.277.1

6172.11

А051(01)-83100'83

ЮРИЙ ИВАНОВИЧ АЗБУКИН

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

Редактор В. К). Аврух

Редактор издательства И. А. Сморчкова

Обложка художника Т. Н. Хромовой

Технический редактор Л. В. Изгаршева

Корректор Н. А. Смирнова

ИБ № 2119

Сдано в набор 06-06.83.^Подписано в печать 15.08.83.Т-17904

Формат 84X108’/»8 Бумага типографская'№ 3' Гарнитура литературная

Печать высокая Усл/печ. Ji. 4,20 Усл. кр.-отт. 4,46 Уч.-иэд. л. 4,69 Тираж 7000 экз. - Заказ 3167Цена 25 к.

Энергоатомиздат, 113114, Москва, М-114, Шлюзовая йаб., 10

Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени Первая Образцовая типография имеПн А. -А. Жданова Союз- полиграфпрома при Государственном комитете СССР до^дваам издательств, полиграфии и книжной торговли.’ Москва, М-54, валовая, 28