Синхронную машину с рабочей (трехфазной) обмоткой на роторе называют обращенной.

Подробнее о таком способе возбуждения – в Разделе 7.1.1.

Для реализации такого способа возбуждения были разработаны диоды, рассчитанные на большие центробежные ускорения [6].

Примеры: турбогенератор Костромской ГРЭС: I в=7800 А; U в=500 В, бесщеточная система возбуждения [6].

 

У возбудителей (синхронных машин) есть своя обмотка возбуждения (требующая меньшую мощность, чем ОВ основного генератора), которую нужно питать электроэнергией постоянного тока.

 

Номинальное напряжение

Величина

На выходе турбогенератора – переменное трехфазное напряжение.

Если говорят о значении переменного трехфазного напряжения без уточнения, то имеют в виду действующее значение линейного напряжения. Это обусловлено тем, что у трехфазного генератора нулевого провода может и не быть, а значит, фазное напряжение не всегда может быть измерено.

Номинальное значение напряжения турбогенераторов составляет от 15,7 до 36,75 кВ.

Пример: напряжение турбогенератора АЭС "Библис" (Германия) – 27 кВ [16].

Чем выше мощность, тем выше выбирают номинальное напряжение. Это делают с целью замедлить рост номинальных значений тока в фазных обмотках I = kP / U и потерь в них.

Такой высокий уровень напряжения может быть обеспечен только при качественной изоляции.

Для передачи электроэнергии отдаленным потребителям даже такое высокое переменное напряжение мощных турбогенераторов дополнительно увеличивается в силовых трансформаторах до 20, 35, 110, 220, 330, 500, 750 кВ.

 

Синусоидальность формы напряжения

Синусоидальность формы выходного напряжения характеризуется коэффициентом искажения синусоидальности, под которым понимают выраженное в процентах отношение квадратного корня из суммы квадратов амплитуд высших гармонических составляющих кривой напряжения к амплитуде ее основной гармонической.

(2.4)

Согласно ГОСТ 183-74 для трехфазных генераторов переменного тока с частотой 50 Гц коэффициент искажения синусоидальности кривой линейного напряжения при холостом ходе и номинальном напряжении должен быть не более 5% для генераторов мощностью свыше 100 кВА и не более 10% для генераторов мощностью до 100 кВА.

 

Регулирование

Две задачи:

- стабилизация уровня выходного напряжения;

- стабилизация частоты выходного напряжения.

 

Стабилизация уровня выходного напряжения

Требуемая точность поддержания выходного напряжения: ±5% [4].

Задачу стабилизации уровня выходного напряжения выполняет регулятор напряжения, воздействующий на ток в обмотке возбуждения возбудителя и, в конечном итоге, на ток возбуждения основного генератора.

 

Стабилизация частоты выходного напряжения

Эта задача возникает при непостоянстве частоты вращения турбины.

f = pn /60 (2.5)

Почему частота вращения турбины может измениться? Это может случиться, например, при уменьшении нагрузки турбогенератора. Меньше нагрузка у генератора – меньше требуется момент на его валу. А значит, уменьшается момент сопротивления турбины, и увеличивается ее скорость (частота вращения).

М _в– М _с = Jd W/ dt (2.6)

Для поддержания частоты напряжения на заданном уровне при уменьшении нагрузки следует уменьшить частоту вращения. Это производится механическим способом за счет уменьшения приводного момента турбины, что достигается уменьшением расхода протекающего через турбину пара путём воздействия на регулирующие клапаны турбины.

 

Коэффициент мощности

Коэффициент мощности является важным показателем электромеханических преобразователей (и систем) переменного тока.

Коэффициент мощности определяет соотношение между активной мощностью (Р, кВт) и полной мощностью (S, кВА) и отличается от 1 тем больше, чем больше реактивная мощность Q. Если в машине действуют синусоидальные токи и напряжения (а в турбогенераторе так и есть), то коэффициент мощности выражается через cos φ: (2.7) Угол φ - угол между векторами напряжения и тока, т.е. сдвиг по фазе между синусоидальными сигналами напряжения и тока. Если напряжение и ток не синусоидальные, то в них выделяют первую гармоническую составляющую и ведут речь об угле между векторами первой гармоники напряжения и тока φ1 и о соответствующем косинусе угла cos φ1. Реактивная мощность Q - мощность, которую источник переменного тока в течение части периода отдаёт во внешнюю цепь, обладающую реактивным сопротивлением, а в течение следующей части периода получает её обратно. Обмен реактивной мощностью происходит так: четверть периода в одну сторону, четверть периода – обратно, четверть периода – в первоначальную сторону, четверть периода – обратно и т.д. Среднее значение реактивной мощности за период равно нулю. В расчетах оперируют средним значением реактивной мощности за четверть периода. Угол отсчитывается от вектора тока к вектору напряжения. Положительным направлением отсчета углов является направление вращения векторов (против часовой стрелки). Если ток отстает от напряжения, то φ>0 и наоборот. Говорят, что если машина работает при φ<0, то она отдает реактивную мощность в сеть (реактивная мощность Q= UI sinj <0), а при φ>0 – машина потребляет реактивную мощность из сети (реактивная мощность Q= UI sinj >0).

Чем меньше коэффициент мощности, тем больше реактивная мощность, передача которой вызывает дополнительные потери в сети [10].

Для ТГ малой мощности (до 100 МВт), которые располагаются, как правило, ближе к потребителям cos φ = 0,8; для ТГ средней мощности (от 100 до 500 МВт) – 0,85; для ТГ большой мощности – 0,9 [10].

 

Требования к окружающей среде

Окружающая среда - не взрывоопасная, не содержащая агрессивных паров и газов в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию, не насыщенная водяными парами и токопроводящей пылью. Концентрация пыли не должна превышать 10 мг/м³ [4].

 

Показатели надежности

Наработка на отказ (прогнозируемое время работы с начала эксплуатации до первого отказа) – 22000 ч (при мощности до 350 МВт); 18000 ч (при мощности выше 350 МВт) [4].

Ресурс между капитальными ремонтами 8 лет (при мощности до 350 МВт) и 5 лет (при мощности свыше 350 МВт) [4].

Срок службы турбогенераторов 40 лет [4].

 

КПД турбогенераторов

Являясь сверхмощными электрическими машинами, турбогенераторы обладают высоким КПД, близким к 1. И тем ближе, чем выше мощность.

КПД электрических машин зависит от номинальной мощности (чем выше номинальная мощность, тем выше КПД).

По ГОСТ 533-2000 КПД турбогенераторов должен иметь значение от 97% (у менее мощных турбогенераторов с воздушным охлаждением) до 98,8% (у турбогенераторов мощностью 1200 МВт).

Пример: КПД турбогенератора АЭС "Библис" (Германия) – 98,65 % [35].