1.5. Тепломеханические деформации и допустимые

ПЕРЕГРУЗКИ ОБМОТОК ТУРБОГЕНЕРАТОРА

Тепловой режим турбогенератора определяется его нагрузкой и скоростью её изменения. В нормальном режиме скорость изменения нагрузки турбоагрегата определяется регулировочными характеристиками паровой турбины (13 МВт/мин), которая для генератора является весьма невысокой по характеру влияния на его тепловое состояние и не требует какой-либо специальной проверки и дополнительных ограничений. Однако при быстрых изменениях токовой нагрузки, вызываемых, например, действием АРВ, форсировки возбуждения, работой генератора в пиковом режиме или в режиме регулирования частоты, когда весьма вероятны резкие изменения активной нагрузки в диапазоне 70100 % номинальной мощности, тепловое состояние отдельных активных элементов генератора может существенно отличаться от нормального и возникает необходимость рассмотреть поведение обмоток статора и ротора.

Известно, что тепловые постоянные обмоток на порядок отличаются от тепловой постоянной времени активной стали генератора [10]. В табл. 1.4

приведены тепловые постоянные обмоток турбогенераторов.

В [10, 21] подробно описаны тепломеханические процессы в обмотках турбогенератора при изменениях нагрузки. В процессе нагрева активной стали и обмоток под влиянием тока нагрузки, ввиду различия их тепловых постоянных, возникают относительные смещения стержней обмоток в пазах активной стали. Причём характер и степень относительного смещения стержней обмоток статора и ротора существенно различны.

Таблица 1.4

Тепловые постоянные обмоток турбогенераторов (тепловая постоянная времени активной стали Т_ст = 40 мин), мин

Мощность турбогенератора, МВт	Обмотка ротора с непосредственным охлаждением водородом		Обмотка статора с непосредственным охлаждением водой
	Тмакс	Тср	Тмакс	Тср
150 200 300 500	3,2 2,6 2,4 2,9	2,5 2,0 1,9 2,3	1,5 1,7 1,9 0,9	0,8 0,9 1,0 0,5

Обмотка и активная сталь статора находятся в статически неподвижном состоянии, и в силу этого стержни обмотки статора имеют возможность относительного смещения вдоль паза активной стали при изменениях нагрузки и соответствующих изменениях их теплового состояния. Ввиду значительных сил трения между медью обмотки и её изоляцией при увеличении нагрузки, сопровождающемся тепловым удлинением стержня вдоль паза, изоляционная оболочка стержня подвергается значительным растягивающим усилиям, которые могут привести к её повреждению. Механические напряжения в материале изоляции зависят от скорости её деформации.

Скорость теплового удлинения стержня пропорциональна скорости изменения его температуры, которая в свою очередь зависит от скорости изменения нагрузки :

(1.75)

где _м  линейный коэффициент теплового расширения меди;   тем-пература нагрева стержня.

Скорость повышения температуры (К/с) при адиабатном процессе нагрева приближённо может быть выражена через плотность тока (j) :

(1.76)

Для современных крупных генераторов принимаются линейный коэффициент расширения меди _м = 16,510^-6 К^-1 и номинальная плотность тока j = 57 А/мм² . В этом случае при внезапном возрастании токовой нагрузки до полной величины скорость относительного удлинения стержня составит

= (0,1250,25)10^-3, мин^-1. (1.77)

Возникающие при этом напряжения растяжения в изоляции не превышают 910 МПа, тогда как разрушающие напряжения составляют порядка 22 МПа. Следовательно, изменение нагрузки практически не представляет опасности для обмотки статора.

Иначе развивается тепломеханический процесс во вращающейся обмотке ротора. Стержни обмотки вращающегося ротора находятся под воздействием значительных центробежных усилий, которые обусловливают значительные силы трения между стержнем обмотки и стенкой паза бочки ротора. Эти силы трения препятствуют свободному перемещению стержня относительно паза бочки ротора. Поэтому при резком увеличении нагрузки обмотки ротора и соответствующем повышении температуры её стержни не могут свободно удлиняться в пазах бочки ротора. Однако из- вестно, что при нагревании объём тела увеличивается. Следовательно, если стержень обмотки ротора не имеет возможности удлиняться вдоль паза, то увеличение его объёма при нагревании вызовет увеличение его поперечного сечения при соответствующем укорочении длины. Если при этом будет превзойдён предел текучести материала стержня, то деформация окажется необратимой и после сброса нагрузки и остывания стержни окажутся укороченными по сравнению с исходным состоянием.

Многократные набросы и сбросы нагрузки обмотки ротора при частых пусках и остановах ведут к значительному укорочению стержней при соответствующем увеличении их поперечного сечения, что может явиться причиной повреждения изоляции стержня. Наиболее опасным представля-ется резкое повышение нагрузки ротора в режиме пуска генератора, когда из-за значительного различия тепловых постоянных меди обмотки и стали бочки ротора разность их температур может достигать достаточно больших значений, обусловливающих появление в меди обмотки температурных напряжений, значительно превышающих допустимые пределы, и неизбежное возникновение в ней остаточных деформаций.

Для медного проводника длиной l (см), сечением q (см²), вращающегося со скоростью n (об/мин), центробежная сила F_ц на радиусе R определяется по формуле

(1.78)

где l  длина стержня обмотки ротора; = 8,9 г/см² – плотность меди.

При частоте вращения n = 3000 об/мин центробежная сила, действующая на стержень обмотки ротора, составит F_ц = 0,9 R q l . Тогда механическое напряжение сжатия _сж при нагревании стержня в любом его сечении q определится так:

(1.79)

где  0,5 – коэффициент трения стержня о поверхность паза.

При диаметре ротора турбогенератора 1120 мм и наибольшем радиусе витка обмотки ротора 550 мм максимальное напряжение сжатия в крайних стержнях, расположенных непосредственно под клином, достигает 250 МПа, что выше предела текучести наиболее прочной меди с присадкой серебра

В табл. 1.5 приведены соотношения 10] между температурой и нап-

ряжениями сжатия меди обмотки ротора в установившемся режиме работы генератора при температуре окружающей среды t _о.с = 20 ^С и температуре стали бочки ротора t _ст = 60 ^С.

Таблица 1.5

Соотношение между температурой и напряжениями сжатия меди обмотки ротора

tм, С	80	90	100	110	120	130	140	145
, МПа	54	71	88	105	122	139	156	164,5

Отсюда видно, что даже при расчётных температурах 130145 С возникающие в меди обмотки ротора напряжения сжатия близки к пределу пропорциональности, ведущему к появлению остаточных деформаций, сопровождаемых повреждением изоляции. Если температура меди не пре-вышает расчётную для данного класса изоляции 110120 С, то остаточ-ные деформации невелики (укорочение стержней не превышает 15 мм). Если же температура меди превысит 145 С, то укорочение стержней уже может достигать нескольких десятков миллиметров (иногда до 4050 мм).

Несмотря на подобные остаточные деформации стержней обмотки ротора в генераторах с косвенной системой охлаждения, в практике эксплуатации практически не возникала необходимость аварийного ограничения нагрузки. Иначе обстоит дело в обмотках с непосредственным охлаждением. Как уже было отмечено, стержни обмотки ротора не имеют возможности свободно удлиняться вдоль паза и при нагревании они укорачиваются при одновременном увеличении поперечного сечения. Поскольку в стержне с непосредственным охлаждением имеются внутренние каналы охлаждения, то увеличение поперечного сечения стержня идёт внутрь охлаждающего канала в направлении наименьшего сопротивления, что ведёт к сужению его проходного сечения и, как следствие, к резкому ухудшению условий охлаждения и возникновению местных перегревов. Чтобы снизить величину подобных деформаций, для стержней обмоток роторов с непосредственным охлаждением применяют сплав меди с серебром, что позволяет повысить предел текучести металла стержня до 160210 МПа. В практике эксплуатации при останове турбогенератора с выемкой ротора проводят контроль проходимости вентиляционных каналов стержней обмотки ротора для раннего обнаружения сужения их.

С учётом негативных последствий рассмотренных остаточных деформаций, устанавливают допустимые нагревы активных частей генератора, которыми ограничивают величины и длительности допустимых перегрузок. При определении допустимых перегрузок учитывают тип системы охлаждения, её конструктивные особенности, необходимость сохранения электрических и механических свойств изоляции, а для генераторов с непосредственной системой охлаждения – ещё и недопустимость вскипания охлаждающей воды в узких и длинных каналах внутри стержней или теплового разложения масла (генераторы с масляной системой охлаждения) при повышенных нагревах. (При вскипании воды, а также тепловом разложении масла на газовые фракции происходит закупорка охлаждающих каналов с соответствующим появлением местных перегревов.)

Для определения допустимых перегрузок используется классичес-

кое уравнение нагрева электрических проводников, устанавливающее соотношение между количеством тепла, выделяемого в проводнике при протекании в нём тока, и количеством тепла, идущего на нагрев проводника и отводимого от проводника в окружающую среду :

(1.80)

Здесь в левой части  потери в проводнике при протекании в нём тока I. При рассмотрении режима перегрузки – это добавочные потери, вызываемые током перегрузки (в этом случае I – это превышение тока сверх номи-нального). R – сопротивление обмотки постоянному току; k_п – коэффици-ент, учитывающий влияние поверхностного эффекта на повышение актив-ного сопротивления проводника. Для обмотки ротора (обмотка на постоян-ном токе) он равен 1, а для обмоток статора (обмотки на переменном токе)  больше единицы и варьируется в довольно широких пределах в зависимости от расположения стержней в пазу и глубины паза. В верхнем стержне он в разы больше, чем в нижнем. Поэтому в верхнем стержне добавочные потери в несколько раз выше, чем в нижнем, и для их выравнивания иногда верхний стержень выполняют с меньшей плотностью тока. В среднем, для генераторов с косвенной системой охлаждения, он допускается не более 1,3, а для турбогенераторов с непосредственной системой охлаждения – до 1,62,0, причём большее значение относится к системам непосредственного водяного охлаждения обмоток 8.

В правой части уравнения (1.80)  теплоотдача с поверхности проводника в окружающую среду, где   коэффициент теплоотдачи, Вт/(см²К); F – площадь поверхности охлаждения обмотки, см²;  превышение температуры обмотки над температурой охлаждающей среды, К.  количество тепла, потребляемое обмоткой и вызывающее повышение её температуры, где с – удельная теплоёмкость обмотки, Втс/(кгК); G – масса обмотки, кг;  изменение превышения температуры обмотки над температурой охлаждающей среды во времени; t  время.

Решение уравнения (5.6) имеет вид

(1.81)

где  _нач  начальное значение превышения температуры перед моментом наступления перегрузки;  _уст – установившееся значение превышения температуры в режиме перегрузки; t  длительность режима перегрузки; T  постоянная времени процесса нагрева,

(1.82)

В установившемся режиме = 0 и тогда =  _уст = P / F,

где P= .

Поскольку режим перегрузки не является длительным, то при определении его допустимой длительности принимается, что процесс нагрева носит адиабатный характер, то есть пренебрегается теплоотдачей в окружающую среду и всё выделяемое в проводнике тепло идёт на его нагрев.

В этом предположении , и тогда уравнение (1.80) примет вид

(1.83)

Из этого выражения видно, что есть скорость нарастания температуры обмотки в режиме перегрузки с постоянной времени повышения температуры нагрева

Так как I = jq , и с учётом того, что в режиме перегрузки рассматривается ток (соответственно и плотность тока), превышающий некоторый начальный (обычно номинальный), то есть j_нач = j_ном, то I² = (j²  j²_нач) q², R = , G = lq . После необходимых преобразований выражения (1.83) получим

(1.84)

где  кратность перегрузки; А = , следовательно,

(1.85)

Тогда для предельно допустимой перегрузки с учётом выражения (1.81) и исходя из условия сохранения одинакового допустимого дополнительного повышения температуры для различных кратковременных перегрузок можно записать

(1.86)

Из этого выражения допустимая длительность (t) любой перегрузки (k_j ) при известных предельных значениях её (k_{j доп} ) определяется следующим образом:

(1.87)

В генераторах с непосредственной системой охлаждения имеет место заметный нагрев охлаждающей среды (водород, воздух, вода) в узких и длинных каналах внутри стержней обмоток. При этом в установившемся режиме температура в начале обмотки по ходу охлаждающей среды будет заметно ниже, чем в конце. Дополнительный нагрев при перегрузках также будет неодинаков. Превышение температуры обмотки над температурой охлаждающей среды в наиболее нагретом сечении (на выходе охлаждаю-щей среды) можно приближённо определить исходя из условия отвода всех дополнительных потерь (P), вызванных перегрузкой:

(1.88)

Здесь  _уст – установившееся превышение температуры в режиме перегрузки;  _нач  превышение температуры обмотки до наступления режима перегрузки; с_о.с – теплоёмкость охлаждающей среды; Q_о.с = q_к  расход охлаждающей среды, где q_к  поперечное сечение канала циркуляции охлаждающей среды в стержне;   скорость течения охлаждающей среды в канале.

После преобразования выражение (1.88) запишем в следующем виде:

(1.89)

Из этого выражения видно, что прирост температуры стержня пропорционален длине стержня l (длина охлаждающего канала внутри стержня равна длине стержня), обратно пропорционален скорости движения охлаждающей среды в канале  и поперечному сечению канала q_к. Таким образом, снижение расхода охлаждающей среды (либо из-за сужения канала, либо из-за снижения скорости движения охлаждающей среды в канале, понижения напора охлаждающей среды) ведёт к перегреву обмотки.

В генераторах с водяным охлаждением подача охлаждающей воды осуществляется центробежными насосами. Как известно 14, подача и напор центробежного насоса зависят от частоты вращения его, а следовательно, от качества электроэнергии в системе собственных нужд электрической станции, что в конечном итоге влияет на температурный режим генератора.

Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации 16] не допускается длительная перегрузка по току сверх значений, допустимых при данных температуре и давлении охлаждающей среды, устанавливаемых по результатам тепловых испытаний. По полученным данным составляется карта нагрузок генератора. Пример карты нагрузок для турбогенератора ТВВ-300 представлен в табл. 1.6.

Таблица 1.6

Пример карты нагрузок для турбогенератора типа ТВВ-300

Обмотка	Uстатора, кВ	Давление водорода, ати	Допустимая нагрузка, А
			при температуре охлаждающего газа, С
			5551	5046	4541	4036	3531	30
Ротор	---	3,0	2680	2780	2900	2900	2900	2900
		3,54,0	2900	2900	2900	2900	2900	2900
Статор	19	3,54,0	8900	9500	10200	10700	10700	10700
	20	3,54,0	8500	9100	9700	10200	10200	10200
	21	3,54,0	8100	8600	9200	9700	9700	9700

Эти параметры получены при температуре дистиллята на входе в обмотку статора 405 С, при расходе его через обмотку статора не менее 37 т/ч. Значения тока ротора даны при напряжении статора 20 кВ 5 %.

Из приведенной карты нагрузок видно, что по обмотке статора длительная перегрузка допустима не более 5 %, а по обмотке ротора длительная перегрузка недопустима.

В аварийных условиях кратковременно допускается токовая перегрузка обмоток статора и ротора согласно условиям заводов-изготовите-лей и государственных стандартов. В 16 представлены таблицы допустимых кратностей аварийных перегрузок для генераторов различных типов.

Для генераторов с косвенным охлаждением допускается 2-кратная перегрузка в течение не более одной минуты для обмоток статора и ротора. С учётом этого можно записать для определения длительности любой перегрузки

(1.90)

Для обмоток статора генераторов с непосредственным охлаждением установлена максимально допустимая 1,5-кратная перегрузка в течение одной минуты 16]. Поэтому выражение (1.87) для них примет вид

(1.91)

Для обмоток роторов генераторов типа ТВФ (кроме ТВФ-120-2) длительность 2-кратной перегрузки (по условиям форсировки возбуждения) установлена в 30 секунд , тогда

(1.92)

Для других типов генераторов (до 500 МВт включительно) длительность 2-кратной перегрузки обмоток роторов установлена в 20 секунд и длительность любой перегрузки равна

(1.93)

Для турбогенератора 800 МВт длительность 2-кратной перегрузки обмотки ротора установлена в 15 секунд:

(1.94)

Из приведенных соотношений видно, что перегрузочная способность турбогенераторов с непосредственным охлаждением ниже, чем у генераторов с косвенным охлаждением, что может быть объяснено более высокими плотностями токов в обмотках и большей неравномерностью теплоотвода по длине обмотки. По этой же причине меньше перегрузочная способность обмоток роторов у генераторов большей мощности.

Представленные зависимости характеризуют лишь общую картину процессов нагрева обмоток генератора в режимах перегрузок. Реально для различных типов генераторов при составлении карт перегрузок учитывают особенности их систем охлаждения.