Аналіз доцільності використання турбогенератора в режимі синхронного компенсатора

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вступ

Електроенергія, як особливий вид продукції, має певні характеристики, що дозволяють судити про її придатність у різних виробничих процесах. Сукупність таких характеристик, при яких приймачі електроенергії здатні виконувати закладені в них функції, об'єднані під загальним поняттям якості електроенергії.

В останні роки підвищенню якості електроенергії приділяють велику увагу, тому що якість електроенергії може суттєво впливати на витрату електроенергії, надійність систем електропостачання, технологічний процес виробництва.

Компенсація реактивної потужності на великих промислових підприємствах приводить до розвантаження підключених мереж живлення від значних перетікань реактивної потужності, що суттєво знижує втрати напруги й поліпшує якість електроенергії в розподільних мережах. У якості пристроїв, що компенсують, доцільно використовувати конденсаторні батареї, які є найбільш економічним джерелом реактивної потужності. Однак їх застосування на цілому ряді підприємств є досить проблематичним внаслідок високого вмісту вищих гармонік.

Доцільно розглянути можливість компенсації реактивної потужності за допомогою переводу турбогенератора у режим синхронного компенсатора. Враховуючи досвід вітчизняних і зарубіжних фірм в компенсації реактивної потужності розглянути можливість переймання передового досвіду, та розрахувати можливість роботи турбогенератора ТГВ-200Д в якості синхронного компенсатора. Також необхідно врахувати можливість переводу турбогенераторів, які виводяться з експлуатації та можливі конструктивні зміни в самому турбогенераторі. Необхідно провести аналіз і вирахувати найбільш прийнятний варіант по переводу турбогенератора у синхронний компенсатор.

Актуальність теми: проблема компенсації реактивної енергії (КРЕ) завжди займала важливе місце в загальному комплексі питань підвищення ефективності передачі, розподілу і споживання електричної енергії. Раціональна компенсація реактивної енергії передбачає економію грошових і матеріальних ресурсів, призводить до зниження втрат активної потужності із-за перетікань реактивної енергії, забезпечує належну якість електроенергії, що споживається, за рахунок регулювання і стабілізації рівня напруги в електромережах.

Мета і задачі дослідження: метою дослідження є аналіз доцільності використання турбогенератора в режимі синхронного компенсатора. Задачі дослідження: 1) Розрахунок можливостей роботи турбогенератора у режимі синхронного компенсатора; 2) Розрахунок можливостей маневреності турбогенераторів в розширені меж стійкого споживання реактивної потужності.

Об'єктом дослідження є КРЕ в системі.

Предметом дослідження є аналіз та розрахунок допустимого навантаження синхронного компенсатора на базі турбогенератора до 160 МВт з виробленим ресурсом.

Розділ 1. Сучасні проблеми споживання та генерації реактивної потужності в енергосистемі України

1.1 Джерела і споживачі реактивної потужності в енергосистемі (синхронні генератори, асинхронізований турбогенератор, шунтуючі реактори лінії електропередач)

Проблема компенсації реактивної потужності виникла одночасно з практичним використанням змінного струму. Компенсація реактивної потужності є найдешевшим і ефективним засобом підвищення техніко-економічних показників електропостачання, який зменшує всі види втрат електроенергії.

Реактивний струм додатково навантажує лінії електропередачі, що призводить до збільшення перерізів проводів і кабелів і відповідно до збільшення капітальних витрат на зовнішні і внутрішньо майданчикові мережі. Реактивна потужність разом з активною потужністю враховується постачальником електроенергії, а отже, підлягає оплаті по тарифах, що діють, тому складає значну частину рахунку за електроенергію.

Найбільш дієвим і ефективним способом зниження споживаної з мережі реактивної потужності є застосування установок компенсації реактивній потужності (конденсаторних батарей, синхронних генераторів і синхронних компенсаторів). За рахунок приєднання до мережі компенсуючого пристрою КП зменшуються втрати потужності і напруги. На практиці коефіцієнт потужності після компенсації знаходиться в межах від 0,93 до 0,99.

Відносну ефективність зменшення реактивного навантаження в тому чи іншому пункті електричної мережі можна оцінити за допомогою так називаного економічного еквівалента реактивної потужності. Економічний еквівалент чисельно дорівнює зменшенню втрат активної потужності в мережах при зменшенні реактивного навантаження на 1 кВАр.

Основним джерелом реактивної потужності (РП) є синхронні генератори електростанцій. Передавання РП з енергосистеми до споживачів не є раціональним, оскільки виникають додаткові втрати активної потужності у всіх елементах систем електропостачання, обумовлені завантаженням РП, та додаткові втрати в живлячих мережах. Щоб знизити ці втрати, необхідно біля споживачів встановлювати додаткові джерела РП, основними серед яких є конденсатори.

Асинхронізовані турбогенератори і шунтуючі реактори також використовуються як джерела компенсації реактивної потужності.

Асинхронізовані турбогенератори (АСТГ) мають розширені можливості з регулювання реактивної потужності в широких межах як в синхронних, так і асинхронних режимах.

В аснихронізованому турбогенераторі суттєво розширений регулювальний діапазон, забезпечені статична та динамічна стійкість, висока надійність та живучість електростанції в аварійних режимах. Застосування цієї машини зменшує відмови паралельно працюючих синхронних турбогенераторів, знижує потребу в аварійному резерві та пошкоджуваність сіткового обладнання при нормалізації рівнів напруг. Передбачено збільшення міжремонтних інтервалів для генеруючого, сіткового та комутуючого обладнання ТЕС та АЕС, зниження кількості відключень енергоблоків, надійне електропостачання, ефективність генерування та передачі електроенергії. Вперше у світовій практиці асинхронізований турбогенератор був введений в експлуатацію на Бурштинській ТЕС у 1985 році.

Застосування асинхронізованого турбогенератора дозволяє підвищити стабільність роботи енергоблоку і станції в цілому за рахунок відповідного керування збудженням, нормалізувати напругу на шинах станції при появі надлишків реактивної потужності у мережі шляхом переведення АСТГ в режим споживання, знизити технологічні втрати від перетікання надлишкової реактивної потужності за рахунок її компенсації, а також можливості відключення шунтуючого реактора в період максимального навантаження ЛЕП, здійснювати повільне регулювання реактивної потужності в широкому діапазоні (від 40% в режимі видачі до 90% при глибокому споживанні) за умов високої стійкості роботи енергоблоку .

Шунтуючі реактори використовуються для компенсації ємнісної реактивної потужності, що генерується протяжними слабонагруженнимі лініями передач. Увімкнення та вимкнення шунтуючих реакторів виробляється вимикачами, а підключення зазвичай виконується до третинної обмотці трансформатора.

Шунтуючі реактори використовуються для споживання зайвої реактивної потужності та компенсації ємнісної реактивної складової, що генерується довгими мало навантаженими лініями передачі високої напруги. Змінюючи баланс реактивної потужності, реактори стабілізують напругу. При збільшенні напруги збільшуються споживана реактором потужність і спадання напруги в мережі, а при зменшенні напруги картина зворотна. У такий спосіб напруга в точці підключення реактора має тенденцію до стабілізації. Енергія електричного поля лінії високої напруги перетворюється в енергію магнітного поля ШР, яка концентрується в повітряних зазорах магнітної системи і в каналі розсіяння обмоток. При рівності зарядної енергії лінії і енергії магнітного поля реактора спостерігається резонанс струмів і, відповідно, знижується загальний струм лінії.

1.2 Надлишок і дефіцит реактивної потужності в електричній системі і його наслідки

Важливим же для нас є те, що протікання по мережах реактивної потужності призводить до втрат активної, що у свою чергу впливає на оптимальний розподіл активних навантажень в енергосистемі. Генерація реактивної потужності здійснюється не тільки генераторами електростанцій, а й додатковими джерелами РП і її розподіл впливає головним чином на рівень напруг у вузлах, перетоки реактивних (а відповідно і активних) потужностей. Тобто, оптимізуючи перетоки реактивних потужностей, ми зменшуємо втрати активної потужності, а тим самим і витрати палива на електростанціях системи. Таким чином, нашою метою є досягнення мінімуму втрат активної потужності.

Для забезпечення регулювання споживання реактивної потужності використовуються регулятори реактивної потужності (РРП). Принцип роботи полягає у тому, що система управління зчитує сигнали з датчиків струму (ДС) і напруги (ДН), після процесу обчислення пристрій управління подає сигнали на вимикачі і залежно від зміни споживання реактивної потужності регулятор підключає або відключає секції конденсаторних батарей.

Ефективним способом управління РРП є використання однієї із секцій менше в два рази. Коли відбувається збільшення споживання реактивної потужності, але менше, ніж на значення однієї секції, система керування підключає секцію у два рази менше і таким чином система керування збільшує свій діапазон регулювання.

До недоліків регуляторів реактивної потужності можна віднести: при застосуванні регулювання за часом доби у системі електропостачання характер навантаження має бути незмінним; значні затрати на комутуючу апаратуру; виникнення імпульсів напруги в моменти комутації; неможливість плавно змінювати споживання реактивної потужності системою управління.

1.2.1 Компенсація реактивної потужності в мережах на сучасному етапі

Відповідно до енергетичної стратегії України на період до 2030 року [3] збільшення генеруючих потужностей, в основному, передбачене за рахунок будівництва нових блоків на атомних електростанціях (АЕС). Це, з одного боку, дозволяє здешевити вартість електричної енергії, а з іншого породжує проблеми, пов'язані з видачею потужності в енергодефіцитні райони об'єднаної енергетичної системи (ОЕС) України. Разом із концентрацією активної потужності в певних енергорайонах, відбувається концентрація реактивної енергії, яку передавати в інші регіони неефективно.

Вказані процеси відбуваються на фоні звуження діапазонів регулювання реактивної потужності на теплових електростанціях, що викликане станом обладнання, яке вже практично вичерпало проектні терміни експлуатації. В такій ситуації відсутність мережевих засобів регулювання реактивної потужності (синхронні компенсатори майже повністю зняті з експлуатації, а встановлення нових засобів компенсації стикається з фінансовими труднощами) може призвести до виникнення проблем із підтримкою допустимих рівнів напруги та забезпечення стійкої роботи енергосистем (ЕС). Це, можливо, дозволить по-іншому оцінювати варіант керування РЕ за рахунок СК.

Як відомо, ЛЕП являються потужним джерелом РЕ. Зважаючи на зазначене, було проведено аналіз резервів реактивної енергії в ОЕС України та впливу мережевого будівництва і перспективних режимів на період до 2015 на їхню зміну.

В сучасній електроенергетиці знайшли широке застосування пристрої компенсації реактивної складової потужності. В загальному випадку пристрої будуються на основі реактивних елементів реакторів чи конденсаторів. За необхідністю та значенням компенсованої потужності застосовують паралельне чи послідовне з'єднання відповідної кількості елементів. В залежності від режиму електричної мережі компенсатори виконуються комбінованими та включають як індуктивний, так і ємнісний елементи, що дозволяє балансувати реактивну потужність як під час її дефіциту, так і під час надлишку. Зважаючи на нестаціонарний режим роботи мережі, наприклад, при зміні реактивної потужності на проміжку часу, розробляються пристрої з тиристорним регулюванням та автоматизованими системами управління. Це дозволяє постійно підтримувати рівень реактивної потужності у вузлі мережі в заданому діапазоні. Однак пристрої з тиристорним регулюванням є генераторами вищих гармонійних, тому потребують застосування силових фільтрів. Підвищення регулювальних можливостей та, зниження впливу пристрою компенсації на якісні показники електричної енергії досягається подвійним перетворенням енергії. Це ускладнює схематичну частину компенсуючого пристрою, але дозволяє знизити вплив на мережу та за рахунок широтно-імпульсного управління покращити якість регулювання, особливо у разі наявності споживачів з різко змінним характером навантаження.

1.2 Досягнення вітчизняних і зарубіжних фірм у компенсації реактивної потужності

Генерування реактивної потужності в енергосистемі України, за відсутності мережевих засобів компенсації реактивної потужності, відбувається на електростанціях. Також в енергосистемі Україні більшість ЛЕП працюють в режимі менше номінальної потужності і генерують реактивну потужність. Причому, теплоелектроцентралі працюють переважно з фіксованим коефіцієнтом потужності і не є регульованим джерелом реактивної потужності.

Таким чином, єдиним на сьогодні регульованим джерелом реактивної потужності в ОЕС України є генератори на електростанціях (у межах їх експлуатаційних характеристик потужності).Основними споживачами реактивної потужності в ОЕС України є безпосередньо електроустановки споживачів (навантаження).

Споживання реактивної потужності суттєво залежить від напруги в вузлі. Для електроустановок споживачів ця залежність визначається статичними характеристиками навантаження, для нерегульованих реакторів - така залежність має квадратичний характер.

В енергосистемі Україні дуже потужні «запаси» по реактивної потужності, сконцентровані на шунтуючих реакторах включених в мережу 750 кВ, в умовах роботи ЛЕП з навантаженням нижче номінальної потужності. Станом на 2008 рік «резерви» реактивної потужності на реакторах 750 кВ склали близько 7,6 гвар (6,7 гвар в 2015 році). Таким чином, існує можливість регулювання напруги в мережах 220-330 кВ шляхом виключення / включення реакторів в мережі 750 кВ. Однак ефективність такого регулювання істотно обмежена:- якщо загальний баланс реактивних потужностей в рамках ОЕС Україна існує, то певні ЕС, при цьому, є дефіцитними по реактивної потужності.

Тому одним з найбільш кращих і економічних методів у компенсації реактивної потужності є використання турбогенераторів в режимі синхронного компенсатора.

Розглянемо також досягнення зарубіжних фірм у компенсації реактивної.

На заході Франції, планується вивчення можливостей використання двох генераторів “Chevire” в режимі синхронних компенсаторів. Окрім видавання активної потужності, потребується також компенсувати реактивну потужність.

Західна Франція має досить швидкий розвиток енергетики, хоча й володіє середнім попитом на електроенергію. Крім того, ця область володіє високою чутливістю до температури: зниження температури на 1 ° С в зимовий час означає збільшення попиту на електроенергію близько 3%.

Основною генеруючою потужністю в цьому районі є Кордільєрська електростанція , яка складається з трьох 600-МВт вугільних блоків і двох 700-МВт мазутних блоків, а також ядерних станцій на периферії в Фларенвілі (2 х 1300 МВт) , в Шиноні (4 х 900 МВт) і на Блаяис (4 х 900 МВт). Газові турбіни (4 х 80 МВт), також присутні на пагорбах Бретані.

Станція в Кордильєрах має найкращі можливості для постачання електроенергії до користувачів в області. Проте, маючи на увазі поєднання французької установки генерації, де за рахунок ядерних установок задовольняється приблизно 75% від потреб, її використання з економічно завантаженою системою, ймовірно, буде 1000 годин на рік протягом найближчих декількох років. Основна частина потужності, таким чином, виходить від атомних станцій, найближча з яких розташована в 150 км від Кордильєр і 400 км від краю Бретані. Західний регіон, і Бретані, зокрема, отже, в області існує проблема з підтримкою напруги в разі перебоїв в електропостачанні.

Дослідження були організовані таким чином, щоб оцінити і потім обмежити ризики, пов'язані як з чутливістю навантаження від температури і від відсутності генераторних установок.

Початкова стадія таким чином складається з:- визначення коштів на компенсацію та коштів необхідних для забезпечення безпеки системи напруги, з гіпотезами зазвичай прийнятих в плануванні досліджень;- визначення фізичних ризиків в цих умовах у разі похолодання;визначення додаткових об'єктів, які будуть використовуватися для зменшення цих ризиків істотно: вони включають перетворення “Chevire” генераторів в синхронні компенсатори.

Динамічні дослідження підтвердили, що об'єкти такого типу, насправді здатні забезпечити безпеку системи в самих критичних ситуаціях і, зокрема, показало, конкретний внесок синхронних компенсаторів.

У умовах холодів можна буде впоратися з мінімальними втратами, якщо енергію можна отримати на Кордильерах.

Отже, якщо температура падає на 4 ° С у порівнянні з нормальною температурою, використаної при плануванні, принаймні в трьох періодах необхідно, щоб була доступна станція в Кордильєрах. За зниження температури на 8 ° C, всі набори повинні бути запущені для забезпечення безпеки. Перетворення з двох 290-МВА генераторів на ChevlrS електростанції в синхронні компенсатори в поєднанні з підкріпленням мережі, дозволяє знизити ризики до прийнятного рівня, не вдаючись до використання станцій, в неекономічних цілях Кордильєрів.

Ці інвестиції в дійсності дозвіляють отримати з двох або трьох наборів на Кордильєрах, залежно від обставин. Таким чином, можна впоратися з пониженням температури на 8 ° С, забезпечуючи при цьому безпеку системи тільки з трьох сетах, щодо стабільності напруги, синхронних компенсаторів на своїх власних апроксимативних лініях до еквівалентних від 400 до 500 МВт на Кордильєрах.

Дослідження складались з моделювання, що навантаження збільшено з 7 години до 9 годин, в ході якої були передбачені такі інциденти: серед них, втрата Кордильєрів виявилася найбільш значнима. Слід зазначити, що обидва типи об'єктів не в змозі впоратися з таким інцидентом. Проте вони істотно відрізняються характеристиками: компенсатори обмежені в постачаннях реактивної потужності, коли система напруга висока (100 Мвар на 245 кВ). З іншого боку, їх можливості збільшуються, коли напруга падає, досягаючи 280 Мвар на 225 кВ. І навпаки, конденсатори споживають менше реактивної потужності при низькій напрузі. Крім того, реакція компенсаторів відбувається миттєво, а при перемиканні в конденсаторах є деякий час затримки. Компенсатори, отже мають ряд переваг.

Переваги в першу чергу проявляється в поведінці системи при наближенні межі стійкості напруги. З конденсаторами, напруга залишається високою до втрати остаточної напруги , яка виробляє раптовий в сплеск напруги. З компенсаторами падіння напруги є більш поступовим, в силу того, що їх поставка реактивної потужності одночасно зростає. Ця перевага добре ілюструє випадок, коли два оператори на Кордильєрах губляться під час збільшення навантаження: оператор має 20 хвилин, щоб зреагувати, тоді як падіння відбувається протягом кількох секунд з конденсаторами.

Наявність синхронного компенсатора, який представляє собою точку напруги і здатність безперервно задовольняти попит системи у реактивній потужності, забезпечує додаткову гнучкість, що важливо для безпечного використання системи в області. Нарешті, ми бачимо, що, поєднання французького заводу створення, використання електростанції Кордильєрів під економічними умовами. Більшу частину року, тому немає блок почав діяльність менше ніж в 400 км від краю Бретані. Наявності синхронного компенсатора, який представляє собою внесок в потужність короткого замикання оцінюється в близько 1000 МВА, має особливе значення в таких ситуаціях. Слід зазначити, що при схемі Cordemais / Dlstre втрачається на лінії, синхронні конденсатори, дозволу падіння напруги повинні бути обмежені до 12 кВ, в той час як з конденсаторами падіння напруги до 22 кВ можна було б спостерігати, а потім раптове підвищення до 30 кВ після вводу конденсаторів.

Всі ці міркування спонукали прийняти рішення конвертувати два 250-МВт генератора на Chevlre станції в синхронні компенсатори.

Висновок

Перетворення з двох списаних турбогенераторів Нант-Chevire на 250 МВт на синхронні компенсатори дозволяє поліпшити ситуацію в системі живлення на заході Франції. На додаток до необхідних поставок реактивної потужності, це рішення, в поєднанні з існуючими шунтуючиими конденсаторами, дозволяє швидку мобілізацію резервів реактивної потужності в разі втрати генеруючих потужностей, а також поліпшення якості напруги, що подається споживачам. Кращій економічний зиск був досягнутий за рахунок повторного використання двох генераторів з мінімальними змінами, але установка їх на свіже місце і оснащення новими допоміжними засобами для своєї нової ролі.

Висновок

Основними факторами роботи серійних турбогенераторів в режимі синхронного компенсатора є необхідність задоволення зростаючого попиту на електроенергію та покращення якості електроенергії. В цьому контексті слід відзначити необхідність використання існуючих мереж ближче до своїх меж. Вони вимагають аналізу технічної здійсненності досягнення цих цілей при мінімальному розвитку нової інфраструктури і використанні нових технологій, які в максимальній мірі використовують існуючі мережі. Такі методи компенсації реактивної потужності використовуються в країнах з куди більш меншими втратами і що більш важливо, такий метод компенсації не вимагає великих капіталовкладень. Використання турбогенераторів з використаним ресурсом в режимі синхронних компенсаторів дозволяє поліпшити загальний баланс у компенсації реактивної потужності.

Розділ 2. Використання турбогенератора в режимі синхронного компенсатора на енергоблоках ТЕС України, які виводяться з експлуатації

2.1 Проблеми рециклінгу синхронного генератора потужністю до 160 МВт, на блоках ТЕС, які виводяться з експлуатації

турбогенератор синхронний компенсатор

Енергетичний комплекс України -- найважливіша складова національної безпеки та економічного зростання держави. Від злагодженої та надійної роботи енергетичного комплексу залежать функціонування всієї економіки держави, забезпечення її самодостатності, створення умов для її подальшого розвитку.

Основою теплової енергетики є блокові електростанції, які працюють на органічному паливі. Всього на ТЕС України експлуатується 103 енергоблоки від 150 до 800 МВт загальною потужністю 28,7 млн кВт.

Ефективність роботи ТЕС визначається використанням органічного палива на вироблену одиницю електричної і теплової енергії.

Для можливості порівняння роботи енергоблоків різні види органічного палива приводяться до одного показника -- так званого умовного палива, яке під час спапювання 1 кг дає 7000 ккал.

Для ТЕС одним з основних техніко-економічних показників роботи кожного енергоблока є питомі витрати умовного палива на відпуск одиниці електричної енергії.

Помітна суттєва різниця в тому, чи працює енергоблок одним корпусом або двома, а також яке органічне паливо використовується.

На питомі витрати умовного палива впливає значна кількість чинників, основними з яких є: завантаженість енергоблока; структура спшпованого органічного палива; якісні показники спалюваного органічного палива;

розвантаження енергоблоків та виведення в резерв через необхідність регулювання ОЕС України; технічний стан кожного енергоблока; обсяги запланованих ремонтних робіт, якість їх проведення та ін.

Розглянемо, в яких обсягах ТЕС, починаючи з 1995 р., спалювали вугілля та газ у перерахунку на умовне паливо (рис.2.1, діаграму побудовано за фактичними даними).

Рис.2.1. Витрати умовного палива на ТЕС Мінпаливенерго:

- вугілля; - - газ.

У зв'язку з цим слід відзначити як важливий фактор впливу на показник питомих витрат палива якість органічного палива.

Значне поліпшення якості вугільної продукції почалося з 2001 р., що сприяло суттєвому скороченню споживання більш дорогого імпортованого природного газу в середньому на 3,16 млрд м³ (рис. 2).

Електростанції України проектувалися на зольність вугільної продукції 18 %, тільки Курахівську ТЕС було запроектовано на використання пром- продукту із вмістом золи 37,5 %. Тому резерв щодо поліпшення якості вугільної продукції у нашій країні.

На графіку рис. 2.2 показано, як навантаження енергоблоків через показник коефіцієнта використання встановленої потужності впливає на виробництво електричної енергії і, як наслідок, на показник питомих витрат умовного палива на відпуск електроенергії. Як бачимо, чим менше навантажені енергоблоки, тим більші питомі витрати. Однією з основних причин цього є те, шо працююче допоміжне загальностанційне обладнання розраховане обслуговувати всі енергоблоки електростанції, а фактично працює два -- три блоки. Таким чином, значні загальностанційні витрати лягають на роботу мінімального складу основного обладнання електростанції.

Рис. 2.2. Питомі витрати умовного палива на відпуск електроенергії по ТЕС Мінпаливенерго та коефіцієнт використання встановленої потужності: 1 - питомі витрати умовного палива на відпуск електроенергії; 2- коефіцієнт використання встановленої потужності.

Звичайно, на витрати умовного палива впливає і кількість позапланових, або аварійних, зупинок блоків. Зрозуміло, що пуск блока потребує додаткових витрат органічного палива -- мазуту, газу. До того ж кількість позапланових зупинок в 2003 та 2004 рр. більша, ніж у 2000--2002 рр.

Необхідність забезпечення надійної роботи ОЕС України через регулювання потужності роботи енергоблоків ТЕС (за диспетчерським графіком) протягом доби теж негативно впливає на показник питомих витрат, хоча це регулювання є об'єктивною реальністю.

Технічний стан обладнання, як бачимо, 42,4 % обладнання перетнули рубіж роботи в 200 тис.год -- межу фізичного спрацювання, а 21,4 % наближаються до цієї цифри. Темпи реконструкції та модернізації нового будівництва значно відстають.

Треба звернути увагу на те, що сьогодні капітальні та середні ремонти енергоблоків провадяться не в повному обсязі через дефіцит фінансових коштів, які виділяються на ремонтну кампанію. Як приклад, у 2003 р. по заявках генеруючих компаній на ремонти пропонувалося витратити 450 млн грн. Мінпаливенерго розглянуло фінансові можливості і погодило цифру в 350 млн грн. Фактично було використано 302 млн гри, тобто в півтора раза менше від необхідного.

З метою забезпечення сталого функціонування ОЕС України за оцінками фахівців на ТЕС необхідно в найближчі 10 років замістити не менше 6 млн кВт потужностей з витратами понад 100 млн дол. США на один енергоблок, або близько 2,5 млрд дол. США всього.

Відставання у виконанні вищеозначеного не допустиме, тому що за наступні 10 років виникне необхідність заміни ще 6--8 млн кВт.

Враховуючи вищезазначене, з метою забезпечення енергетичної безпеки держави і технічного потенціалу теплової енергетики необхідно першочергове вирішити фінансові проблеми переозброєння та реконструкції основного обладнання ТЕС. Тільки за економічної ефективності теплова генерація матиме майбутнє.

На даний час виконані та перебувають у стадії виконання роботи з реконструкції енергоблоків на Зміївській, Старобешівській, Придніпровській та Бурштинській ТЕС.

Розпорядженням Кабінету Міністрів України від 8 вересня 2004 р. № 648-р затверджено заходи щодо реконструкції та модернізації ТЕС у період до 2010 р.

Цим розпорядженням передбачено план дій, які необхідно виконати для впровадження в життя плану реконструкції та модернізації теплової генерації України. Ллє слід зауважити, що, враховуючи велике напрацювання енергоблоків ТЕС, деякі з них відпрацювали по 50 років і значний надлишок генеруючих потужностей, які з різних причин не можуть бути використані, однією з проблем постає вивід цих потужностей з експлуатації та їх списання, що на теперішній час потребує розроблення відповідного механізму дій.

З метою подальшої роботи з впровадження вищезазначеного розпорядження Кабінету Міністрів України Радою Оптового ринку електроенергії (ОРЕ) було створено робочу групу, яка на своєму засіданні розглянула пропозиції щодо початку робіт з модернізації та реконструкції енергоблоків ТЕС у 2005 р. на загальну суму 339 млн гри. та пропозиції щодо ви йоду з експлуатації до 2010 р. 16 енергоблоків загальною потужністю близько 6000 МВт.

Для успішної реалізації цього плану робочою групою визначено такі першочергові заходи:

1. Генеруючим компаніям підготувати зауваження до плану реконструкції і модернізації ТЕС та виведення з роботи застарілого обладнання на період до 2010 р. відповідно до розпорядження Кабінету Міністрів України від 8.09.04 № 648-р.

Рекомендувати Раді ОРЕ доручити НАК «Енергетична компанія України», ТОВ «Східенерго» розробити механізм списання обладнання ТЕС.

НЕК «Укренсрго» відповідно до балансу потужностей на 2005 р. опрацювати склад енергоблоків ТЕС для забезпечення споживачів з урахуванням плану реконструкції та модернізації блоків на 2005 р.

Рекомендувати Раді ОРЕ дати доручення робочій групі Ради ОРЕ з питання доопрацювання Правил ОРЕ (керівник -- С.В. Кудінов), НЕК «Укренсрго», НАК «Енергетична компанія України», генеруючим компаніям доопрацювати правила щодо економічного стимулювання ТЕС за маневреність енергоблоків.

Рекомендувати НКРЕ прискорити погодження Порядку підготовки проектів реабілітації енергоблоків ТЕС, які планується фінансувати в рамках розпорядження Кабінету Міністрів України від 08.09.2004 р. № 648-р.

Мінпаливенерго, НКРЕ, ДГ1 «Енергоринок», генеруючим компаніям взяти активну участь у поданні пропозицій та участі в розробленні Енергетичної стратегії України до 2030 року з питань реконструкції та модернізації ТЕС України.

Рада ОРЕ на своєму засіданні 22.10.04 (протокол № 14) заслухала доповідь робочої групи про виконану роботу та прийняла рішення продовжити її роботу та постійно заслуховувати робочу групу на своїх засіданнях.

На теперішній час робота робочої групи триває.

Наказом Мінпаливенерго від 30.11.04 № 755 введено в дію Порядок підготовки проектів з метою реалізації плану реконструкції та модернізації ТЕС.

2.2 Розрахунок турбогенератора в режимі синхронного компенсатора

Виходячи з розмірів реального турбогенератора ТГВ-200Д проведемо розрахунок , який дозволить розрахувати і проаналізувати можливість роботи турбогенератора в режимі синхронного компенсатора.

Магнітний потік

Знайдемо магнітний потік в зазорі при холостому ході і номінальній напрузі:

=4,5**=4,5* *=4,456 Вб (2.1)

Знайдемо повну довжину сердечника статора:

= +2д=+ 2*100=5000 мм (2.2)

Ширина пакета и канала =90мм; =18мм.

Кількість вентиляційних каналів дорівнює:

= - 1= - 1=45 (2.3)

Знайдемо довжину активної сталі без каналів:

=-=5000-45*10=4550мм (2.4)

Знайдемо ефективну довжину сталі:

==0,93*4550=4230 мм (2.5)

Приймемо для статора таку марку сталі, як активна сталь марки Э320 товщиною 0,5мм. Напрям прокату вздовж магнітної лінії в спинці статора.=1,42Тл.

Знайдемо площу перетину спинки статора:

= = =1,565 (2.6)

Висота спинки:

== =370мм (2.7)

Знайдемо зовнішній діаметр сердечника статора

=+2*(h1+) =1275+2*(250+370)=2515мм (2.8)

Знайдемо довжину лобової частини стержня:

=2,75*/p = 2,75*1275/1=3510мм (2.9)

Знайдемо довжину обмотки статора:

=2(l1+)=2*(5000+3510)=17020мм (2.10)

Знайдемо опір обмотки статора при постійному струмі, а також при 15 єС

= *= *=0,004607 Ом (2.11)

при 75 єС

=1,24* = 1,24*0,004607=0,00571 Ом (2.12)

Число періодів деформації сердечника md=2p=2

Середній діаметр спинки статора:

=-=2515-370=2145 мм (2.13)

Знайдемо вагу міді обмотки статора:

=3***a* =3*1296*17020*20*1*8,55*=11300кг (2.14)

Знайдемо площу спинки:

=р***=3,14*2145*370*=2,49 (2.15)

Вага спинки сердечника статора:

=***=2,49*4230**7,83*=82500 кг (2.16)

Площа пазів статора:

?=**=60*38,6*250=579000 (2.17)

Площа зубців статора:

=[р(+)*-?*=[3,14*(1275+250)*250-579000]*=0,618 (2.18)

Знайдемо вагу зубців сердечника статора по:

=***=0,618*4230**7,83*=20000 кг (2.19)

Відношення ваги зібраного сердечника до ваги спинки

з = =1+ =2,38 (2.20)

Знайдемо величину характерезуючу згинальну здатність сердечника

e=1+mІd*()І =1+2І()І=1,12 (2.21)

Знайдемо власну частоту коливань сердечника статора:

=5,65*** =5,65*** =100,3 Гц (2.22)

Динамічний коефіцієнт розраховується за такою формулою:

==1,0265 (2.23)

Амплітуда вібрацій:

=**(**= =**(**1,0265=49,45 мкм (2.24)

Отримане значення в допустимих межах, так як нормативні значення для двухполюсного турбогенератора при холостому ході складає 30-50 мкм.

Обмоточні данні статора

Вибір обмоточних даних ротора:

=1075 мм, напруга на зубцах =250 МПа, а у бандажному кільці:=520МПа, =173,5 мм;=28*;=240 МПа;=2,38;?=665мм.

По таблиці обираємо найбільш застосовуємо мідь шириною: =26мм. Двостороння товщина ізоляції: 2=4,6 мм, і отже ширина паза рівна

=+2=30,6 (2.25)

===12,8мм; (2.26)

==52; (2.27)

приймаємо =52

Попередньо приймаємо г=0,692, тоді = г*=0,692*52=36

Остаточно приймаємо такі значення:

?=52;=36; г=0,692; =0,815

Знайдемо м.д.с реакції якоря по прямокутній волні на один полюс:

=***=1,06*6014*20*0,923= (2.28)

М.д.с короткого замикання статора, приведене до обмотки ротора:

=(1,05ч1,15)* =(1,05ч1,15)*=151611,6ч166050,8 (2.29)

Номінальна м.д.с збудження:

=*)=(151611,6ч166050,8)*=246626,6ч270114,8 (2.30)

Очікувана щільність струму:

= = =11,8ч12,9 (2.31)

Результат перевищує вимоги до 10-12 А/ммІ при безпосередньому охолодженні воднем або водою.

По сорту міді для прийнятої ширини міді =26 мм, може бути прийнята мідь висотою =7 мм з перерізом, =153,2 ммІ і =5мм з перерізом =134,6 ммІ.

Остаточний вибір висоти проводника приймається з урахуванням напруги збудника. Тому далі приведені розрахунки для обох значень висоти провідника з подобними викладками для =7 мм і результатами розрахунку

=6,83 мм. Для утворення каналів в будь якій частині обмотки приймаються по висоті два провідника в одному витку котушки. Також по рекомендації приймаємо висоту кліна =33 мм і товщину підклінової прокладки =10 мм, матеріал кліна - дюралюміній.

Для розміщення міді в пазу знаходимо висоту:

h = -(+)=173,5-(33+10)=130,5мм (2.32)

При цьому можлива кількість вітків в катушці буде рівним:

===8,7 (2.33)

де h21=1 - ізоляція між вітками котушки.

Приймаємо =10.

Знаходимо число вітків обмотки збудження на полюс:

===90 (2.34)

Остаточна висота паза ротора:

=2**+(*h21+h23++=2*7*10+(10-1)*1+0,5+33+10=173,5 мм (2.35)

де h23=0,5 - прокладка на дні паза.

Знайдемо остаточну мінімальну ширину зубця

= - = - 30,6=13,36мм (2.36)

що є нормальним значенням.

Номінальний попередній струм збудження:

===2740,3ч3001,3 A (2.37)

Що є допустимим значенням

По данному результату обираємо індукцію в спинці ротора: =1,38Тл

Знаходимо необхідне значення перерізу спинки ротора для отримання прийнятої індукції:

===3,71 мІ (2.38)

Діаметр центрального отвору =0,12; =119мм; =120мм

Знаходимо необхідну довжину бочки ротора:

= = =6102 мм (2.39)

Знайдені висоти перевищують довжину сердечника ротора більше ніж на 150 мм, отже, центральний отвір слід заповнити магнітному матеріалу.

== =5100мм (2.40)

Знайдемо середню довжину лобової частини обмотки ротора на одну сторону:

=1,32*=1,32*1075=1418 мм (2.41)

Середня довжина витка обмотки ротора:

=2()=2(5000+1418)=13036мм (2.42)

Приймаємо відносний переріз в вітці обмотки ротора: =0,2, де =2q? - переріз витка обмотки ротора.

Знайдемо розрахунковий переріз міді:

=*(1-/)=2*153,2(1-0,2)=245,2ммІ (2.43)

Опір обмотки ротора при 15єС:

= = =0,174 Ом (2.44)

При 75єС:

=1,24*=1,24*0,174=0,216 Ом (2.45)

При 100єС:

=1,08*=1,08*0,216=0,233 Ом (2.46)

Знайдемо напругу збудника в номінальному режимі:

=+?=0,233*(2740,3ч3001,3)+2=640,5ч701,3 (2.47)

Остаточно приймаємо варіант з =7 мм і =7.

Знайдемо відносну висоту паза ротора:

===0,1614 (2.48)

Відносна площина пазових ділень ротора:

= = =0,309 (2.49)

Це значення є в межах норми.

Очікуємі механічні напруги в нормі зубця для =0,16 і =0,31

/=2,7* (2.50)

=2,7*1000І*=270 мПа (2.51)

Що є приємлемим результатом і погоджене із величиною прийнятих спочатку.

2.2.1. Електромагнітний розрахунок

Переріз зазору в машині:

=*(*=*(5000+2*100)*=6,1 мІ (2.52)

Напруженість магнітного поля в зубцах статора зазвичай прийнято розраховувати на висоті однієї треті зубця від розточки статора. Діаметр в цьому перерізі:

=+2/3*=1275+2/3*250=1442 мм (2.53)

А ширина зубця:

= - = - 38,6=36,9 мм (2.54)

Знайдемо число пазів на полюс і фазу:

q= ==10 (2.55)

Знайдемо розрахунковий переріз зубцов статора:

=*q***=*10*36,9*4230*=2,98 ммІ (2.56)

Знайдемо розрахунковий переріз ярма статора:

=**=370*4230*=1,57 мІ (2.57)

Розрахуємо розрахункові діаметри:

=-1,6*=1075-1,6*173,5=797,4 мм (2.58)

=-0,6*=1075-0,6*173,5=970,9 мм (2.59)

Знайдемо переріз спинки статора:

=(-2*-)**=(1075-2*173,5)*5100*=3,71 мІ (2.60)

Знайдемо індукцію в зазорі:

= ==0,7 Тл (2.61)

М.д.с на зазор:

=*д**=*100*1,061*=58456,3 (2.62)

Коефіцієнт зазору, визначає мого зубчатостью статора, можливо знайти по наближеному виразу:

=1+ = 1+ =1+0,043=1,043 (2.63)

=1+ * =1+*=1,01 (2.64)

де крок по пазам ротора:

=р*/=3,14*1075/52=64,9 (2.65)

Наявність вентиляційних каналів статора враховується коефіцієнтом:

=1+ = 1+ =1,008 (2.66)

а рифлення бочки ротора не предусмотренно.

Знайдемо сумарний коефіцієнт зазору:

=+-1+-1+-1=1,043+1,01-1+1,008-1+1-1=1,061 (2.67)

Знайдемо коефіцієнти відгалуження:

= -1= -1=1,42 (2.68)

===1,74 (2.69)

== =1,092 (2.70)

, де

= - = -30,6=17,55 (2.71)

= - = -30,6=28,03 (2.72)

к=0,938 - поправочний коефіцієнт до індукції в спинки статора.

Знайдемо індукцію в ярмі статора:

===1,42 Тл (2.73)

Вирахуємо також розрахункову індукцію:

=к*=0,938*1,42=1,33 Тл (2.74)

Знайдемо індукцію в зубцах статора:

===1,49 Тл (2.75)

=3,74 А/см - табличне значення для електротехнічної сталі марки 3413 (вздовж проката)

=35,5 А/см - табличне значення для електротехнічної сталі марки 3413 (поперек прокату)

Знайдемо розрахункову довжину силових ліній в ярмі статора:

=р** =3,14*2145*=1166мм (2.76)

За розрахункову довжину силових ліній для зубців приймається половина висоти самого зубця, а для ярма

=*sin=*sin=364 мм (2.77)

Знайдемо м.д.с на ярмо:

=**=3,74*1166*=436 А (2.78)

Знайдемо м.д.с на зубці статора

=**=35,5*250*=887,5 А (2.79)

Знайдемо м.д.с необхідну для визначення потоку розсіяння ( перехідна м.д.с)

=++=58456,3+887,5+436=59780 A (2.80)

Знайдемо висоту міді в межвиткових прокладках в пазу ротора:

h=-()=173,5-(33+10)=130,5 мм (2.81)

Знайдемо проводимість потоку розсіяння зубцової зони, проходящего поперек, визначається виразом:

=**(+)=(+)*=*(+)*=4,25* Гн (2.82)

Знайдемо поток розсіювання ротора:

=*=4,25**59780 =0,25 Вб (2.83)

Знайдемо повний поток в роторі при холостому ході:

=+=4,456+0,25=4,706 Вб (2.84)

Знайдемо індукцію в зубцах ротора і ярмі:

===1,74 Тл (2.85)

===1,32 Тл (2.86)

===1,26 Тл (2.87)

Знайдемо необхідний розрахунковий переріз ротора по зубцям:

=[ - *?sinб]**

=[ - 30,6*8,6]*5100*=2,7 (2.88)

Sinб із таблиці рівен sinб=8,6

=[ - *?sinб]**=[ - 30,6*8,6]*5100*=3,61 (2.89)

=490 А/см

=41 А/см

=28 А/см

Зараз можливо знайти м.д.с на зубці і ярмо ротора:

=*(+)*=*(490+41)*=4606,4 A (2.90)

=**=28*364*=1019,2 A (2.91)

а також м.д.с ротора при холостому ходу:

=++=59780+4606,4+1019,2 =65400,6 A (2.92)

Знайдемо струм холостого ходу при номінальній напрузі:

===710 A (2.93)

Знайдемо м.д.с на зазор при номінальній напрузі:

===670 A (2.94)

Знайдемо коефіцієнт насищення магнітного кола при холостому ході і номінальній напрузі:

== =1,059 (2.95)

Вага міді при обмотці статора =11300кг

Вага міді обмотки ротора

=2*p****=2*1*245,2*13036*90*8,9*=5150кг (2.96)

Розрахуємо струм збудження у номінальному режимі:

H31==31+1+6,4=38,4 мм (2.97)

h11==250-(38,4+1+6,4)=204,2 мм (2.98)

Знайдемо індуктивний опір розсіювання пазової частини обмотки при з'єднанні фаз у зірку:

=0,407*()І***2** *= 0,407()І***2***=8,92 % (2.99)

Знайдемо опір для корзиночної обмотки при не магнітному бандажі ротора:

=0,407*()І*****=

=0,407()І****0,923І*=14,81% (2.100)

==8,92+14,81=23,73% (2.101)

Індуктивність опору Потье:

==23,73*0,8=18,91% (2.102)

Розрахуємо струм збудження, еквівалентний реакції якоря:

===1577,26 А (2.103)

з графіка дорівнює =1610

Розрахуємо економічні показники турбогенератора:

Щільність струму ротора:

== =6,5 (2.104)

Знайдемо напругу збудження ротора при номінальному струмі в горячому стані:

=*+?=1610*0,233+2=377,13 В (2.105), де ?=2В - падіння напруги у щьоточному контакті.

=+*=1577,26+670 *=1012 (2.106)

о.к.з===0,7 (2.107)

Знайдемо статичну перегрузку:

=о.к.з*=0,7*=1,98 (2.108)

Збільшення напруги при скиданні навантаження

?=42,5%

Вага спинки сердечника статора =82500 кг ; Вага зубців сердечника статора: =20000 кг;

Знайдемо питомі витрати матеріалів:

електротехнічної сталі:

= = =0,546 кг/кВА (2.109)

міді:

== =0,0877 кг/кВА (2.110)

Вирахувані данні відповідають вимогам.

Машинна постійна Арнольда:

= ==1,3* (2.111)

Розрахунок індуктивного опору і постійної часу

Знайдемо індуктивний опір реакції якоря:

= = =136,3% (2.112)

Продольний синхронний індуктивний опір:

=+=14,8+136,3=151,1% (2.113)

Знайдемо коефіцієнт магнітної провідності , який розраховується через струмощеплення:

= = ==2,78 (2.114)

Розрахуємо коефіцієнт розсіювання обмотки:

=1+*=1+ **=

=1+ *2,78*=1+0,0699=1,0699 (2.115)

Знайдемо повний індуктивний опір розсіювання обмотки збудження:

=(-1)=136,3*(1,0699-1)=9,5% (2.116)

Знайдемо індуктивний опір по прокольній осі розраховується таким чином:

=+ =151,1+ = 23,73% (2.117)

Опір розсіювання демпферної обмотки:

=14,8%

Приблизний сверхпереходний опір по поперечній осі:

=1,5*=1,5*14,8=22,2% (2.118)

При двофазному короткому замиканні:

=1,22*=1,22*14,8=18,07% (2.119)

=2*+=2*6,4+5=17,8мм (2.120)

Розрахунок індуктивного опору для струмів нульового слідування фаз при з'єднанні фаз в зірку:

=0,407*()І****[ (3в-2)*h31+(9в-5) - (9в-8)*] * +2(в-2/3)* [()І+0,037+0,39(в-2/3) - (в-2/3)І]=0,183*[(30,8-2)*38,4+19*0,833 - 5) - 19*0,833 - 8)*]*+2*136,3*(0,833-2/3)**[()І+0,037+0,39(0,833-2/3) - (0,833-2/3)І] =6,77% (2.121)

Постійні часу

Постійна часу обмотки збудження при розімкнутій обмотці статора:

= = =6,44 c (2.122)

Демпферна клітка у виді масивного тіла ротора і клинова система збільшує постійну часу при розімкнутій обмотці статора:

= = =8,6 с (2.123)

Постійна перехідна складова струму при трифазному короткому замкненні обмотки статора :

=* = 8,6* =1,35 c (2.124)

Постійна перехідна складова струму, постійна часу, як показує експиремент, може прийматися близькими до величини:

=(0,02ч0,03)*=0,02*1,35=0,027 c (2.125)

Знайдемо аперіодичну складову струму статора затухає з постійної часу:

= = =0,3 с (2.126)

Струми і моменти при коротких замиканнях

Зверхпровідний, перехідний і сталий струм при трьохфазному короткому замиканні, якому передував режим холостого ходу при напрузі 1,05 у відносних одиницях:

= *100 = *100 =7,1 в.о (2.127)

= *100 = *100=4,22 в.о (2.128)

= *100 = *100 =0,7 в.о (2.129)

Розрахуємо раптове двохфазне коротке замикання:

= = =5,53 в.о (2.130)

Розрахуємо раптове однофазне коротке замикання:

= = =7,95 в.о (2.131)

Знайдемо номінальний обертаючий момент:

=9,55* *=9,55* * =596875 Н*м (2.132)

При трифазному короткому замиканні амплітуда пульсуючої з основною частотою момента:

= *= *596875=4,4* Н*м (2.133)

При двохфазному короткому замиканні має місце момент пульсуючий з основною частотою:

= *= *596875=4* Н*м (2.134)

і пульсуючий момент з подвійною частотою:

= *= *596875=2* Н*м (2.135)

Розрахунок втрат і ККД

Втрати в спинці:

=1,3****=

=1,3*0,8*1,42І*82500*=173кВт (2.136)

Втрати в зубцях:

=1,5****=1,5*0,8*1,49І*20000*=53,2 кВт (2.137)

Добавочні втрати холостого ходу орієнтовно можуть бути оцінені по приблизній залежності:

= **(* =

=35*0,8І*(*=232,14 кВт (2.138)

Сума втрат холостого ходу:

=++=173+53,2+232,14=458,34 кВт (2.139)

Втрати короткого замикання

=3***=3*6014І*0,00571*=619,6кВт (2.140)

Знайдемо число провідників по висоті:

=* =16,5* =30,25 (2.141)

де - число суцільних провідників по висоті в реальному стержні

=*N= *3=16,5 (2.142)

Знайдемо середній коефіцієнт витіснення струму при частоті 50 Гц для паза буде рівним:

=1+0,107*()І*()І*()І**=

=1+0,107*()І*()І*(30,25*2)І**=1,108 (2.143)

Кількість провідників по висоті данному випадку буде рівним:

m??=(1+N*)=5,5(1+3*2/5)=12,1 (2.144)

де =/=11/2=5,5

=0,866

=0,96

Коефіцієнт витиснення струму для паза з двома стержнями, набраних з полих провідників, може бути знайдений по формулі:

=1+0,107*()І*()І*()І****=1+0,107*()І*()І*(12,1*2)І**0,866*0,96*=1,56 (2.145)

Знайдемо еквівалентний коефіцієнт при зроблених оговорках відносно розподілу струму по еквівалентним провідникам:

= = =1,221 (2.146)

Знайдемо додаткові втрати в міді провідників обмотки статора:

=(-1)=(1,221-1)*619,6=136,93кВт (2.147)

Знайдемо приблизні втрати для режиму короткого замкнення, для випадку, коли бандажне кільце ротора і натискаюча плита статора виконана із немагнітної сталі:

?*(=50*(=66,07 кВт (2.148)

Знайдемо додаткові втрати в активній зоні машини:

=*(*=

=28*(*=235,9 кВт (2.149)

Знайдемо загальні втрати короткого замикання:

=+++=

=619,6+136,93+66,07+235,9=1058,5 кВт (2.150)

Втрати на збудження

Знайдемо втрати на збудження:

=(*+*?)*=(1610І*0,216+1610*2) *=563,11 кВт (2.151)

Якщо турбогенератор має збудник, безпосередньо приєднаний до валу, то при розрахунку к.к.д турбогенератора повинен також враховуватися к.к.д збудника. В такому випадку втрати на збудження будуть рівними:

=/=563,11/0,95=592,75 (2.152)

де повинен бути прийнятий 0,85-0,95

Механічні втрати

Для розрахунку втрат в підшипниках потрібно знати вагу ротора, яка приблизно знаходиться по формулі:

?(1,3ч1,5)****=

=1,4* *1075І*5100*7,85*=5,08* (2.153)

де щільність матеріалу поковки =7,85* кг/ммІ

Знайдемо середній тиск в підшипнику:

=1,4МПа

Площа опорної поверхні:

= = =181428,6 ммІ (2.154)

Діаметр шийки вала: =120 мм

Довжина шийки вала: =5100 мм

Втрати вдвох підшипниках вираховують по формулі:

=255***(*=255* **(*=119,45 кВт (2.155)

Втрати на тертя бочки ротора і бандажей о пістря можуть бути знайдені по формулі:

=57,3* ** =

=57,3* ** =156 кВт (2.156)

При тиску водню в корпусі в Н раз вище атмосферних втрат на тертя:

=* =156* =62,4 кВт (2.157)

При системі охолодження газом для великих машин кратность тиску приймається H=4

Якщо обмотка статора охолоджується водою, то відводимі газом втрати Q повинні бути зменшені на втрати в цій обмотці:

P=++++=

=458,34+66,07+235,9+563,11+156=1479,42 кВт (2.158)

Знайдемо витрати газу:

L= = =21,7 /с (2.159)

де ? - нагрів води в машині дорівнює ?=17,5 °С

Висновок

В цьому розділі було встановлено, що перевід турбогенератора в режим синхронного компенсатора можливий. Було встановлено, що завдяки переводу турбогенератора в режим синхронного компенсатора, турбогенератор не буде знаходитися в резерві, або взагалі знятий з експлуатації. Як показали розрахунки турбогенератор зможе працювати в режимі роботи зі значним споживанням реактивної потужності.

Робота турбогенератора в такому режимі дозволить при необхідності працювати у режимі споживання реактивної потужності, що значно полегшить компенсацію реактивної потужності, насамперед з фінансової точки зору, а вона зараз і є пріоритетною.

Розділ 3. Конструктивні зміни в генераторі ТГВ-200Д для подальшої експлуатації в режимі синхронного компенсатора

3.1 Варіант із збереженням конструкції ротора

На деяких теплових електростанціях турбогенератори працюють на лінії електропередачі 220-330 кВ, скомутовані з ЛЕП напругою 400, 500 і 750 кВ. Це викликає в ряді випадків при недонавантаженні ЛЕП необхідність переводу турбогенераторів в режими роботи зі значним споживанням реактивної потужності [1,4].Робота турбогенератора в режимах споживання реактивної потужності має ряд особливостей, а саме:- при роботі з глибоким споживанням реактивної потужності знижуються статистична і динамічна стійкість;- турбогенератори традиційного виконання (з одноосьовим збудженням), що мають, як правило, величину поздовжнього синхронного реактивного опору Xd = 2.0 о.е., володіють обмеженими можливостями споживання реактивної потужності з споживанням статором струму не більше (0.4-0.5) номінального значення;- режими споживання реактивної потужності викликають підвищення магнітних потоків розсіювання в торцевих зонах сердечника статора, що призводить до виділення в них підвищених втрат і до підвищеного нагріву.

В останні роки робота енергоблоків на електростанціях значно ускладнилася у зв'язку з виведенням більшості з них у вимушений резерв через дефіцит паливних ресурсів. При цьому залишаються в роботі блоки схильні до значних маневрених змін навантаження протягом доби, а також значно більшого навантаження з споживаної реактивної потужністю в періоди провалів графіка активної потужності, особливо для генераторів електростанцій, які мають вихід на ЛЕП 400, 500 і 750 кВ , що генерують великі зарядні потужності.

3.2 Варіант при модернізації конструкції ротора

Турбогенератори працюючі в режимі синхронного компенсатора повинні допускати значно більші, ніж існуючі, споживання реактивної потужності при її надлишку в енергосистемі, а також забезпечувати надійну роботу при більш складному характері добового графіка навантаження з великими змінами активної потужності від максимального до мінімального значення.

Використання двохобмоткового ротора - ефективний шлях до підвищення маневреності турбогенераторів ТГВ-200-Д при їх модернізації. Позитивний досвід експлуатації двох асинхронізованих турбогенераторів типу АСТГ-200Д потужністю 200 МВт виробництва НВО «Електроважмаш» з двома ортогональними обмотками на роторі дозволяє визначити шлях ефективної модернізації турбогенераторів типу ТГВ-200Д. При цьому можливе надання їм нових характеристик і властивостей із забезпеченням розширення PQ діаграми допустимих навантажень [8].