Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> ­­­Электрическая часть электростанций

Системы охлаждения генераторов - ­­­Электрическая часть электростанций

Оглавление
­­­Электрическая часть электростанций
Сведения об электрических станциях
Компоновка тепловых и атомных электрических станций
Особенности компоновки гидроэлектростанций
Типы генераторов и их параметры
Системы охлаждения генераторов
Системы возбуждения
Гашение поля генератора
Параллельная работа генераторов
Нормальные режимы генераторов
Пусковые режимы генераторов
Допустимые перегрузки статора и ротора
Типы трансформаторов и их параметры
Охлаждение трансформаторов
Нагрузочная способность трансформаторов
Параллельная работа трансформаторов
Виды главных схем электрических соединений
Особенности главных схем теплоэлектроцентралей
Главные схемы гидроэлектрических и гидроаккумулирующих станций
Главные схемы атомных электрических станций
Главные схемы подстанций
Выбор главной схемы - требования
Выбор главной схемы - рекомендации
Выбор трансформаторов
Режимы нейтрали
Технико-экономическое сравнение вариантов схем
Главные схемы тепловых электростанций некоторых зарубежных стран
Собственные нужды электрических станций
Механизмы собственных нужд тепловых электрических станций
Механизмы собственных нужд гидроэлектростанций
Электродвигатели механизмов собственных нужд
Самозапуск электродвигателей собственных нужд
Схемы питания собственных нужд тепловых электростанций
Схемы питания собственных нужд гидроэлектростанций
Электрооборудование и механизмы собственных нужд АЭС
Особенности схем питания собственных нужд АЭС
Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания реактора АЭС
Выключатели высокого напряжения
Гашение дуги в выключателе постоянного тока
Гашение дуги в выключателе переменного тока
Восстановление электрической прочности
Восстанавливающееся напряжение
Собственная частота сетей высокого напряжения
Способы повышение отключающей способности выключателей
Особенности процессов отключения малых индуктивных и емкостных токов
Масляные выключатели с открытой дугой
Масляные выключатели с дугогасительными камерами
Малообъемные масляные выключатели
Воздушные выключатели
Компрессорные установки
Элегазовые выключатели
Автогазовые выключатели
Электромагнитные выключатели
Вакуумные выключатели
Выключатели нагрузки
Разъединители
Короткозамыкатели и отделители
Приводы выключателей и разъединителей
Общие сведения о ТН и ТТ
Измерительные трансформаторы напряжения
Конструкции измерительных трансформаторов напряжения
Измерительные трансформаторы тока
Измерительные трансформаторы постоянного тока
Оптико-электронные устройства
Выбор выключателей
Выбор разъединителей
Выбор реакторов
Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформаторов напряжения
Выбор предохранителей
Выбор токоведущих частей распределительных устройств
Схемы вторичных соединений
Схемы с питанием цепей вторичных соединений
Детали схем вторичных соединений
Основная аппаратура цепей управления и сигнализации
Требования, предъявляемые к схемам дистанционного управления
Сигнализация
Дистанционное управление выключателями о помощью малогабаритных ключей
Дистанционное управление воздушными выключателями
Дистанционное управление выключателями при оперативном переменном токе
Дистанционное управление в установках низкого напряжения
Управление разъединителями
Монтажные схемы, маркировка, детали
Испытательные блоки
Провода и контрольные кабели вторичных цепей
Маркировка монтажных схем вторичных цепей
Контроль изоляции вторичных цепей
Оперативный ток на электрических станциях
Выбор аккумуляторных батарей для оперативного тока на электостанциях
Выбор зарядных агрегатов для оперативного тока на электостанциях
Распределение постоянного оперативного тока на электростанциях
Источники переменного оперативного тока на электростанциях
Конструкции распределительных устройств
Принципы выполнения распределительных устройств
Правила устройства и основные размеры конструкций РУ
Применение ОПН в конструкциях РУ
Выбор компоновки и конструкции РУ
Характерные конструкции распределительных устройств
Направления развития зарубежных конструкций РУ
Главный шит управления
Организация управления на мощных станциях блочного типа
АСУ в энергетике
Кабельные коммуникации и сооружения
Аккумуляторный блок
Вспомогательные устройства
Основные понятия о заземляющих устройствах
Опасность замыканий на землю. Роль защитного заземления
Удельное сопротивление грунта и воды
Конструкции защитных заземлений
Схема расчета заземления
Литература

Во время работы в генераторе возникают потери энергии, превращающиеся в теплоту и нагревающие его элементы. Хотя к. п. д. современных генераторов очень высок и относительные потери составляют всего 1,5—2,5%, абсолютные потери достаточно велики (до 10 МВт в машине 800 МВт), что приводит к значительному повышению температуры активной стали, меди и изоляции.
Предельный нагрев генераторов лимитируется изоляцией обмоток статора и ротора, так как под воздействием теплоты происходит ухудшение ее электроизоляционных свойств и понижение механической прочности и эластичности. Изоляция высыхает, крошится и перестает выполнять свои функции. Опытным путем установлено, что процесс этого, так называемого старения изоляции протекает тем быстрее, чем выше ее температура. Математически это выражается формулой
Т = TQ exp (—at),  (1-7)
где Т — срок службы изоляции при температуре t\ Т0 — то же при t— 0°С [по разным источникам Т0 = (1,5ч- 5). I04 лет J; a — коэффициент, зависящий от скорости старения изоляции.
По так называемому восьмиградусному правилу, установленному экспериментально и положенному в основу расчетов температурных режимов электрооборудования у нас в стране, при повышении температуры изоляции на 8 °С срок ее службы уменьшается в два раза. Таким образом, если расчетный срок службы изоляции при длительном воздействии температуры ( = 105 сС равен 20 годам, то при увеличении рабочей температуры до 113 °С он снизится до 10 лет, а при температуре 121 °С окажется равным всего 5 годам. Это правило может применяться только в диапазоне температуры 80—150 °С. При температуре ниже 80 °С старение изоляции сильно замедляется, а при больших температурах — резко убыстряется. Коэффициент а в (1-7) при восьмиградусном правиле равен 0,0865 *.
*В нормах Международной электротехнической комиссии (МЭК) принято шестиградусное правило, при котором коэффициенте равен 0,112.
Ясно, что изоляция должна работать при такой температуре, при длительном воздействии которой она сохранит свои изоляционные и механические свойства в течение времени, сравнимого со сроком службы генератора (или другого электрооборудования). Эта температура и будет характеризовать нагревостойкость изоляции.
По нагревостойкости изоляционные материалы делятся па семь классов, однако материалы, применяемые для изоляции обмоток крупных турбо- и гидрогенераторов, относятся к трем из них: к классу В — материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна с органическими пропиточными и связующими составами; к классу F — те же материалы, но в качестве связующего в них служат термореактивные смолы (например, эпоксидные), затвердевающие при 150— 160 °С и не размягчающиеся при повторных нагреваниях; наконец, к классу Н — те же материалы, но с кремнийорганическими компаундами, обладающими наибольшей нагревостойкостью (до 180 °С).
Термореактивняя изоляция обладает значительно лучшими электрическими и механическими характеристиками по сравнению с изоляцией класса В, битумные компаунды которой начинают размягчаться и вытекать из обмоток при 110— 120 °С; поэтому, несмотря на дороговизну, она применяется теперь для изоляции обмоток крупных блочных генераторов.
Нагревостойкость изоляционных материалов, а также допускаемые длительные превышения температуры для обмоток статора и ротора указаны в табл. 1 -1.
Превышения температуры ©доп нормируются, потому что сама температура изоляции t зависит от двух факторов: от температуры охлаждающей среды (иХЛ и от нагрузки машины, определяющей это превышение:
(1-8)
Температура охлаждающей среды установлена стандартами равной 40 ЭС, и при изменении по каким-либо причинам этой температуры допускаются соответствующие изменения вдоп, а следовательно, и нагрузки генератора. Методы измерения превышений температуры обмоток несовершенны и не гарантируют получения их точных максимальных значений. Поэтому допустимые превышения Вдоп, указанные в табл. 1-1, несколько меньше t-t охл.
Для того чтобы температура генераторов во время их работы оставалась в допустимых пределах, необходим непрерывный интенсивный отвод теплоты от них, который и выполняется при помощи системы охлаждения.
Таблица 1-1


Класс
нагревостойкости

Температура. °С

Предельное, длительно допустимое превышение температуры, °С

Статор

Ротор

в

130

80

90

F

155

100

110

Н

380

125

Таблица 1-2

 

Давление,
МПа

Физические свойства в долях показателей воздуха

Охлаждающая среда

Тепло
проводность

Плотность

Тепло-
отводящая
способность

Воздух  

0,100

1,0

1,0

1,0

Смесь водорода (97 %) и воздуха (3 %)

0,103

5,9

0,098

1,33

Водород

0,103

7,1

0,070

1,44

 

0,200

7,1

0,140

2,75

 

0,300

7,1

0,210

3,00

 

0,400

7,1

0,280

4,00

Трансформаторное масло 

0,100

5,3

848,0

21,0

Вода

0,100

23,0

1000,0

50,0

В качестве охлаждающей среды в современных генераторам применяют газы (воздух, водород) и жидкости (вода, масло). Их сравнительные теплоотводящие свойства приведены в табл. 1-2.
Турбогенераторы выполняются с воздушным, водородным, водородно-жидкостным или чисто жидкостным охлаждением. Гидрогенераторы имеют воздушное или воздушно-жидкостное охлаждение.
По способу отвода теплоты от меди обмоток системы охлаждения подразделяются на косвенные (поверхностные) и непосредственные. При косвенном охлаждении (оно применяется только при газах) охлаждающий газ не соприкасается с проводником обмоток, а теплота, выделяемая в них, передается газу через изоляцию, которая таким образом оказывается перегруженной в тепловом отношении и значительно ухудшает теплопередачу.
При непосредственном охлаждении водород, вода или масло (для воздуха непосредственная система применяется лишь в гидрогенераторах) циркулируют по внутрипроводниковым каналам и, соприкасаясь непосредственно с нагретой медью, отводят от нее теплоту при максимальной эффективности теплопередачи, так как между источником тепла и охлаждающей средой кет никаких барьеров. Большим преимуществом такой системы является также небольшая тепловая нагрузка изоляции.
Исторически первой системой охлаждения генераторов была система косвенного охлаждения. При этой системе циркуляция воздуха в машине осуществляется вентиляторами, насаженными на вал G обоих ее торнов. Нагретый в машине воздух выбрасывается через горячие камеры в воздухоохладитель, расположенный под генератором, а оттуда, через общие камеры холодного воздуха поступает обратно в генератор (рис. 1-1).
Из схемы на рис. 1-2 видно, что при такой системе вентиляции один и тот же объем воздуха совершает замкнутый цикл охлаждения, поэтому ее называют замкнутой. В зависимости от расположения вентиляционных каналов и направления движения воздуха в машине различают осевую (рис. 1-3) и радиальную (рис. 1-4) вентиляцию.

Замкнутая система косвенного воздушного охлаждения турбогенератора
Рис. 1-1. Замкнутая система косвенного воздушного охлаждения турбогенератора
Эффективность вентиляции повышается при разделении потока охлаждающего воздуха на несколько параллельных струй. Радиальная многоструйная система вентиляции широко применялась до 50-х годов, и сейчас в эксплуатации находится значительное число турбогенераторов до 100 МВт, а также гидрогенераторов до 225 МВт с воздушным охлаждением (рис. 1-5).
В настоящее время косвенное воздушное охлаждение применяют ограниченно, в турбогенераторах только до 12 МВт и в гидрогенераторах до 150—160 МВт. Более мощные генераторы оснащаются теперь более эффективными системами охлаждения, позволяющими значительно увеличить единичную мощность без существенного увеличения размеров машины, которые уже у генераторов 100 МВт с косвенным воздушным охлаждением достигли предельных значений, определяемых транспортными, технологическими и конструктивными соображениями.
Замкнутые системы вентиляции
Рис. 1-2. Замкнутые системы вентиляции М машина; В = вентилятор; О -  охладитель
Осевая вентиляция
Ряс. 1-3. Осевая вентиляция
Полная мощность турбогенератора S (кВ-А) выражается через его основные параметры следующей формулой
(1-9)
где — магнитная индукция в зазоре, Тл; Df — диаметр расточки статора, м; 1 — длина активной стали, м; п — частота вращения генератора, об/мин; к —  коэффициент, принимаемый для турбогенераторов равным 1,1; Л5 — линейная нагрузка статора, А/см,
(1-10)
(/и — номинальный ток статора, A; Nu — число проводников в пазу; bг — пазовое деление, см).
Повышение единичной мощности генераторов может производиться только за счет увеличения отдельных конструктивных параметров, входящих в (1-9). Однако частота вращения п не может быть повышена, так как определяется частотой сети и числом пар полюсов генератора. Индукция в зазоре Sg современных крупных турбогенераторов также достигла практически предельного значения 1 Тл и не может существенно меняться из-за насыщения в зубцах. Диаметр статора нельзя увеличивать из-за транспортных ограничений, а диаметр ротора — по условиям технологии изготовления его бочки. Длина бочки ротора / не должна быть больше шестикратного диаметра бочки, так как иначе статический прогиб ее достигнет недопустимых значений, а собственная частота приблизится к критической, при которой могут возникнуть опасные вибрации ротора. Это означает, что при предельном диаметре ротора 1200 мм длина его активной стали не может быть больше 7200—7500 мм.
Радиальная вентиляция
Рис. 1-4. Радиальная вентиляция
Воздушное охлаждение гидрогенератора
Рис. 1-5. Воздушное охлаждение гидрогенератора Братской ГЭС
225 МВт
I — ротор; 2 — статор
Таким образом, единственная возможность повышения единичной мощности генераторов заключается в увеличении линейной нагрузки (а следовательно, плотности тока), которое требует соответствующего увеличения интенсивности отвода теплоты и может быть выполнено только при переходе на принципиально иные способы охлаждения.
Первым шагом повышения интенсивности охлаждения был переход на другую охлаждающую среду (водород) при сохранении системы косвенного охлаждения.
Многоструйная система водородного охлаждения турбогенератора
Рис. 1-6. Многоструйная система водородного охлаждения турбогенератора
За счет лучших теплоотводящих свойств водорода удалось изготовить генераторы с максимальной мощностью 150 МВт. Кроме повышения единичной мощности при переходе на водород были получены следующие преимущества: потери в генераторе на трение и вентиляцию уменьшились в 10 раз, так как плотность водорода в 14 раз меньше плотности воздуха. Это привело к повышению к. п. д. турбогенератора примерно на 0,8 %. Удлинился срок службы изоляции и повысилась ее надежность, так как при коронировании не возникает озона, вызывающего интенсивное окисление изоляции и вредные азотные соединения. Из-за значительно меньшей вязкости водорода снижается шум генератора. При внутренних повреждениях в машине уменьшается вероятность пожара в ней, так как водород не поддерживает горения. Значительно уменьшается поверхность газоохладителей, которые могут теперь быть встроены в корпус генератора. Правда, применение водорода для охлаждения связано с опасностью взрывов гремучей смеси, которая образуется при определенных соотношениях кислорода и водорода. Однако правильная эксплуатация систем водородного охлаждения сводит на нет эту опасность.
На рис. 1-6 изображена схема циркуляции водорода при радиальной многоструйной системе косвенного охлаждения турбогенератора.
Косвенное водородное охлаждение сохранилось в настоящее время только в турбогенераторах 30—60 МВт и в синхронных
компенсаторах 32 MB.А и выше, так как увеличение единичной мощности при косвенной системе охлаждения ограничено превышениями температур в изоляции и стали над температурой охлаждающей среды.
В гидрогенераторах водородное охлаждение не применяется из-за больших размеров этих машин, при которых трудно создать газоплотный корпус.
Дальнейшее повышение единичной мощности турбогенераторов оказалось возможным лишь при переходе на систему непосредственного охлаждения. Такое охлаждение применяется теперь не только в машинах 200—800, но и в машинах 150, 100 и 60 МВт.
Как видно из табл. 1-2, наилучшей охлаждающей средой является вода. Получение дистиллята с удельным сопротивлением 200-10+3 Ом. см не представляет трудностей. Поэтому при жидкостном охлаждении преимущественно применяется вода. Теплоотводящая способность трансформаторного масла примерно в 2,5 раза ниже, чем воды, а кроме того, масло пожароопасно и поэтому значительно реже применяется в качестве охлаждающей среды.
Для непосредственного охлаждения статора и ротора турбогенераторов широко применяется также водород.
Турбогенераторы с непосредственным охлаждением делятся на следующие четыре группы: 1) с косвенным охлаждением статора и непосредственным охлаждением ротора водородом; 2) с непосредственным охлаждением статора и ротора водородом; 3) с непосредственным жидкостным охлаждением статора и непосредственным водородным охлаждением ротора; 4) с непосредственным жидкостным охлаждением статора и ротора.
К первой группе принадлежат турбогенераторы серии ТВФ мощностью 60, 100, 120 и 200 МВт, предназначенные для соединения с теплофикационными турбинами. Непосредственное охлаждение роторов этих турбогенераторов осуществляется по схеме самовентиляции. Косвенное охлаждение обмотки и сердечника статора осуществляется по радиальной многоструйной схеме. При этом отсеки горячего и холодного водорода совпадают с местами забора и выхода газа у ротора. Циркуляция водорода осуществляется вентиляторами, насаженными на вал машины с обоих ее торцов (рис. 1-7). Водород охлаждается в газоохладителях, встроенных в корпус генератора. В настоящее время турбогенераторы ТВФ-200 сняты с производства.
Вторую группу составляют турбогенераторы ТГВ-200 и ТГВ-300, циркуляция водорода в которых создается компрессором, установленным на валу ротора со стороны контактных колец. Обмотки статора обеих машин охлаждаются одинаково, со входом холодного водорода в каналы стержней обмотки со стороны контактных колец и выходом нагретого газа со стороны турбины. На рис. 1-8 показан разрез паза статора ТГВ-200 со стержнем обмотки, состоящим из двух рядов элементарных проводников прямоугольного сечения.

Схема водородного охлаждения турбогенератора серии ТВФ
Рис. 1-7. Схема водородного охлаждения турбогенератора серии ТВФ
Сечение стержня статорной обмотки ТГВ-200
Рис. 1-8. Сечение стержня статорной обмотки ТГВ-200
Между ними уложены полые тонкостенные трубки, также прямоугольного сечения, по которым проходит охлаждающий газ. Стенки трубок выполнены из нержавеющей стали для уменьшения потерь на вихревые токи и покрыты тонким слоем изоляции. Для уменьшения гидравлического сопротивления сечение каналов принято достаточно большим. Стержни обмотки статора турбогенератора ТТВ-300 имеют такую же конструкцию. Обмотки ротора у этих машин охлаждаются по различным схемам. У турбогенератора ТГВ-200 холодный водород подается в полые проводники со стороны лобовых частей, а нагретый— выходит в центре ротора (рис. 1-9). У турбогенератора ТГВ-300 лобовые и пазовые части проводников охлаждаются раздельными потоками водорода. Различны и схемы охлаждения сердечников: сердечник статора турбогенератора ТГВ-200 охлаждается водородом, проходящим по радиальным каналам со стороны спинки в зазор. Сердечник статора турбогенератора ТГВ-300 охлаждается по осевой схеме через каналы, расположенные в спинке статора и зубцах. Газоохладители турбогенератора ТГВ-200 встроены в корпус со стороны турбины, а ТГВ-300 — установлены в специальной камере 1, расположенной в нижней части корпуса генератора. На рис. 1-10 представлена схема вентиляции турбогенератора ТГВ-300.
В третью группу входят турбогенераторы серии ТВВ мощностью 150,  200, 300, 500 и 800 МВт. Обмотка статора этих машин имеет непосредственное водяное охлаждение, а обмотка ротора охлаждается водородом по схеме самовентиляции с забором газа из зазора через отверстия в пазовых клиньях и с возвращением нагретого газа в зазор через другие отверстия.
Схема охлаждения турбогенератора ТГВ-200
Рис. 1-9. Схема охлаждения турбогенератора ТГВ-200
Нагретый газ из зазора отсасывается вентиляторами, установленными по торцам ротора, и нагнетается через газоохладители в радиальные каналы сердечника статора, а через них в зазор (рис. 1-11). Схема самовентиляции роторов турбогенераторов серий ТВФ и ТВВ приведена на рис. 1-12. Вентиляционные каналы, образованные
Схема охлаждения турбогенератора ТГВ-300
.Рис, 1-10, Схема охлаждения турбогенератора ТГВ-300

Схема охлаждения турбогенераторов серии ТВВ
Рис. 1-11. Схема охлаждения турбогенераторов серии ТВВ
вырезами в проводниках обмотки ротора, идут диагонально поверхности ротора к дну паза и обратно. Как видно из схемы на рис. 1-12, а, система каналов выполнена многоходовой и охлаждением охвачены все проводники обмотки. Входные и выходные отверстия в пазовых клиньях снабжены дефлекторами такого профиля, при котором при вращении ротора на входе водорода создается напор, а на выходе — разрежение.

Схема самовентиляции роторов турбогенераторов серий ТВФ и ТВВ
Рис. 1-12. Схема самовентиляции роторов турбогенераторов серий ТВФ и ТВВ; й — общая схема охлаждения; б — элементарный путь охлаждающего газа А^А, Б-*г-Б, В^В -  разрезы паза

Схема охлаждения генератора ТГВ-500
Рис. 1-13. Схема охлаждения генератора ТГВ-500
Сечение стержня статорной обмотки турбогенераторов
Рис. 1-14. Сечение стержня статорной обмотки турбогенераторов серии ТВВ с водяным охлаждением

Четвертая группа состоит из турбогенераторов типа ТЕШ-300, у которых статор охлаждается маслом, а ротор водой, и турбогенераторов типа ТГВ-500 с непосредственным водяным охлаждением статора и ротора. Сердечник статора ТГВ-500 охлаждается водородом, который нагнетается в зазор и через него в радиальные каналы сердечника вентиляторами, установленными по обоим торцам вала. Нагретый водород охлаждается в газоохладителях, встроенных в корпус генератора. Подвод дистиллята к обмотке ротора и слив осуществляются через центральное отверстие в валу ротора. На рис, 1-13 дана схема вентиляции турбогенератора ТГВ-500. На рис. 1-14 показан разрез стержня обмотки, охлаждаемой водой. Чередование полых и сплошных элементарных проводников объясняется необходимостью уменьшить добавочные потери ог вихревых токов, которые возникают в полых проводниках из-за большой их высоты. В турбогенераторе ТВМ-300 охлаждающей средой является трансформаторное масло, которое прогоняется через осевые каналы сердечника статора и полые проводники обмотки статора масляными насосами. Сердечник статора отделен от ротора изоляционным цилиндром, размещенным в зазоре и герметично закрепленным в торцевых щитах. Поверхность ротора омывается воздухом, а его обмотка имеет непосредственное водяное охлаждение. Как указывалось, пожароопасность масла и худшие по сравнению с водой теплоотводящие свойства сдерживают применение масла в качестве охлаждающей среды.
Представляет интерес система охлаждения самого крупного генератора нашей страны типа ТВВ-1200-2УЗ мощностью 1200 МВт.
Обмотки его статора выполнены с непосредственным охлаждением дистиллированной водой, а обмотки ротора и активной стали статора — водородом, циркулирующим внутри газонепроницаемого корпуса. Дистиллят в обмотке статора циркулирует под напором насоса и охлаждается в теплообменниках, расположенных вне генератора. Водород циркулирует в генераторе под действием вентиляторов, установленных на валу ротора, а охлаждается в газоохладителях, встроенных в корпус генератора. Циркуляция воды в газоохладителях и теплообменниках осуществляется насосами, установленными вне генератора.
Газовый объем собранного генератора равен 165 м3, давление водорода в корпусе статора 0,5 МПа, а номинальная температура холодного водорода +40 °С. Расход дистиллята через обмотку статора составляет 180 м3/ч.
Перспективной является система охлаждения крупных турбогенераторов «три воды» — система полностью с водяным охлаждением, без заполнения генератора водородом, примененная на турбогенераторе типа ТЗВ-800-2УЗ мощностью 800 МВт, установленном в 1980 году на Рязанской ГРЭС для опытной эксплуатации.
Обмотки статора и ротора этого генератора охлаждаются непосредственно водой, протекающей по каналам медных трубчатых проводников. Активная сталь сердечника статора охлаждается взамен радиальных вентиляционных каналов охладителями из силумина, запрессованными между пакетами активной стали о залитыми в них змеевиками из нержавеющей стали для охлаждающей воды. Сталь ротора и газ (азот), заполняющий герметизированный корпус генератора при давлении, близком к атмосферному, охлаждаются в основном водоохлаждаемой демпферной обмоткой ротора. Все конструктивные элементы: нажимные плиты, пальцы и стяжные ребра сердечника, концевые части и щиты, щеточная траверса, щетки, их токоподводы и арматура — охлаждаются также водой, и только контактные кольца имеют воздушную вентиляцию.
Водяное охлаждение взамен водородно-водяного приводит к снижению превышения температуры обмоток на 30—50 °С и к уменьшению поперечного сечения каналов для охлаждающего агента в проводниках обмотки ротора в 1,5—2 раза, что снижает потери в них на 15—20 %. Существенно снижаются также потери на циркуляцию охлаждающего агента. Уменьшение этих потерь, а также объема машин с водяным охлаждением позволяет достигнуть высоких эксплуатационных показателей за счет повышения линейной нагрузки, плотности тока и индукции. Так, к. п. д. рязанской машины оказался равным 98,86 %.
Полюс ротора гидрогенератора с непосредственным водяным охлаждением
Рис. 1-15, Полюс ротора гидрогенератора с непосредственным водяным охлаждением обмотки возбуждения
Немаловажным преимуществом генераторов с водяным охлаждением является значительное понижение пожароопасности и исключение взрывоопасности благодаря устранению водорода.
Полюс ротора гидрогенератора с непосредственным воздушным охлаждением обмотки возбуждения
Рис. 1-16. Полюс ротора гидрогенератора с непосредственным воздушным охлаждением обмотки возбуждения
Непосредственное охлаждение водой статора и ротора гидрогенераторов в последнее время тоже находит применение, так как позволяет уменьшить габариты машин и увеличить их предельную мощность. На рис. 1-15 показан полюс ротора гидрогенератора о непосредственным водяным охлаждением, а на рис. 1-16 — непосредственное воздушное охлаждение обмотки ротора гидрогенератора, также более эффективное, чем косвенное охлаждение.



 
« Энергоснабжение сельскохозяйственных потребителей
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.