Раздел 5

ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЕ

ОБОРУДОВАНИЕ

При разработке схемы развития энергосистемы, выборе парамет­ров и конфигурации электрической сети, выполнении проектов элект­ростанций и ПС проводятся необходимые расчеты с целью проверки работоспособности электрической сети в нормальных и послеаварий-ных режимах. Расчеты базируются на параметрах оборудования элект­ростанций (генераторы) и основного электротехнического оборудова­ния ПС (трансформаторы, выключатели и др.), показатели которых рассматриваются ниже.

5.1. Генераторы

5.1.1. Турбо- и гидрогенераторы

В зависимости от рода первичного двигателя синхронные генера­торы делятся на турбогенераторы (с приводом от паровых или газовых турбин) и гидрогенераторы (с приводом от водяных турбин). Обозна­чения типов синхронных генераторов приведены ниже.

Турбогенераторы			Т Г В В Ф
Турбогенератор........................................................................
	газовое ....................
Охлаждение	водородное ............. водяное..................... форсированное........
Мощность, МВт Количество полюсов
Гидрогенераторы
Синхронный генератор............................................................			С
Исполнение Капсулышй...........................................	горизонтальный..... вертикальный......... ..................................		Г В К О В Ф
Обратимый................ ........................... Охлаждение		.................................. водяное..................... форсированное........
Наружный диаметр, длина активной стали, см Количество полюсов

Турбогенераторы выполняются с горизонтальной осью вращения. Диаметр ротора турбогенератора значительно меньше, чем его актив­ная длина, ротор обычно имеет неявнополюсное исполнение. Предель­ный диаметр ротора при частоте вращения 3000 об/мин по условиям механической прочности составляет 1,2–1,25 м. Активная длина рото­ра по условиям механической жесткости не превышает 6,5 м.

Стремление к увеличению единичной мощности турбогенераторов реализуется за счет внедрения более интенсивных способов охлажде­ния без заметного увеличения габаритных размеров. Турбогенераторы мощностью более 50 МВт изготавливаются с водородным или жидко­стным охлаждением обмоток. Основные технические данные турбоге­нераторов мощностью 60 МВт и более приведены в табл. 5.1.

Асинхронизированные турбогенераторы обладают возможностью обеспечивать устойчивую работу с глубоким потреблением и большим диапазоном регулирования реактивной мощности. Применение асин-хронизированных турбогенераторов основывается на тех же принци­пах, что и при выборе средств компенсации реактивной мощности дру­гих видов. Основные технические данные выпускаемых и разрабатыва­емых асинхронизированных турбогенераторов приведены в табл. 5.2.

Гидрогенераторы выполняются преимущественно с вертикальной осью вращения. Турбина располагается под гидрогенератором, и ее вал, несущий рабочее колесо, сопрягается с валом генератора с помощью фланцевого соединения. Так как частота вращения мала, а число полю­сов велико, ротор генератора выполняется с большим диаметром и срав­нительно малой активной длиной. Относительно небольшая частота вращения (60–600 об/мин в зависимости от напора воды) определяет большие размеры (до 20 м в диаметре) и массы (до 1500 т) активных и конструктивных частей гидрогенераторов. Как правило, гидрогенера­торы выполняются с вертикальным расположением вала. Исключение составляют гидрогенераторы с большой частотой вращения и капсуль-ные гидрогенераторы, которые выполняются горизонтальными. Основ­ные технические данные гидрогенераторов мощностью 52,4 МВт и бо­лее приведены в табл. 5.3.

Данные о мощности генераторов соответствуют их номинальному режиму работы. В часы максимума реактивной нагрузки иногда требует­ся работа генератора с пониженным cos (p. Длительная работа турбогене­ратора в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением допус­кается только при токе возбуждения не выше номинального. У генерато­ров с непосредственным охлаждением, как правило, cos φ ≤ 0,95–0,96. При повышении cos φ до 1,0 длительно могут работать только генерато­ры с косвенным охлаждением. Максимальная реактивная нагрузка гене­ратора при работе в режиме синхронного генератора с недовозбуждением определяется на основании тепловых испытаний и может быть оце­нена (для агрегатов 200 и 300 МВт) по рис. 5.1.

Полная мощность гидрогенератора, как правило, не зависит от cos φ и равна номинальной, если гидрогенератор приспособлен для работы в режиме синхронного компенсатора (режим работы определяется при выполнении проекта ГЭС).

В аварийных режимах допускается перегрузка генератора по токам статора и ротора согласно техническим условиям. Если в технических условиях соответствующие указания отсутствуют, кратковременные перегрузки по току статора принимаются по табл. 5.4. Данные по допу­стимой перегрузке по току ротора генераторов с непосредственным ох­лаждением приведены в табл. 5.5. Допустимая перегрузка генераторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегруз­кой статора.

Моменты инерции некоторых паровых турбин имеют следующие значения:

Тип турбины	К-100-90	К-150-130	К-200-130
Момент инерции, т∙м^2	18,7	28,5	35
Тип турбины	К-300-240	К-500-240	К-800-240
Момент инерции т∙м^2	49	73	120

Моменты инерции гидротурбин составляют примерно 10 % момента инерции присоединенных к ним гидрогенераторов.

Таблица 5.1