Коэффециент полезного действия 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 равен отношению выданной полезной мощности Р, кВт, к мощности, подведенной к турбогенератору от турбины к равной сумме этой полезной мощности и всех выделяющихся в генераторе потерь.

Значение потерь, а следовательно, и КПД турбогенератора при прочих равных условиях зависят от нагрузки, которую несет машина. 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 режиму.

Потери, возникающие - в турбогенераторе в 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) или окружающую атмосферу (градирни).

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.

Электромагнитные потери турбогенератора могут быть разделены на: магнитные потери в активной стали статора и ротора и на их поверхности, вызванные перемагничиванием от основного магнитного потока и его пульсаций. В первом приближении можно считать, что эти потери зависят от размеров активной стали статора и ротора, качества стали, значений магнитного потока и частоты вращения. Для конкретной машины указанные параметры являются заданными, частота вращения — постоянна, поэтому 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 - параметра регулируемого в процессе эксплуатации.

Механические потери в 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 охлаждающего 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.

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, значение которого зависит от толщины изоляции и интенсивности проходящего через нее теплового потока.

Температура обмотки ротора контролируется косвенно — путем измерения сопротивления обмотки ротора и сопоставления его с сопротивлением ротора при температуре 15 °С. 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. 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 °С, то срок службы изоляции при этом увеличивается для роторной и статорной обмоток соответственно с 4 до 12 и с 20 до 60 лет.

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.

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-масляном лаке с последующим компаундированием битумной массой и относится к классу В. При температуре охлаждающего газа 40 °С и измерении температуры с помощью термометров сопротивления, заложенных между узкими сторонами стержней в пазу, максимальная температура обмотки статора согласно ГОСТ 533-76 допускается не выше 105°С. 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 °С. Изоляция роторных обмоток указанных машин также относится к классу В и допускает при температуре охлаждающего газа 40 °С среднюю температуру нагрева меди (при измерении ее методом сопротивления) не выше 430 °С.

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. Из этого следует, что при номинальных нагрузке, давлении водорода (0,005—0,07 МПа) и температуре охлаждающего газа 40 °С температура внутренних слоев изоляции достигает предельно допустимых по ГОСТ 8865-70 значений (около 130°С). 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 °С 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 °С в ней имеются участки, нагреваемые до 160—180 °С.

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 пройти последовательно через слой корпусной изоляции (с присутствующими в ней газовыми включениями), отделяющей 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. 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.

Азбукин Ю. И., Повышение эффективности эксплуатации турбогенераторов. — М.: Энергеатомиздат, 1983