Типы генераторов и их параметры - ­­­Электрическая часть электростанций

ГЕНЕРАТОРЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ 1-1. Типы генераторов и их параметры Основным элементом электрической станции, в котором происходит преобразование механической энергии первичного двигателя в электрическую энергию, является электрический генератор. На современных электростанциях применяются почти исключительно трехфазные генераторы переменного тока. В зависимости от типа первичного двигателя они подразделяются на турбо- и гидрогенераторы. Турбогенераторы предназначены для непосредственного соединения с паровыми или газовыми турбинами и, так как особенностью этих турбин является их быстроходность, имеют высокую частоту вращения. Чем выше частота вращения турбины, тем меньше ее габариты и больше к. п.д., поэтому естественно стремление повысить быстроходность турбогенераторов. Однако эта быстроходность имеет предел, ограниченный номинальной частотой сети f = 50 Гц и минимальным числом пар полюсов генератора р — 1: п = 60f/p.    (1-1) Таким образом, при частоте сети 50 Гц, принятой в нашей стране и в странах Западной Европы, максимальная частота вращения турбогенераторов равна 3000 об/м, а в США и Японии, где частота сети 60 Гц, наибольшая частота вращения двухполюсных турбогенераторов равна 3600 об/мин. В некоторых случаях предельная частота вращения турбоагрегата определяется турбиной и должна быть меньше 3000 об/мин. Меньшая частота вращения вала турбины позволяет применить в выхлопных ступенях лопатки большей длины, способные пропускать значительно больше пара, и увеличить таким образом предельную мощность турбины, ограниченную механическими напряжениями в материале лопаток последних ступеней. Необходимость увеличения площади выхлопа возникает при конструировании особо мощных турбин (1,2 ГВт и более),, при низких начальных параметрах пара (АЭС) и, наконец, при конструировании двухвальных турбин, которые позволяют построить турбоагрегат мощностью, не осуществимой в одновальном исполнении на данном этапе развития турбостроения. Двухвальные турбоагрегаты, имеющие широкое распространение в США, не применяются у нас из-за пониженного к. п. д. и сложности их эксплуатации по сравнению с одновальными.

Число пар полюсов не может быть дробным, и поэтому следующая частота вращения— 1500 об/мин, соответствующая четырехполюсному исполнению генераторов. В некоторых специальных случаях турбогенераторы малой мощности присоединяются к турбине не непосредственно, а через редуктор, что благоприятно сказывается на компактности и экономичностн турбины, которая может иметь в таких случаях повышенную частоту вращения. Однако такие редукторы не применяются на обычных паротурбинных ТЭС, так как могут значительно понизить надежность работы мощных турбоагрегатов. Частота вращения гидрогенератора принимается равной наивыгодной частоте вращения гидротурбины, отвечающей при заданных напоре и расходе воды лучшим гидравлическим характеристикам турбины и ее наибольшей экономичности, (b2) Здесь пб — коэффициент быстроходности *, зависящий от типа турбины, об/мин; /1 — напор, м; Р — мощность турбины, МВт. Так как напоры и расходы воды на различных гидроэлектростанциях отличаются большим разнообразием, частота вращения гидрогенераторов лежит в широком диапазоне, от 50 до 750 об/мин. *Это частота вращения при 1 м напора, зависящая от конструкции турбины; nб составляет 20—40 об/мин для ковшевых турбин, 50—450 об/мин для радиально осевых турбин и 400—1200 об/мин (чаще 600—800 об/мин) для поворотно-лопастных турбин. Как видно из формулы (1-2), частота вращения тем меньше, чем выше мощность гидроагрегата и ниже напор. Большая часть исполненных машин имеет частоту вращения в пределах от 50 до 125 об/мин, т. е. относится к тихоходным машинам. Число полюсов всегда выражается целым числом, поэтому частота вращения гидрогенераторов иногда оказывается дробной, например гидрогенераторы Иркутской ГЭС имеют частоту вращения 83,3 об/мин (р = 36), Саратовской ГЭС — 51,5 об/мин (р = 58), Краноярской ГЭС — 93,8 об/мин (р = 32). Синхронные генераторы малой мощности для сопряжения с дизелями или другими поршневыми двигателями изготовляются также многополюсными в широком диапазоне частот вращения (100—1500 об/мин). Кроме частоты вращения, определяющей совместно с числом пар полюсов номинальную частоту генератора, синхронные генераторы характеризуются другими номинальными параметрами, основными из которых являются активная и полная мощность. Под номинальной мощностью понимают полезную мощность, на которую рассчитан синхронный генератор и с которой он может длительно работать при нормальной работе системы охлаждения. Все другие параметры, характеризующие работу машины при этой мощности, также называются номинальными. К ним относятся напряжение статора UH, ток статора /„, напряжение возбуждения ротора Uв, ток возбуждения ротора /„, реактивная мощность генератора Qp, коэффициент мощности cos φ, к. п. д. и другие величины. Номинальным напряжением трехфазного синхронного генератора называют линейное напряжение статорной обмотки UH. Эти напряжения согласованы в ГОСТ с напряжениями электрических сетей и образуют следующий ряд:' 3,15; 6,3; 10,5; (13,8); (15,75); 18,0; 20,0; 21,0; 24,0 кВ. Напряжения в круглых скобках относятся к выпущенным ранее турбо- и гидрогенераторам и не рекомендуются последними ГОСТ. Номинальная полная мощность синхронного генератора (1-3) а номинальная активная мощность (1-4) Для номинальных мощностей турбогенераторов ГОСТ устанавливает следующий ряд: S, MB. А: зЛ25; 5,0; 7,5; 15.0; 40; 78,75; 125,0; 188,0; 235,0; 353,0; 588,2; 941,0 (cos  φ = 0.85); 888,9 (cos φ = 0,90). Р, МВт: 2,5; 4,0; 6,0; 12,0; 32; 63,0; 100,0; 160,0; 200,0; 300,0; 500,0; 800,0. Не указан в ГОСТ, но уже изготовлен и установлен на Костромской ГРЭС генератор 1,2 ГВт. Также не указан в ГОСТ четырехполюсный генератор 1000 МВт для АЭС. Номинальные реактивные мощности турбогенераторов не указаны в ГОСТ, а определяются по номинальной полной или активной мощности согласно выражениям (1-5) (1-6) Для гидрогенераторов не может быть установлена стандартная шкала номинальных мощностей, так как они зависят от напора и расхода воды, а эти параметры отличаются большим разнообразием на различных гидроэлектростанциях. Поэтому для каждой ГЭС номинальная мощность гидроагрегатов определяется специальным проектом. Номинальный коэффициент мощности у турбогенераторов до 100 МВт включительно равен 0,8, у турбогенераторов 160— 500 МВт равен 0,85, а у турбогенераторов 800 МВт от 0,85 до 0,90. Номинальный коэффициент мощности для гидрогенераторов мощностью 125 MB. А и ниже равен 0,8; мощностью от 125 до 360 MB. А включительно — 0,85 и мощностью свыше 360 MB. А — 0,9. ГОСТ ограничивает также потери в синхронных генераторах. К. п. д. турбогенераторов 160—500 МВт при номинальной мощности должен быть не ниже 98,6 %, а турбогенератора 800 МВт — не ниже 98,65—98,75 % (в зависимости от номинального cos  φ). Гидрогенераторы практически имеют такие же к. п. д.