Презентация на тему: Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения

Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения
1/32
Средняя оценка: 4.5/5 (всего оценок: 21)
Код скопирован в буфер обмена
Скачать (8345 Кб)
1

Первый слайд презентации: Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения

А.Н. Козлов 3. Конструктивные особенности и режимы работы турбо- и гидроагрегатов

Изображение слайда
2

Слайд 2

2 2 Турбогенераторы Циркуляция охлаждающего газа

Изображение слайда
3

Слайд 3

3 Корпус статора Корпус сваривают из отдельных листов стали Ст-3. Основными элементами корпуса являются ребра (рис. 1) для крепления на них сердечника статора, поперечные стенки и наружная обшивка (рис. 2). Рис. 1. Каркас статора турбогенератора для Пермской ГРЭС

Изображение слайда
4

Слайд 4

4 Рис. 2. Статор генератора для ТЭЦ-17 Мосэнерго

Изображение слайда
5

Слайд 5

5 5 Вес статора генератора передается через корпус на фундамент. Обшивка корпуса воспринимает усилия при подъеме собранного статора и его кантовке в процессе различных технологических операции. Электромагнитный момент воздействует на магнитопровод статора и через него передается на корпус и его крепление (болтами) к фундаменту. При коротких замыканиях возникает ударный электромагнитный момент, который может в 6-8 раз превосходить его номинальное значение. Крепление сердечника к корпусу и самого корпуса к фундаменту должно выдерживать такие механические перегрузки. Корпус статора подвержен также постоянному воздействию вибраций частотой 100Гц, причиной которых является магнитное тяжение вращающимся намагниченным ротором сердечника статора. Это усилие стремится придать цилиндру сердечника эллиптическую форму. Вибрации могут разрушить сварные швы корпуса. При разработке конструкции статора принимают соответствующие меры для снижения передачи знакопеременных механических усилий от сердечника к конструктивным элементам корпуса.

Изображение слайда
6

Слайд 6

6 Детали корпуса статора турбогенератора с воздушным охлаждением а — торцевая стенка; б — поперечная стенка; с — клин-ребро

Изображение слайда
7

Слайд 7

7 К поперечным стенкам корпуса с внутренней стороны приваривают клинья (ребра) вдоль цилиндрической поверхности. Ребра приваривают с помощью угольников ( разрез к-к). Крепление ребер рассчитывают на действие тангенциальных усилий от вращающего момента, возникающего при коротком замыкании. Ребра изготавливают из стального проката. Внутреннюю сторону клина, противоположную месту приварки к угольнику, обрабатывают по форме ласточкина хвоста для крепления на них таким способом сегментов стали сердечника статора. В клиньях на расстоянии 0,5—0,6 м друг от друга под углом 60º к его оси делают прорези шириной 2 мм для облегчения сборки сердечника. Используя эти прорези, сегмент стали статора надевают на клин не с торца, а вставляют в ближайшую прорезь и затем продвигают его на участке значительно меньшей длины. На концах клиньев нарезают резьбу. Клинья имеют большую длину и относительно небольшое сечение. Поэтому в процессе обработки они деформируются. Для восстановления прямолинейности клинья рихтуют на гидравлическом или пневмогидравлическом прессе. Высокая точность изготовления клиньев облегчает их размещение (разгонку) в расточке корпуса и повышает качество сборки листов магнитопровода.

Изображение слайда
8

Слайд 8

8 Корпус статора генератора с водородным охлаждением имеет цилиндрическую форму в отличие от корпусов машин с воздушным охлаждением, имеющих сложную форму. Несоблюдение цилиндрической формы приводит к концентрации механических напряжений в отдельных местах корпуса в случае взрыва газовой смеси. Так как газоохладители размещены внутри машины, то наружный диаметр корпусов турбогенераторов с водородным охлаждением всегда больше, чем диаметр корпуса генератора с воздушным охлаждением, и ограничивается габаритами, позволяющими перевозить машину по железной дороге. В машинах с водородным охлаждением обшивку и поперечные стенки выполняют более толстым для увеличения прочности и газоплотности корпуса (табл. 1)

Изображение слайда
9

Слайд 9

9 Толщины элементов корпуса статора Таблица 1

Изображение слайда
10

Слайд 10

10 Важной особенностью конструкции турбогенераторов мощностью 165 МВт и выше является упругая подвеска сердечника к корпусу статора. Это позволяет снизить передачу вибрации частотой 100Гц от сердечника к корпусу и предотвратить разрушение сварных швов корпуса. Упругость подвески достигается выполнением в клиньях сквозных продольных пазов в зоне приварки клиньев к поперечным стенкам корпуса (а). В ряде турбогенераторов применена упругая подвеска сердечника к корпусу посредством пластин, прикрепленных к стенкам корпуса. Ребра статора и пластины имеют отверстия в боковой поверхности. Через них проходят соединяющие болты (б). Таким образом, пластины являются промежуточным упругим звеном, через которое на корпус передаются вес и ослабленная вибрация сердечника.

Изображение слайда
11

Слайд 11

11 11 Сердечник статора 1- нажимная плита; 2- клин-ребро; 3 - пакет активной стали; 4 – вентиляционный канал; 5 – опорное кольцо; 6 – гайка; 7 – кольцевая шпонка; 8 – нажимной палец; 9 – ступенчатые крайние пакеты. На разрезе – паз сердечника статора

Изображение слайда
12

Слайд 12

12 Сердечник (магнитопровод) представляет собой цилиндр, собранный из электротехнической стали и разделенный на отдельные пакеты шириной 40—50 мм. Между пакетами выполняют вентиляционные каналы шириной 10 мм (реже 5 мм). Рис. 3. Таврики между пакетами сердечника Вентиляцион-ные каналы между пакетами выполняют с помощью распорок ( тавриков ) из немагнитной стали – рис 3. Таврики (ветреницы) приклепы-ваются или привариваются к крайнему листу одного из пакетов.

Изображение слайда
13

Слайд 13

13 Сердечник турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов собирают из листов высоколегированной горячекатаной стали марок 1513, 1514 и холоднокатаной стали марки 3413 толщиной 0,5 мм. При мощности генераторов выше 100 МВт применяют холоднокатаную сталь, листы которой располагают так, чтобы направление магнитного потока в спинке сердечника совпадало с направлением прокатки стали. Из листов стали набирают пакеты, а из пакетов — сегменты сердечника. Горячекатаная сталь дешевле и прочнее, чем холоднокатаная. Однако холоднокатаная сталь имеет лучшие магнитные характеристики меньшие потери и большие допустимые индукции. Поэтому ее применение в крупных генераторах дает возможность изготовить сердечник статора более монолитным и на 5—10 % меньшей длины. Пакеты зафиксированы креплением типа «ласточкин хвост» на клиньях-ребрах. В собранном и спрессованном состоянии сердечник удерживается с торцов нажимными плитами с помощью гаек, навернутых на хвостовики ребер. Сегменты активной стали сердечника статора: а) - основные; б) вентиляционный; в) нажимной;

Изображение слайда
14

Слайд 14

14 Для сердечника статора турбогенераторов применяют четыре типа сегментов: основные, вентиляционные, с укороченными зубцами, нажимные. Основные сегменты составляют примерно 90 % всех сегментов, из которых набирают пакеты магнитопровода. Пазы на внешней дуге в виде « ласточкина хвоста » или параллелограмма предназначены для крепления сегментов на клиньях-ребрах корпуса статора. Пазы на внутренней дуге открытые, прямоугольной формы предназначены для обмотки статора. В этих пазах сделаны вырезы под клинья для крепления стержней обмотки в пазу. Сегменты активной стали штампуются, как правило, компаундным штампом, при котором пазы вырубаются заодно с самим сегментом. В машинах мощностью до 100 МВт применяют сегменты с четырьмя или шестью зубцами. В машинах большей мощности используют трехзубые сегменты для уменьшения влияния неравномерности толщины листа стали.

Изображение слайда
15

Слайд 15

15 После штамповки сегменты имеют по контуру вырубки заусенцы (грат), которые удаляют, так как они в собранном сердечнике могут замкнуть листы стали между собой и образовать электропроводящие контуры. В переменном магнитном поле в этих контурах возникнут дополнительные потери и нагрев стали, что приведет к уменьшению КПД генератора, а в отдельных случаях к местному выплавлению сердечника и обмотки. Лаковая пленка, толщина которой составляет примерно 0,05 мм, создает прочную изоляцию между листами в собранном сердечнике. Теплостойкость лакового покрытия составляет 130—140°С. Вентиляционные сегменты устанавливают между пакетами основных сегментов. Они создают радиальные вентиляционные каналы.

Изображение слайда
16

Слайд 16

16 По мере сборки сердечника его опрессовывают с созданием давления 1,0... 1,7 МПа. Окончательно опрессованный сердечник закрепляют нажимными кольцами из немагнитной стали и стяжными болтами, пропускаемыми за спинкой сердечника. Под нажимными кольцами устанавливают нажимные пальцы из немагнитной стали, создающие опрессовку крайних пакетов в зоне зубцов. Ослабление опрессовки сердечника вызывает вибрацию листов активной стали, что может привести к повреждению изоляции между ними и появлению вихревых токов, создающих дополнительный нагрев стали. Вибрация листов стали в зубцовой зоне может вызвать износ изоляции стержней обмотки статора или поломку листов и прорезание изоляции отломившейся частью листа. Признаком ослабления опрессовки стали служит появление на поверхности спинки или в расточке сердечника налета ржавчины от контактной коррозии в месте соприкосновения вибрирующих листов.

Изображение слайда
17

Слайд 17

17 Торцевая зона статора мощных турбогенераторов Крайние пакеты сердечника выполняются из сегментов с укороченными зубцами. Их получают из основных сегментов путем дополнительной обрубки, при которой расширяется паз под обмотку и укорачивается зубец. К крайним пакетам сердечника предъявляют повышенные требо-вания, так как они воспринимают усилия от нажимных колец (плит) статора. Крайние пакеты должны быть монолитными, не иметь «растушевки» в зубцовой зоне. Для генераторов мощностью более 100 МВт крайние пакеты выполняют заранее, а не в процессе шихтовки магнитопровода. Для этого в пресс-форме из сегментов собирают пакет толщиной 30— 40 мм, сегменты склеивают лаком и запекают при температуре 160—200 °С. Число крайних пакетов, устанавливаемых с каждой стороны сердечника, составляет 3—5.

Изображение слайда
18

Слайд 18

18 Нажимные сегменты устанавливают между нажимными плитами и последним крайним пакетом. Они непосредственно передают усилия от нажимной плиты к крайним пакетам, предотвращают растушевку зубцов, создают вентиляционные каналы в этой зоне. Нажимные сегменты штампуют из электротехнической стали марки 1211 и приклепывают к ним нажимные пальцы из немагнитной стали. В генераторах большой мощности из-за увеличения токов обмотки статора интенсивность поля рассеяния, создаваемого ее лобовыми частями, возрастает настолько, что нагрев от добавочных потерь крайних пакетов сердечника, нажимной плиты и деталей крепления представляет б ó льшую проблему, чем расчет активной зоны машины. Для снижения нагрева торцевых частей статора используют не только более интенсивное охлаждение этой зоны, в том числе непосредственное водяное, но и принимают специальные конструктивные меры, направленные на снижение добавочных потерь.

Изображение слайда
19

Слайд 19

19 Магнитное поле в торцевой зоне генератора имеет сложную трехмерную структуру. Оно создается лобовыми частями обмоток статора и ротора, а также выпучиванием из зазора рабочего потока.

Изображение слайда
20

Слайд 20

20 Дополнительный нагрев крайних пакетов определяет в основном составляющая индукции, входящая перпендикулярно в торцевую плоскость зубцов. Эта составляющая индукции увеличивается при уменьшении поля лобовых частей обмотки ротора, т. е. при снижении тока возбуждения. Например, в турбогенераторах мощностью 300—800 МВт составляющая индукции возрастает примерно на 30 % при уменьшении тока возбуждения, обеспечивающего переход генератора на работу с коэффициентом мощности 0,95—1,0. Приблизительно так же возрастает индукция при дальнейшем снижении тока возбуждения и уменьшения коэффициента мощности до 0,95, но уже при потреблении из сети реактивной мощности.

Изображение слайда
21

Слайд 21

21 Снижение потерь в торцевой зоне статора современных мощных турбогенераторов достигается благодаря экранированию этой зоны, установке крайних ступенчатых пакетов сердечника, разрезам (шлицам) в зубцах крайних пакетов, установке магнитных шунтов. Экранирование торцевой зоны осуществляют медным кольцом (3), расположенным между нажимной плитой и сердечником. Такой экран снижает практически до нуля составляющую индукции, входящую в торец спинки статора, и существенно уменьшает ее в зоне дна паза. Снижение потерь в режиме недовозбуждения достигается применением сильно скошенных по высоте крайних пакетов по сравнению с обычными ступенчатыми (угол от горизонтали 60-70°). На краях сердечника, ближайших к ротору, торцевая составляющая индукции снижается примерно в 1,6 раза. Магнитные шунты представляют собой пакеты из электротехнической стали толщиной 20 мм (6) с сильно укороченными ступенчатыми зубцами или без зубцов. Шунты предназначены для замыкания торцевого поля рассеяния лобовых частей обмотки статора, проникающих сквозь нажимную плиту и экран. В результате установки шунтов нагрев крайних пакетов сердечника снижается в 2-3 раза, что позволяет турбогенератору работать в режимах недовозбуждения.

Изображение слайда
22

Слайд 22

22 22 Ротор турбогенератора Вал ротора генератора Уфимской ТЭЦ Ротор крупного турбогенератора выполняется из цельной поковки хромоникельмолибденовой или хромоникельмолибдено-ванадиевой стали, обладающей высокими механическими свойствами. Ротор турбогенератора меньшей мощности изготовляют из углеродистой стали повышенного качества. Для укладки обмотки на бочке ротора протачивают пазы. По оси полюсов, где пазы отсутствуют, остаются большие зубцы. Жесткость ротора по оси зубцов значительно выше, чем по оси, перпендикулярной к ним. Для уменьшения вибрации ротора, возникающей из-за неодинаковой его жесткости, в больших зубцах фрезеруют продольные пазы, заполняемые магнитными клиньями (генераторы серии ТГВ), или поперечные пазы (генераторы серии ТВВ).

Изображение слайда
23

Слайд 23

23 Вал ротора генератора Уфимской ТЭЦ Обработка ротора генератора для Ростовской АЭС Турбины тепловых электростанций (КЭС, ТЭЦ) работают на перегретом паре, поэтому ротор генератора для этих станций выполняется с одной парой полюсов (левый рисунок). Такие генераторы имеют номинальную скорость вращения 3000 об/мин. Турбины, установленные на АЭС работают на насыщенном паре. Если турбина будет высокоскоростной, эрозия турбинных лопаток будет значительной. Для снижения износа лопаток роторы генераторов для АЭС выполняют с двумя парами полюсов (скорость 1500 об/мин, правый рисунок), или даже с тремя (скорость 1000 об/мин).

Изображение слайда
24

Слайд 24

24 Монтаж ротора генератора для Балаковской АЭС Обмотка возбуждения укладывается в пазы на цилиндрической поверхности бочки ротора. В пазовой части обмотка закрепляется клиньями, а лобовые части обмотки возбуждения закрепляются с помощью бандажей, называемых каппой. Каппа представляет собой цилиндр, насаженный на тело ротора, либо закрепленный на валу ротора, и выполнена из высокопрочной немагнитной стали.

Изображение слайда
25

Слайд 25

25 Ротор генератора для Уренгойской ГРЭС Каппа Токоподвод к обмотке возбуждения осуществляется через центральное отверстие вала ротора

Изображение слайда
26

Слайд 26

26 При вращении ротор турбогенератора кроме воздействия центробежных сил испытывает большие напряжения от знакопеременных изгибающих сил, так как, несмотря на его вращение, он остается прогнутым вниз. Высока и его тепловая нагрузка. В турбогенераторах мощностью 100... 150 МВт с поверхностным охлаждением потери в роторе на 1 м3 активного объема в 1,4... 1,5 раза выше соответствующих потерь в статоре. Чтобы выдержать большие механические нагрузки, изоляция обмотки ротора должна иметь высокую механическую прочность, сохраняющуюся при температуре 130... 150°С.

Изображение слайда
27

Слайд 27

27

Изображение слайда
28

Слайд 28

28

Изображение слайда
29

Слайд 29

29 Гидрогенераторы Гидрогенераторы относятся к числу тихоходных машин. В зависимости от расхода и напора воды число оборотов находится в пределах от 50 до 600 об/мин. Б ó льшие частоты вращения относятся к высоконапорным ГЭС с гидротурбинами небольшой мощности. Стандартная шкала мощностей для гидрогенераторов не устанавливается. Для каждой ГЭС гидрогенераторы выполняются по специальному заказу. При скорости вращение больше 200 об/мин гидрогенераторы считаются быстроходными. Обмотка статора гидрогенератора выполняется аналогично обмотке статора турбогенератора. Разница лишь в том, что он выполняется большого диаметра со сравнительно малой активной длиной.

Изображение слайда
30

Слайд 30

30 Гидрогенераторы большой мощности - вертикального исполнения. В зависимости от расположения опорного подшипника (подпятника), общего для турбины и генератора, различают подвесное и зонтичное исполнение гидроагрегата. Последнее характерно для гидрогенераторов большой мощности.

Изображение слайда
31

Слайд 31

31 Подпятник несет большую нагрузку, определяемую весом рабочего колеса турбины и ротора генератора. Ротор гидрогенератора - явнополюсный, представляющий собой колесо большого диаметра, состоящего из внутренней части (остова), насаженного на вал с помощью втулки, и наружной части (обода), состоящего из штампованных сегментов.

Изображение слайда
32

Последний слайд презентации: Эксплуатация электрических сетей и систем электроснабжения

32 При большом диаметре ротора в ободе возникают значительные усилия, особенно при угловой скорости вращения, превышающей номинальную в 2-3 раза. Такое увеличение скорости вращения возможно при сбросе нагрузки и в случае отказа систем регулирования. Для демпфирования качаний ротора гидрогенератора на наконечниках полюсов ротора размещается успокоительная обмотка. Она выполняется из медных или латунных стержней, уложенных в полузакрытые пазы на наконечниках полюсов. По торцам стержни соединяются между собой медными или латунными сегментами. а — общий вид ротора, б — сердечник полюса ротора с успокоительной обмоткой, в — обмотка полюса; 1 — вал, 2 — контактные кольца, 3 — обод, 4 — полюс, 5 — обмотка возбуждения, 6 — заклепки, 7 — сегмент, замыкающий стержни успокоительной обмотки, 8 и 9 — наконечник и хвостовик полюса, 10 — катушка полюса, 11 — каркас обмотки полюса

Изображение слайда