Содержание к диссертации
Введение
1. Конструктивные особенности турбогенератора с полным водяным охлаждением и системы его обеспе чения 16
1.1. Специфика конструкции генератора 16
1.2. Замкнутая система осушки и вентиляции 25
1.3. Разомкнутая система осушки и вентиляции 29
1.4. Обеспечение работы высоковольтной изоляции обмоткистатора в воздушной среде при атмосферном давлении 33
1.5. Обеспечение надежности охлаждения стали статора 40
1.6. Выводы к главе 48
2. Ротор с самонапорной системой водяного охлаждения обмоток 52
2.1. Анализ систем непосредственного водяного охлажденияобмоток роторов турбогенераторов 52
2.2. Водоподводы ротора турбогенератора 75
2.3. Анализ электрических и гидравлических схем водоохла-ждаемых обмоток возбуждения 86
2.4. Проблема выравнивания неравножесткости ротора 113
2.5. Фреттинг-усталостная прочность вала ротора турбогене-ратора 135
2.6. Проблемы обеспечение надежности бандажных узлов 151
2.6.1. Коррозионная стойкость бандажных колец 154
2.6.2. Исследования напряженного и деформированногосостояния бандажного узла 162
2.6.3. Технология сборки и разборки бандажных узлов сприменением высокочастотного индукционного нагрева бандажных колец 166
2.6.3.1. Выбор частоты индукционной системы 167
2.6.3.2. Численное моделирование 171
2.3.6.2.1. Электромагнитная задача 173
2.3.6.2.2. Задачи нестационарной нелиней-ной теплопроводности, термоупругости и контактной термоупругости 174
2.3.6.3. Экспериментальные исследования 175
2.3.6.4. Анализ результатов экспериментального ичисленного моделирования 178
2.7. Выводы к главе 182
3. Серия турбогенераторов с полным водяным охлаждением, исследование эксплуатационных режимов этих машин - 189
3.1. Особенности проектирования серии турбогенераторов сполным водяным охлаждением для тепловых и атомных элек
тростанций 189
3.2. Методика анализа теплового состояния обмотки возбужде-ния самонапорного ротора в режиме номинальной нагрузки и при форсировке тока 197
3.3. Исследование работы турбогенератора 800 МВт с полнымводяным охлаждением в асинхронных режимах без возбуждения 202
3.3.1. Общие положения 202
3.3.2. Особенности конструкции 203
3.3.3. Проведение испытаний 204
3.3.4. Основные результаты испытаний и их анализ 205
3.4. Исследование турбогенератора ТЗВ-800-2 в несимметрич-ных режимах работы 212
3.4.1. Общие положения 212
3.4.2. Физическое обоснование схемы оснастки ротора 214
3.4.3. Длительные несимметричные режимы 217
3.4.4. Кратковременные несимметричные режимы 219
3.5. Анализ электромагнитного поля в поперечном сечении турбогенератора. определение влияния насыщения на синхронные параметры генератора 220
3.5.1. Общие положения 220
3.5.2. Режим холостого хода турбогенератора 222
3.5.3. Режим питания обмотки статора турбогенератора1000 МВт при разомкнутой обмотке возбуждения в случае, когда магнитная ось фазы А совпадает с продольной или поперечной осями турбогенератора 225
3.5.4. Кривые намагничивания машины 229
3.5.5. Определение индуктивных параметров машины 230
3.5.6. Расчет магнитного поля турбогенератора при нагрузке 233
3.6. Выводы к главе 237
Заключение 240
Список литературы 246
- Замкнутая система осушки и вентиляции
- Водоподводы ротора турбогенератора
- Методика анализа теплового состояния обмотки возбужде-ния самонапорного ротора в режиме номинальной нагрузки и при форсировке тока
- Исследование турбогенератора ТЗВ-800-2 в несимметрич-ных режимах работы
Введение к работе
Выбор системы охлаждения является первым и основным вопросом при разработке нового турбогенератора, так как непосредственно определяет его мощность, технико-экономические показатели, особенности конструкции и технологичность, характер эксплуатации. При этом следует учитывать не только эффективность системы охлаждения, но и возможность ее реализации при достигнутом уровне развития техники и технологии конкретного производства.
Рост единичной мощности турбогенераторов потребовал в свое время замены воздушного охлаждения водородом, перехода от косвенного охлаждения обмоток статора и ротора к непосредственному, введения водяного охлаждения обмоток статоров.
Вода является наиболее эффективным хладагентом благодаря высокой теплоотводящей способности и относительно меньшим затратам мощности на ее прогонку. Поэтому представляется естественным в настоящее время внимание ведущих отечественных и зарубежных электротехнических фирм к исследованиям и более широкому внедрению водяного охлаждения в конструкцию мощных турбогенераторах.
Повсеместно освоено и применяется водяное охлаждение обмоток статора. Известны двухполюсные турбогенераторы с полным водяном охлаждением мощностью до 800 MB А Шведской фирмы ASEA, свыше 130 турбогенераторов с водяным охлаждением единичной мощностью до 300 МВт работает на электростанциях КНР, четырехполюсные турбогенераторы мощностью до 1200-1500 MB А с водяным охлаждением обмоток статора и ротора изготовили фирмы ВВС (Швейцария) и KWU (ФРГ); этими же фирмами разработаны отдельные образцы двухполюсных турбогенераторов мощностью до 1000-1200 МВт с водяным охлаждением обмоток статора и ротора.
Применение водяного охлаждения вместо водородного приводит к уменьшению температуры обмоток и конструктивных элементов, уменьшению сечений каналов для охлаждающего агента в проводниках обмотки возбуждения ротора и снижению электрических потерь в них. Возможность повышения линейных нагрузок, плотностей тока и индукций позволяет при снижении объема и, соответственно, веса генератора обеспечить высокие эксплуатационные показатели - КПД и устойчивость, маневренность, запасы мощности по нагревам, расширение диапазона допустимых режимов работы.
Важнейшим преимуществом применения полного водяного охлаждения и отказа от водорода, заполняющего внутреннее пространство генератора, является исключение возможности взрыва и возгорания. Это повышает безопасность и надежность энергоблоков, снижает капитальные и текущие затраты на противопожарные мероприятия и оборудование, упрощает обслуживание. При использовании в системе смазки подшипников негорючих жидкостей энергоблок становится полностью взрыво- и пожаробезопасным.
Полное водяное охлаждение расширяет перспективы дальнейшего повышения надежности турбогенераторов вследствие отсутствия масляных уплотнений вала, вентиляторов и встроенных в статор газоохладителей, снижения требований по газоплотности корпуса, уменьшения нагрева изоляционных материалов и, соответственно, повышения их долговечности, возможности упрощения конструкции отдельных узлов и деталей.
Вместе с тем анализ показывает, что господствующей в мировой практике системой охлаждения мощных турбогенераторов является водородно-водяная система, в которой обмотка статора охлаждается водой, остальное, в том числе и обмотка ротора — водородом. И связано это с тем, что, несмотря на высокие преимущества воды как хладагента, конструктивные трудности создания эффективных и надежных турбогенераторов с полным водяным охлаждением не полностью преодолены.
Разработка конструкции надежного водоохлаждаемого ротора главная проблема на пути создания и широкого применения турбогенераторов с полным водяным охлаждением. В традиционных конструкциях, применяемых за рубежом (КНР, Швейцария - ВВС, ФРГ KWU, Швеция - ASEA) и в СНГ ("Электротяжмаш", "Сибэлектротяжмаш"), охлаждающая вода подается насосом под давлением в аксиальный канал хвостовины вала, через радиальные каналы в хвостовине, многочисленные изоляционные и стальные нержавеющие трубки, расположенные в зоне лобовых частей обмотки, поступает в обмотку, затем через аналогичные сливные трубки выводится обратно в вал и выбрасывается наружу.
Вследствие больших центробежных сил, давление воды в каналах обмотки и соединительных трубках достигает сотен атмосфер. Водоподводы, нагруженные собственными центробежными силами, дополнительно испытывают еще и переменные деформации, вызванные циклическим смещением бандажного узла и лобовых частей обмотки относительно хвостовины вала при вращении прогнутого ротора. Совокупность этих факторов приводит к частому повреждению водоподводов, паяных соединений, протечкам воды и авариям.
Вторым фактором, снижающим надежность водоохлаждаемых роторов, является эрозия и кавитационные явления в медных проводниках, наблюдаемые в неудачно сконструированных обмотках роторов, где имеют место резкие изменения сечения каналов и направления тока воды, повышенные нагревы, низкое качество дистиллята.
Наконец, существенным недостатком описанных конструкций роторов является их высокая сложность и трудоемкость из-за наличия большого количества паек и соединений в труднодоступных местах, выполняемых непосредственно на роторе при укладке обмотки, что затрудняет их качественное выполнение, снижает надежность и ремонтопригодность ротора.
Все это породило стойкое недоверие к генераторам с водяным охлаждением роторов. В сущности, лишь двум фирмам (KWU и ВВС) удалось добиться удовлетворительной работы систем водяного охлаждения на роторах четырехполюсных турбогенераторов мощностью 1500 MB А за счет низкой частоты вращения, длительной отработки конструкции и высокого уровня технологии производства. Поэтому работы по созданию и отработке конструкции генераторов с полным водяным охлаждением и ешению связанных с этим теоретических, конструкторских, технологических и практических задач имеют большое значение для турбогенераторостроения, развития отечественной энергетики, производства высокоэффективного и конкурентоспособного энергетического оборудования.
Цель работы и задачи исследований. Основной целью работы является комплексное решение проблемы создания эффективной и надежной конструкции турбогенератора с полным водяным охлаждением, исключающей применение взрывопожароопасного водорода в качестве хладагента.
Для достижения поставленной целей необходимо было решить следующие задачи.
1. Разработать конструкцию ротора с водо-охлаждаемыми обмотками возбуждения и демпферной по самонапорной схеме. При этом:
1.1. Разработать электрические и гидравлические схемы обмоток.
1.2. Разработать конструкцию подвода и отвода охлаждающей воды, систему уплотнений, отделяющих внутреннее пространство генератора от машинного зала.
1.3. Разработать конструкцию бандажного узла, обеспечивающую высокую точность центровки и интенсивное охлаждение.
1.4. Разработать беспазовую конструкцию токоподводов обмотки возбуждения ротора, с целью исключения концентраторов высоких механических напряжений и фреттинг-усталости.
1.5. Разработать методики электрических, тепловых, механических и гидравлических расчетов водоохлаждаемых роторов.
1.6. Проработать вопросы технологии изготовления и сборкиводоохлаждаемых роторов.
2. Разработать конструкцию статора турбогенератора с полным водяным охлаждением. При этом:
2.1. Разработать систему водяного охлаждения активной стали сердечника.
2.2. Разработать систему и конструктивные элементы охлаждения торцевых зон сердечника, включая крайние пакеты, экраны и нажимные кольца, охлаждения стяжных ребер сердечника, торцевых щитов корпуса.
2.3. Разработать систему крепления водоохлаждаемой обмотки статора в пазовой и лобовых частях.
2.4. Разработать изоляционные барьеры для установки их в межфазных зонах с целью обеспечения надежной работы высоковольтной изоляции в воздушной среде.
3. Разработать систему водяного охлаждения турбогенератора, обеспечивающую поддержание необходимого водно-химического и теплового режима.
4. Разработать систему вентиляции внутреннего пространства турбогенератора, обеспечивающую низкую влажность и высокую чистоту воздуха, заполняющего генератор.
Методы исследований. При решении описанных задач использовались методы теоретической гидро- и аэродинамики, теории электрических машин, теории теплообмена, теоретической механики, теории упругости, теории колебаний, теории сопротивления материалов, методы экспериментальных исследований на макетах, моделях и натурных турбогенераторах.
Научная новизна.
1. Решена сложная комплексная задача по созданию конструкции турбогенератора типа ТЗВ с полным водяным охлаждением и систем его обеспечения.
Конструкция не имеет аналогов за рубежом и обеспечивает:
-полную взрывопожаробезопасность энергоблока вследствие исключения водорода в качестве хладагента, возможности применения негорючей жидкости для смазки подшипников, применения конструктивных материалов, не поддерживающих горение;
-повышенную надежность, определяемую низким уровнем нагрева и вибраций активных и конструктивных элементов, высокой надежностью гидравлических систем, исключающих протечки, отсутствием кавитации и эрозии в каналах охлаждения, надежной работой высоковольтной изоляции в воздушной среде;
-повышенную маневренность, связанную с наличием запасов мощности по нагревам, возможностью работы в режимах с потреблением реактивной мощности, нечувствительностью к частым пускам и остановам, изменениям режимов работы.
-простоту обслуживания при эксплуатации, пусках, остановах и профилактических ремонтах, определяемую высокой доступностью внутренних элементов для осмотра, отсутствием водорода и операций по его вытеснению и заполнению.
2. На разработанные конструкции узлов и систем турбогенераторов типа ТЗВ с полным водяным охлаждением получено 88 авторских свидетельств об изобретениях и патентов, из них 13 в зарубежных странах, в том числе в США, ФРГ, Великобритании, Швейцарии, Японии.
3. Разработаны теоретические основы и методики электромагнитных, тепловых, гидравлических и механических расчетов турбогенераторов с полным водяным охлаждением.
4. Выполнены экспериментальные исследования по определению
-11 необходимых скоростей, давлений охлаждающей воды, требований к материалам и геометрии гидравлических трактов.
5. Разработаны системы вентиляции внутреннего пространства генераторов и осушки воздуха, проведены экспериментальные исследования на натурных образцах.
Практическая ценность работы. Турбогенераторы с полным водяным охлаждением - это качественно новый шаг в области крупного электромашиностроения. Оснащение мощных тепловых и атомных энергоблоков безводородными генераторами обеспечивает высокую надежность и безопасность электростанций, персонала и окружающих территорий. В десятки раз снижаются огромные затраты на систему противопожарных мероприятий.
Результаты теоретических разработок и конструктивных решений по турбогенераторам типа ТЗВ с полным водяным охлаждением могут быть успешно реализованы при изготовлении и усовершенствовании конструкции турбогенераторов с иными системами охлаждения, в частности, турбогенераторов с воздушным, водородным и водородно-водяным охлаждением, а также крупных электрических машин.
В первую очередь это относится к: 1) исполнению торцевых зон сердечника статора; 2) системам крепления обмоток статоров в пазовой и лобовых частях; 3) методам снижения вибрации статоров; 4) методам снижения вибраций и повышения усталостной прочности роторов; 5) исполнению бандажных узлов роторов; 6) исполнению систем вентиляции внутреннего пространства и поддержанию низкого уровня влажности газа.
Реализация работы. К настоящему времени изготовлено и успешно работают на электростанциях России, Белоруссии и Казахстана 5 турбогенераторов мощностью 63 МВт, 1-110 МВт, 1 - 320 МВт и 5 - 800 МВт. В стадии монтажа на электростанциях турбогенераторы мощностью 220 МВт (С.-Петербург) и 800 МВт (Узбекистан).
Многолетняя эксплуатация генераторов подтвердила соответствие всех электрических характеристик техническим условиям, высокие значения КПД, стабильный низкий уровень нагрева и вибрации, высокие технико-экономические показатели и надежность.
С учетом успешных результатов эксплуатации, по заданию РАО "ЕЭС России" и Министерства Российской Федерации по атомной энергии разработана серия взрывопожаробезопасных турбогенераторов типа ТЗВ с полным водяным охлаждением, охватывающая диапазон средних и больших мощностей.
Турбогенераторы серии по всем параметрам соответствуют требованиям российских и международных стандартов, а по КПД, надежности, уровню нагрева и вибрации, габаритно-весовым характеристикам, простоте обслуживания, ремонтопригодности превосходят аналогичные показатели отечественных и зарубежных аналогов.
Высокая степень унификации турбогенераторов в диапазонах мощностей 110...400 МВт, 540...1000 МВт и 1100...1500 МВт (исполнение в едином сечении с одинаковыми торцевыми зонами) существенно упрощает их производство и обслуживание в эксплуатации.
Все турбогенераторы серии устанавливаются на стандартные фундаменты блоков соответствующей мощности и поэтому одинаково пригодны как для вновь строящихся электростанций (в том числе для газотурбинных и парогазовых установок), так и для замены генераторов, отработавших ресурс на действующих электростанциях.
Все турбогенераторы АО "Электросила" комплектуются современными статическими тиристорними или бесщеточными системами возбуждения и автоматизированными системами контроля и диагностики. Все проекты российских атомных энергоблоков нового поколения с повышенными надежностью и безопасностью предусматривают установку генераторов только с полным водяным охлаждением: 220 МВт - для подземных теплофикационных АЭС;
320 МВт - для экспериментального блока «БРЕСТ-ОД-300» Белоярской АЭС;
645 МВт - для АЭС «Сосновый Бор» и Кольской АЭС;
800 МВт - для второй очереди Белоярской АЭС, Южно-Уральской АЭС;
1000-1300 МВт -для Дальневосточной, Балаковской и Курской АЭС;
1500 МВт — для второй очереди Ленинградской, Ново-Воронежской, и
Смоленской АЭС;
Апробация работы. Основные положения работы докладывались на следующих конференциях, симпозиумах и семинарах.
1. Совместное заседание секции турбо- и гидрогенераторов и крупных электрических машин НТС НПО «Союзэлектротяжмаш» и экспертной комиссии Минэнерго СССР, Новомичуринск, Рязанская ГРЭС, 28 августа 1984г.
2. Сессия СИГРЭ, Париж, 29 августа-6 сентября 1984 г.
3. Совместное заседание секции турбо - и гидрогенераторов и КЭМ НТС Минэлектротехпрома и экспертной комиссии Минэнерго СССР, Ленинград, 9 июля 1985 г.
4. Семинар РАО «ЕЭС России» «Электроэнергетика России: состояние, проблемы, перспективы». Москва, ВДНХ, 4-6 октября 1994 г.
5. Заседание № 20 Электротехнического Совета концерна «Росэнергоатом», Москва, 20-21 апреля 1999 г.
6. Доклад на Юбилейной конференции МЭИ. Москва, апрель 1999 г.
7. Всероссийское совещание энергетиков по проблемам вибрации и вибродиагностики, Москва, ВТИ, 25-28 мая 1999 г.
8. Всероссийское отраслевое совещание РАО «ЕЭС России» «Проблемы технического перевооружения и продления ресурса турбинного оборудования», С.-Петербург, ЛМЗ, 10-11 июня 1999 г.
9. Совместное заседание № 21 Электротехнического Совета концерна «Росэнергоатом» и НТС АО «Электросила», С.-Петербург, 10-11 августа 1999 г.
10. Заседание секции 1 «Энергомашиностроение в г. С.-Петербурге и
Ленинградской области» Союза ученых, инженеров и специалистов производства Санкт-Петербурга и Ленинградской области (Союз УИСП), С.Петербург, 6 сентября 1999 г.
11. Международная выставка «Энергетика, электротехника, энергоэффективность», Киев, 19-22 октября 1999 г.
12. Заседание Правительства Российской Федерации по рассмотрению проекта «Стратегия развития атомной энергетики до 2030 года и на перспективу до 2050 года», Москва, 25 мая 2000 г.
13. Всекитайский семинар энергетиков «Тепловые блоки на сверхкритические и суперсверхкритические параметры мощностью 600-900 МВт», Пекин, 10-14 сентября 2000 г.
14. Семинар РАО «ЕЭС России» «Современные решения в разработке оборудования, проектировании и эксплуатации электрической части тепловых и гидравлических электростанций», Москва, ВВЦ, 23-27 октября 2000 г.
15. Расширенное заседание Совета директоров Национальной Теплоэнергетической корпорации Индии (N ТРС), Дели, 6-10 марта 2001 г.
16. Вторая международная конференция концерна «Росэнергоатом» «Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики», Москва, ВНИИАЭС, 22-23 марта 2001 г.
17. Расширенное заседание Ученого Совета Института электротехники МЭИ с повесткой дня: общественное обсуждение работы «Создание серии высокоэффективных взрывопожаробезопасных турбогенераторов с полным водяным охлаждением для тепловых и атомных электростанций», выдвинутой на соискание Государственной премии РФ 2001 г. в области науки и техники. Москва, 25 мая 2001 г.
18. Международный Энергетический Форум Содружества Независимых Государств «МЭФ СНГ-2001», Ялта, 24-30 сентября 2001 г.
19. Координационное совещание «Об организации работ по созданию
АЭС с энергоблоками ВВЭР-1500 «Разработка ТЭО строительства Ленинградской АЭС-2», г. Сосновый Бор, ЛАЭС, 14-15 ноября 2001 г.
20. Заседание Совета разработчиков базового проекта АЭС с энергоблоками ВВЭР-1500, Москва, АЭП, 31 января 2002 г.
21. Научно-практическая конференция «Электроэнерго-2002». С.Петербург, ОАО «Электросила», 9-12 сентября 2002 г.
22. 5-ая международная конференция по энергетике «Электроэнергетика в России: стратегия, реформы, практика». С.-Петербург, 26-27 ноября 2002 г.
23. Вторая Международная конференция «Современная энергетика -основа экономического развития» (в рамках III Международного форума «ТЭК России. Региональные аспекты»), С.-Петербург, 8-11 апреля 2003 г.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы из 134 наименований. Работа содержит 261 страницу, включая 77 рисунков.
Замкнутая система осушки и вентиляции
Прежде всего, необходимо было разработать и внедрить систему вентиляции и осушки газа, которая обеспечивает направленное движение воздуха внутри машины, исключает образование застойных зон, поддерживает влажность воздуха внутри генератора на заданном низком уровне.
Систему вентиляции решено было выполнить замкнутой с использованием специального устройства — газоосушителя, который должен был удалять излишнюю влагу из воздуха и обеспечивать чистоту циркулирующего по трассе газа. На ТЭЦ № 2 Ленэнерго имелся опыт разомкнутой вентиляции на генераторах типа ТЗВ-63-2, в которых вытяжка воздуха обеспечивалась из концевой части статора в районе расположения лабиринтного уплотнения за счет эжектрирующего действия сливаемой из ротора воды вместе с растворенным в ней воздухом. В верхней части щита водослива располагался сепаратор, сообщавшийся с камерой и обеспечивавший отделение капельной жидкости от вентилируемого воздуха. В сливном баке воздух выходил в атмосферу через открытый патрубок. Требуемый уклон сливных трубопроводов должен был быть не менее 20-30, трасса от щита водослива до сливного бака - минимально возможной.
Напряжение обмотки статора турбогенератора ТЗВ-63-2 составляет 10,5 кВ [56]. На генераторе ТЗВ-800-2 номинальное напряжение составляет 24 кВ [90].
Монтаж трубопроводов на Рязанской ГРЭС осуществлялся для закрытого слива, при котором отсутствовало разбрызгивание воды в щите водо слива, и соблюдение необходимых уклонов сливных трубопроводов не требовалось. Имелись также протяженные горизонтальные участки с относительно большими гидравлическими потерями в них из-за большого количества растворенного в воде воздуха. Задача состояла в использовании смонтированного оборудования с внесением в него требуемых изменений.
Разработанная система вентиляции и осушки турбогенератора изображена на рис. 1.4 [9; 83]. В корпусе генератора 1 размещена сталь статора 2. Обмотка статора с лобовой частью 3 находится в непосредственной близости от лабиринтного уплотнения 4, охватывающего с зазором сливное кольцо 5 ротора 6 и укрепленного на наружном щите 7, совмещенного с камерой водослива 8. На наружном щите располагается сливная труба 9 и вытяжная труба 10, соединенная с сепаратором капельной влаги 11. Сепараторы 11 трубопроводами 12 соединены с газоосушителем 13, далее трубопроводы 14 соединяются через систему вентилей с камерами всасывания вентиляторов 15 (один — рабочий, другой - резервный) и после фильтра трубопровод 16 соединяется со средней частью корпуса статора, и таким образом система замыкается снова на статор. К газоосушителю 13 через холодильную машину 17 подводится холодная вода. Приборы 18 регистрируют температуру и относительную влажность воздуха в различных точках системы осушки, в том числе в концевых частях генератора и в середине корпуса статора.
Холодильник предназначался для дополнительного охлаждения воды, подаваемой в газоосушитель. Надо отметить, что в дальнейшем в газоосушитель подавалась артезианская вода при постоянной температуре 7-10 С, после чего холодильник за ненадобностью был демонтирован.
При работе замкнутой системы вентиляции, осушенный с малым содержанием влаги газ под напором вентиляторов 15, попадает в корпус статора 1, в среднюю его зону.
Внутри генератора, несмотря на отсутствие вентиляторов, существует самовентиляция воздушного зазора за счет разности диаметра бочки ротора и бандажей.
Газ из зазора вытягивается в обе стороны бандажными кольцами 19, проходит в концевую часть машины, течет по спинке стали статора и по небольшим радиальным зазорам между торцами охладителей и снова попадает в зазор. Сухой воздух из системы осушки смешивается в районе спинки с воздухом, поступающим из концевых частей за счет самовентиляции, и так же попадает в зазор между охладителями стали статора. Часть воздуха из зоны повышенного давления в концевой части через щели между сливным кольцом и лабиринтными уплотнениями попадает в щит водослива статора 8. Здесь горячий воздух с 100 % содержанием влаги при температуре 50-60 С попадает в сепаратор 11, в котором удаляется капельная влага, и по трубопроводу проходит в газоосушитель 13. В газоосушителе при температуре охлаждающей воды 5-7 С влага конденсируется и при температуре 8-12 С высасывается вентилятором и попадает снова в корпус статора.
Для газоосушителя были подобраны 4 теплообменника от возбудителя ВТ-6000. Автором была разработана система вентиляции и выполнен расчет системы осушки при следующих условиях. Расход влажного насыщенного воздуха, проходящего через осушитель, составляет 1200 м3/ч, с температурой воздуха на входе в осушитель 50 С. Влагосодержание соответствует состоянию насыщения. Допустимое влагосодержание газа на выходе из газоосушителя не должно превышать точки росы 12 С, т.е. - 10,7 г/м3. Температура воды на выходе из теплообменников генератора - 30 С. Мощность, которую необходимо отвести от осушаемого газа, составит [58] где G - массовый расход газа, м /с; Сг — средняя удельная теплоемкость воз-духа, Дж/(м К); Т0 и Тв - температура влажного воздуха на входе и выходе из системы осушки, С; d0ndB- влагосодержание воздуха на входе и выходе из системы осушки, кг/кг; г — удельная теплота испарения воды, Дж/м3. При охлаждении насыщенного влажного пара из системы осушки необходимо было затратить около 55 кВт мощности. Теплоотводящая мощность осушителя при выбранных параметрах охладителя составляла 100 кВт. В процессе исследований при температуре входящей холодной воды в осушитель от 5 до 10 С температура охлажденного воздуха из осушителя составила 8-13 С с влагосодержанием от 8 до 13 г/м3. При этом относительная влажность воздуха в генераторе при температуре около 60 С (температура газа в зазоре) со ставила 10-15 %. Это были достаточно высокие показатели параметров сухого воздуха [92].
При неработающей машине система осушки должна продолжать работать для поддержания микроклимата в корпусе генератора [33].
В процессе работы турбогенератора всегда должно соблюдаться условие разности температуры воды на входе цепи охлаждения турбогенератора и температуры точки росы в генераторе. Эта разность с учетом некоторого запаса должна быть не менее 10 К. При увеличении точки росы воздуха в генераторе должна быть соответственно увеличена температура холодной воды охлаждения турбогенератора.
Далее, в плане усовершенствования системы осушки, были разработаны и установлены изоляционные лабиринтные уплотнения [83], необходимая мощность в системе циркуляции была снижена до 40 кВт, давление в корпусе статора поддерживалось около 20 мм водяного столба. Температура точки росы, как правило, не превышала 10-15 С. Введен контроль давления и влажности воздуха при помощи датчиков типа «Волна», врезанных в обшивку концевых частей и систему трубопроводов. Данные по относительной влажности и температуре холодного воздуха после осушителей были выведены на блочный щит управления. Для упорядочения течения воды на горизонтальных сливных участках трубопровода были установлены дыхательные трубки, чтобы эжектируемый воздух выходил в атмосферу и не создавал гидрозатворов движению охлаждающей воде.
Водоподводы ротора турбогенератора
Подвод воды к вращающемуся ротору, имеющему напорную систему охлаждения, так называемый водоподвод к валу ротора, представляет собой статическую напорную камеру, связанную с валом ротора вращающимися уплотнениями.
Конструктивно узел водоподвода может совмещать в себе также сливную камеру для приема охлаждающей жидкости из ротора [3; 109]. Обычно сливная камера находится под атмосферным давлением и имеет лабиринтные уплотнения. Известны также конструктивные исполнения водоподводов, в которых напорная и сливная камеры разделены на самостоятельные узлы [94; 95].
По способу ввода охлаждающей жидкости в вал различают осевой и радиальной подводы.
При радиальном подводе торец вала ротора свободен для присоединения к нему возбудителя. Для обеспечения расхода в этом случае необходимо преодолеть центробежное давление жидкости в радиальных каналах вала. Для улучшения условий входа в радиальные отверстия на валу устанавливают специальные заборники, захватывающие воду из напорной камеры и направляющие ее по радиальным каналам.
При осевом вводе водоподвод располагается обычно у свободного торца вала со стороны контактных колец [3]. При таком вводе дополнительное сопротивление, имевшее место в радиальном водоподводе, отсутствует, но торец вала занят. При этом затрудняется присоединение возбудителя к ротору, т.к. возникает необходимость подводить жидкость через полый вал возбудителя. Такая конструкция подвода к валу использована в турбогенераторе ТГВ-500-2. Слив воды осуществляется в сливную камеру, которая располагается отдельно на конце вала ротора за контактными кольцами. Сливная камера охватывает место соединения вала ротора и возбудителя [95].
Известна конструкция аксиально-щелевого водоподвода [67], которая -позволяет совместить валик для присоединения возбудителя с подводом к
валу, расположенным у торца ротора со стороны возбудителя. Конструкция аксиально-щелевого водоподвода удачно сочетает преимущества радиального и торцевого водоподводов, так как здесь: а) отсутствует дополнительное гидравлическое сопротивление при входе жидкости в вал; б) имеется возможность присоединения возбудителя к валу ротора; в) водоподвод располагается в месте присоединения вала возбудителя к ротору.
При этом общая аксиальная длина генератора и возбудителя практически не изменяется. Надежность работы водоподвода к валу ротора в основном определяется надежностью работы уплотнений между вращающимся валом и статической напорной камерой. Ниже рассмотрены некоторые основные конструкции уплотнений для водоподводов к валу ротора.
Для роторов мощных турбогенераторов с непосредственным водяным охлаждением использовались торцевые водоподводы к валу, которые имели уплотнения, состоящие из вращающихся и статических кольцевых втулок, между которыми предусмотрен минимально возможный радиальный зазор [3]. Колебания хвостовины вала ротора достигают значительной величины, например, у ротора ТВВ-200-2 с водяным охлаждением обмотки эти колебания составляли 0,5 мм, радиальные зазоры в уплотнении предусмотрены такой же величины. Для ограничения колебаний удлиненного конца вала установлена третья опора, имеющая сегментные вкладыши.
Утечка воды в уплотнении водоподвода составила до 30 % от общего расхода (при полезном расходе в 7 л/с). Достоинством данного уплотнения водоподвода является простота конструкции и отсутствие трущихся частей. Однако при повышенных вибрациях ротора возможны неполадки в узле уплотнения.
Наиболее удачным следует считать вращающееся уплотнение торцево -77-го типа, выполненное в роторе турбогенератора ТГВ-500-2. Уплотняющим элементом служит неподвижное фторопластовое кольцо, упирающееся в торец бочки ротора. Нажим кольца на ротор осуществляется давлением воды в напорной камере. Конструкция уплотняющего кольца позволяет ему свободно перемещаться при удлинении вала ротора.
Выбором площади кольцевой поверхности, на которую давит жидкость в камере, определяется усилие, с которым фторопластовое кольцо прижимается к торцевой поверхности ротора. Утечки воды в этом водоподводе составляют 5-Ю % от общего расхода жидкости через ротор. При нулевом давлении в камере и вращении ротора без циркуляции воды по цепям охлаждения кольцо прижимается к ротору с небольшим начальным давлением. При этом за счет малого коэффициента трения, присущего фторопласту, смачиваемому водой, кольцо не изнашивается [91; 95].
При аксиально-щелевом водоподводе к валу для уплотнения напорной камеры целесообразно было бы использование двух уплотнительных фторопластовых колец с аналогичной системой прижимов. Из-за наличия двух уп-лотнений утечки воды в таком водоподводе увеличились бы и составили бы примерно 10-15 % от общего расхода жидкости через ротор. Достоинство уплотнений из колец с гидравлическим прижимом заключается в том, что значительные колебания хвостовины вала у контактных колец не передаются на уплотняющее кольцо благодаря торцевому его расположению, кроме того, такое уплотнение имеет минимально возможные утечки воды, а надежность его работы достаточно высока.
Известны различные варианты соединения водоподводов к валу с во-доподводами к коллектору. Именно к коллектору гидравлически присоединяется через изоляционные подводы цепи охлаждения обмотки ротора.
Возможны следующие варианты: 1/ Коллектор располагается непосредственно на валу ротора [38; 101]. 2/ Коллектор выполнен в вале ротора [59; 108; 121]. 3/ Коллектор размещается на торце упорного кольца [134-4/ Коллектор выполнен непосредственно в упорном кольце [117].
В первом и втором случаях относительно просто осуществить подвод жидкости из вала в коллектор, однако при этом возникают принципиальные трудности с подачей жидкости от коллектора к обмотке, связанные с однопо-садочной конструкцией бандажа [60; 94]. При такой конструкции необходимо учитывать податливость подводов при действии на них знакопеременных нагрузок.
Преимущество третьего и четвертого вариантов в том, что подводы от коллектора к обмотке знакопеременных усилий не испытывают. На них в этом случае действует только центробежная сила от собственного веса и гидравлическое давление воды в канале. Осуществление же подвода к коллектору затруднительно, так как знакопеременные усилия в этом случае переносятся на подвод от вала к коллектору [134]. Кроме того, при проектировании узла водоподвода к коллектору необходимо выполнить следующие условия: 1. Во избежание коррозии устранить соприкосновение охлаждающей воды с механически напряженным валом ротора. 2. Совместить водопроводящие трубы с токопроводящими шинами от обмотки к контактным кольцам. 3. Надежно изолировать токопроводящие шины от утечек воды в зоне центрального канала вала ротора.
Первое условие имеет особое значение с точки зрения сохранения механической прочности вала, так как он работает при циклической нагрузке, а предела коррозионной усталости не существует. Для водоподводов используются в основном трубы из нержавеющей стали, при этом исключается соприкосновение воды с валом ротора. Однако размещение труб требует дополнительного места и не всегда возможно по конструктивным соображениям.
Первый ротор с водяным охлаждением имел контактные кольца, расположенные со стороны турбины. Поэтому водоподвод от торца вала к водо
Методика анализа теплового состояния обмотки возбужде-ния самонапорного ротора в режиме номинальной нагрузки и при форсировке тока
При анализе различных эксплуатационных процессов необходимо обратить внимание на возможные различные уровни нагревов меди обмоток (статора, ротора) и стали зубцовой зоны, в которой эти обмотки размещены. Указанные температурные различия, совместно с неодинаковыми коэффициентами температурного расширения указанных материалов, приводят к термическим напряжениям в меди и соответствующему увеличению линейных размеров данных обмоток. Это особенно существенно для процессов, вызванных кратковременными форсировками токов обмоток.
Инструкции по эксплуатации предусматривают для машин с полным водяным охлаждением возможность форсировки тока статора от 10 % до по-луторакратных; допускаемая продолжительность режима при этом меняется от 60 минут до 1 минуты в функции от величины форсировки. Для тока обмотки возбуждения машин этого класса ГОСТ 533-2000 предусматривает возможность форсировки тока возбуждения до двукратного по отношению к номинальному току возбуждения. Длительность такой форсировки возбуждения для генераторов с непосредственным охлаждением обмотки ротора лежит в пределах 15 с у турбогенераторов мощностью от Рн=800 МВт до может возникнуть интенсивный адиабатический перегрев меди обмотки относительно стенок пазов ротора, что может вызвать увеличение температурных напряжений в проводниках обмотки.
Условия работы обмоток статора и ротора в этом отношении несколько отличны друг от друга. Для высокоиспользованных турбогенераторов особое значение имеет поддержание стабильной температуры стержня статора в режимах с изменением нагрузки и в анормальных режимах за счет изменения скорости охлаждающей воды. Известны схемы охлаждения статорной обмотки [122], в которых предусмотрена такая регулировка скорости течения воды в широком диапазоне изменения нагрузки. Указанным путём можно обеспечить постоянную максимально допустимую величину перегрева воды 45 С; это наиболее приемлемый вариант для обмоток статоров высокоиспользованных машин.
Для обмоток роторов такую систему регулирования расхода воды выполнить невозможно. При отсутствии регулирования расхода охлаждающей воды в проводниках обмотки возникают термические напряжения сжатия или растяжения, обусловленные неодинаковым температурным расширением меди проводников и стали бочки ротора.
Как показано в [96], при вращении ротора турбогенератора его обмотка под действием центробежных сил прижимается к пазовому клину и бандажам с таким усилием, что сила трения превосходит силы, возникающие под действием температурного расширения. Количественные оценки показывают, что неподвижными относительно зубцов ротора остаются участки витков, расположенные в пазовой части. При этом в меди пазовой части обмотки возбуждения возникают температурные напряжения.
Усилие, вызывающее температурное перемещение элементов бочки ротора, равно 199-где S — поперечное сечение витка обмотки ротора; атерм — напряжение в меди, возникающее из-за различных температурных расширений обмотки и бочки ротора. В соответствии с [28], имеем: проводников и стали бочки ротора соответственно; вх, 92 — температуры нагрева меди и стали в конце режима; в10, #2о - температуры меди и стали в начале режима.
В обмотках с непосредственным охлаждением водой за начальную температуру меди обычно принимают температуру охлаждающего дистиллята на входе в цепь охлаждения, в10 = 40 С. Наибольшая температура участка меди у выхода воды полагается равной температуре сливаемой из обмотки воды и равной 85 С. Начальная температура стали ротора обычно принимается равной #20 = 20 С. Среднюю температуру нагрева ярма ротора можно принять равной [96]: в2 = 60 С.
Определим из (3.2) термические напряжения для наиболее горячих и наиболее холодных участков витков обмотки возбуждения с полукатушечной схемой охлаждения при максимально возможном нагреве до вх =85 С. По-лучим для «холодного» участка сгтерм = 285 кгс/см , для «горячего» уча-стка отерм = -480 кгс/см . Следовательно, в проводниках на входе воды в цепь охлаждения имеют место напряжения растяжения, а на выходе — напряжения сжатия. По абсолютной величине напряжения «горячего» участка оказались наибольшими; промежуточные участки цепей охлаждения испытывают напряжения, меньшие по абсолютной величине.
Для высокоиспользованных роторов турбогенераторов с плотностями токов до 12-17 А/мм2 указанные условия расчета нагрева меди оказываются может иметь температуру свыше 100 С. Принимая во внимание возможность такого режима, необходимо заранее предусмотреть конструктивную особенность приема испарившейся жидкости в выходном коллекторе, а также учесть возможность появления повышенных напряжений в меди проводников. Для этого необходим более тщательный расчет процесса нагрева меди обмотки возбуждения.
Напряжение в меди, вызываемое разностью температурных нагревов меди и стали зубцовой зоны, имеет вид: -202-Здесь, в отличие от (3.2), в качестве начального режима принят режим с начальной температурой меди 20 С; поэтому температура меди в конце периода форсировки возбуждения определена как сумма температуры в номинальном режиме и температуры в конце адиабатического процесса нагрева меди в кратковременном режиме форсировки. В расчете сттерм по (3.11) приняты значения начальной температуры бочки ротора #20 = 20 С и температуры в рассматриваемом режиме (с учетом нагрева при номинальной нагрузке) в2о = 60 С Зависимости (3.3), (ЗЛО), (3.11) определяют связь между следующими независимыми параметрами: , /#, вф, 0,, JmepM.
Исследование турбогенератора ТЗВ-800-2 в несимметрич-ных режимах работы
Экспериментальное определение термической стойкости ротора при работе в несимметричных режимах (н.р.) является частью комплексной программы исследований первого опытно-промышленного образца турбогенератора ТЗВ-800-2УЗ 800 МВт, 3000 об/мин. Цель данного раздела - устано вить технически обоснованные нормы работы генератора в длительных н.р. и величину критерия /ґ, регламентирующего работу машины в режимах кратковременной несимметричной нагрузки [11].
Ротор генератора представляет собой цилиндр из роторной стали с 64 пазами: 44 паза заполнены витками обмотки возбуждения и 20 пазов - стальными ферромагнитными вставками, создающими равную жесткость по осям.
Ротор выполнен с полной демпферной системой. Продольная демпферная система, расположенная в пазах непосредственно под пазовыми клиньями, конструктивно состоит из двух параллельных проводников, уложенных в одном пазу. Обмотки ротора, демпферная и обмотки возбуждения, выполнены из медных шин прямоугольного сечения с круглым каналом в центре, по которому проходит дистиллят.
В зоне лобовых частей обмотки возбуждения, перекрывая витки продольной демпферной системы, непосредственно под бандажными кольцами уложены медные сегменты, два слоя в полнахлеста, образующие поперечную демпферную систему.
Пазы ротора заклиниваются дюралюминиевыми клиньями; в конце пазов с двух сторон помещаются бронзовые концевые клинья.
Бандажные кольца, выполненные из немагнитной стали, насажены на цилиндрическую поверхность бочки ротора до упора с торцевой поверхностью зубцов. Таким образом, осуществляется электрический контакт бандажных колец с зубцами по цилиндрической и торцевой поверхностям ротора (рис. 3.7) [7]. От осевого перемещения бандажное кольцо удерживается внутренней гайкой, упором для которого служит кольцевая разрезная шпонка, расположенная вблизи зоны посадки бандажного кольца (в 400 мм от торца) и изготовленная из бронзы. Для снижения добавочных потерь от токов обратной последовательности дополнительно в конструкции ротора было предусмотрено серебрение сегментов поперечной демпферной системы и посадочных поверхностей бандажных колец [92].
Для температурного контроля в процессе производства генератора поверхность бочки ротора была оснащена специальными термодатчиками. Разработка схемы оснастки ротора (рис. 3.8) базировалась на физических представлениях о распределении вихревых токов в элементах ротора, которые в свою очередь сложились на основании значительного количества исследований подобного рода на других мощных турбогенераторах [40; 106], а также в результате осмотров роторов мощных турбогенераторов, подвергшихся несимметричным КЗ.
Вихревые токи, наведенные обратновращающимся магнитным полем, протекают в относительно тонком поверхностном слое зубцов и несколько большем слое клиньев ротора. В аксиальном направлении вдоль зубцов ротора в средней их части плотность тока относительно невелика, и потери в этой части машины соответственно малы. Однако в местах стыка пазовых клиньев вихревые токи вынуждены частично стекать на демпфер, расположенный под клиньями, а частично переходить на соседние зубцы, увеличивая плотность наведенных токов в зубцах (рис. 3.9) и создавая тем самым дополнительные потери в зоне стыка. Неблагоприятными также с точки зрения механизма выделения потерь при н.р. оказываются участки балансировочных зубцов в зоне расположения отверстий для балансировочных грузов при совпадении этих мест со стыками клиньев в прилегающих пазах.
Наиболее сложная картина распределения вихревых токов наблюдается в торцевой зоне ротора турбогенератора. Суммарный вихревой ток распределяется по нескольким параллельным цепям: часть замыкается по шпонке, часть достигает непосредственно зоны посадки и здесь разветвляется: в поперечную демпферную систему, в массив бандажного кольца, в тангенциальном направлении через торцевую зону последовательно включенных клиньев и зубцов и их многочисленных переходных контактов. Самым неблагоприят
