Генераторы  и  синхронные  компенсаторы

1-1. Общие сведения, эксплуатационные параметры и особенности конструкции

Основным элементом электрической станции, непосредственно в котором про­исходит преобразование механической энергии первичного дви­гателя в электрическую энергию, является электрическая машина, получившая название гене­ратор.

В зависимости от вида преобразуемой энергии и, соответственно, приводного двигателя различают турбогенераторы (ТГ) с приводом от паровой или газовой турбины, гидрогенераторы (ГГ) с приводом от гидравлического колеса, бензо - (БГ) и дизельгенераторы (ДГ) с приводом от двигателя внутреннего сгорания (ДВС) и ветрогенераторы (ВГ) с приводом от рабочего колеса ветроустановки (ВУ).

Преимущественно в промышленном производстве электроэнергии переменного тока используются тепловые электростанции с синхронными трехфазными неявнополюсными турбогенераторами, у которых частота вращения п совместно с числом пар полюсов p определяет номинальную частоту f переменного тока

п = 60 f / p,                                                       (1-1)

где п - скорость вращения электромагнитного поля;

f - частота переменного тока;

p- число пар полюсов генератора.

Особенностью паровых или газовых турбин является их быстроход­ность, которая обусловлена тем, что с повы­шением частоты вра­щения возрастает экономичность рабо­ты паровых турбин. Стремление выбрать как можно большую частоту вращения турбогенера­торов обусловлено тем, что с ее повы­шением возрастает экономичность рабо­ты паровых турбин и уменьшаются га­бариты турбин и генераторов. Кроме того, чем выше частота вра­щения турбины, тем больше её к.п.д., по­этому естественно стремление повысить быстроходность турбогене­раторов. Ее предел, ограничивается принятой в России номинальной частотой сети f _ном = 50 Гц и минимальным числом пар полюсов р = 1, поэтому максимальная частота вращения турбогенераторов равна:

п = 60 · f / p = 60 · 50 / 1 = 3000 об/мин.

В США, Японии и некоторых других странах, где используется ча­стота сети 60 Гц, наибольшая частота вращения турбогенераторов с тем же минимальным числом пар полюсов  р = 1 составляет 3600 об/мин.

Но не всегда предельная частота вращения турбо­агрегата является оптимальной, она может быть и меньше 3000 об/мин. Поскольку число пар полюсов не может быть дробным, то следующая меньшая частота вращения - 1500 об/мин, она соответствует четырехполюсному исполнению генератора, когда р = 2. Но при р ≥ 2 конструкция ротора обычно имеет явнополюсное исполнение.

В частности, меньшая частота вращения вала турбины позволяет применить в выхлопных ступенях лопатки большей длины и увеличить тем самым предельную мощность турбины, ограниченную механиче­скими напряжениями в материале лопаток последних ступеней. Такая необходимость увеличения площади лопаток возникает в следующих случаях:

· при низких начальных параметрах пара (АЭС);

· при конструировании особо мощных турбин (1,2 ГВт и более), а также двухвальных турбин, которые позволяют построить турбоагрегат мощностью, не осуществимой в одновальном испол­нении на данном этапе развития турбостроения.

Двухвальные турбоагрегаты, имеющие широкое распространение в США, серийно в России не применяются из-за пониженного к.п.д. и сложности их эксплуатации по сравнению с одновальными.

В нормальном режиме работы синхронные гене­раторы характеризуются номинальными параметрами, основным из которых являются мощность генератора.

Номинальная полная мощность генератора определяется, как

S_н = Ö 3 U_н I _н,                                                                  (1-2)

номинальная активная мощность

P _н = Ö 3 U _н I _н cos φ                                                                 (1-3)

и номинальная реактивная мощность

Q _н = Ö 3 U _н I _н sin φ.                                                                (1-4)

Под номинальной активной мощностью понимают мощность, на которую рассчитан синхронный генератор и с которой он может длительно работать при нормальной работе системы охлаждения. Именно активная мощность характеризует способность генератора выполнять полезную работу, но это не означает, что реактивная мощность является бесполезной. Реактивная мощность требуется для создания электромагнитной индукции, без которой не может работать ни одна электрическая машина. 

Турбогенераторы выпускаются серийно в соответствии с ГОСТом, уста­навливающим следующий ряд фиксированных значений номинальных мощ-ностей в зависимости от значения коэффициента мощности cos φ _ном:

S _ном, MB.А: 3,125; 5,0; 7,5; 15,0; 40; 78,75; 125,0 при cos φ _ном = 0,8;

188,0; 235,0; 353,0; 588,2; 941,0 (cos φ = 0,85);

888,9; 1111,1; 1333,3 (cos φ _ном = 0,90).

Р _ном, МВт: 2,5; 4,0; 6,0; 12,0; 32; 63,0; 100,0; 160,0; 200,0; 300,0;

500,0; 800,0; 1000,0; 1200,0. 

Для гидрогенераторов стандарт­ная шкала номинальных мощностей не может быть установлена, так как они зависят от на­пора и расхода воды, а эти параметры отличаются большим раз­нообразием на различных гидроэлектростанциях. Поэтому для каждой ГЭС разрабатывается специальный проект гидрогенератора с определенным значением его номинальной мощности, зависящим от энергии конкретного водотока. Но ГОСТ определяет номинальный коэффициент мощности для гидрогенераторов:

- при мощности 125 MB.А и ниже он равен 0,8;

- при мощности от 125 до 360 MB.А. включительно - 0,85 и

- при мощности свыше 360 MB.А – со sφ =0,9.

Кроме значений номинальных мощностей ГОСТ регламентирует также эксплуатационные потери в синхронных генераторах. Так, в зависимости от номинального значения cos φ _ном к.п.д. генератора при номинальной мощ­ности 160÷500 МВт должен быть не ниже 98,6 %, а при номинальной мощ­ности 800÷1200  МВт — не ниже 98,65÷98,75 %.

Все другие параметры, приведённые в паспорте, характеризующие работу машины при номинальной мощности, также называются номинальными. К ним отно­сят:

- номинальное напряжение   на зажимах выходной обмотки U _ном;

- номинальный ток статора I _ном,

- номинальное напряжение U_{в. ном} и номинальный ток возбуждения I _{в. ном},

- номинальный реактивная мощность генератора Q_p.ном,

- номинальный коэффициент мощности cos φ _ном,

- к.п д. η _ном и другие величины.

Номинальным напряжением трехфазного синхронного гене­ратора является линейное напряжение статорной обмотки U _ном, значение которого выбирается по шкале, установленной государственным стандартом: 3,15; 6,3; 10,5; (13,8); (15,75); 18,0; 20,0; 21,0; 24,0 кВ.  Эти напряжения согласованы с напряжениями электроприемников с учётом потерь в электри­ческих сетях.

Номинальные реактивные мощности генераторов не регламентируются  ГОСТ, они определяются по значениям номинальной полной или актив­ной мощности согласно выражениям

Q_р  = S _н sin φ;                                                                      (1-4)

Q_р  = Р_н tg φ.                                                                       (1-5)

Турбогенераторы.

В качестве примера далее будут рассмотрены конструкция и эксплуатационные особенности турбогенератора ТВВ-1000-2У3, получившего широкое применение на атомных станциях в качестве базовой модели.

Общий вид турбогенератора ТВВ-1000-2У3 в разрезе приведен на рис. 1.1.

Конструктивно ТГ представляет собой горизонтальную неявнополюсную электри­ческую машину с двумя основными обмотками – одна из них создаёт поток магнитной индукции возбуждения и потому называется обмоткой возбуждения (ОВ), на зажимах второй обмотки под воздействием магнитного поля индуцируется электродвижущая сила (ЭДС).

Любая электрическая машина обратима, поэтому не важно, где и как расположены обмотки, но в генераторах электростанций обмотка возбуждения обычно находится на вращающемся цилинд­рическом роторе, а выходная обмотка на неподвиж­ном статоре.

В качестве магнитопровода в машинах небольшой мощности используется горячекатаная сталь, а в генераторах мощностью более 100 МВт - холоднокатаная элект­ротехническая сталь. Последняя имеет повышенную магнитную проницаемость и пониженные удельные потери. Приме­нение холоднокатаной стали позволяет также значительно уменьшить размеры сердечника и соответственно уменьшить расход меди для обмотки.

Конструктивное исполнение машины, прежде всего, зависит от необходимой частоты вращения, главным образом это сказывается на конструктивных особенностях ротора, он бывает двух основных видов, это явнополюсный (рис. 1.2, а). и неявнополюсный типы (рис. 1.2, б).

            а)                                        б)                                    в)

Рис. 1.2. Конструктивное исполнение неявнополюсного (а) и явнополюсного (б) ротора синхронного гене­ратора

В первом случае, ротор имеет два или более явно выраженных полюса, он рассчитан на работу при относительно небольших скоростях вращения и применяется для конструкций синхронных гидрогенераторов. Стержни (катушки), выполняют функцию обмоток возбуждения, они одеваются на полюсные наконечники и крепятся в пазах сердечника с помощью клиньев из немагнитного изоляционного материала. В полюсных наконечниках могут располагаться также стержни обмотки, предназначенной для пуска, они выполняются из латуни, для которой характерно высокое удельное сопротивление. Сердечник изготавливается из электротехнической стали.

Несмотря на то, что явнополюсный ротор проще в изготовлении, обслуживании и ремонте, использование явнополюсного ротора в высокоскоростных машинах практически невозможно в связи с трудностью крепления полюсов и обмоток возбуждения при небольшом количестве пар полюсов. В материале ротора ввиду большой частоты вращения воз­никают значительные механические на­пряжения и в машинах большой мощности, и соответствующего этому диаметра бочки ротора, скорость на окружности ротора настолько велика, что из соображений механической прочности и лучшего размещения и укрепления обмотки возбуждения (обмотки ротора) ее приходится распределять по поверхности ротора, т.е. выполнять машину как неявнополюсную (рис. 1.2, б).

Неявнополюсный ротор (рис. 1.3) рассчитан на работу при больших скоростях вращения и применяется для конструкций синхронных турбогенераторов большой мощности. Магнитопровод неявнополюсного ротора изготавливается из единой поковки и выполняется, как единое целое с валом машины. Массив­ная бочка ротора и металлические клинья, закрывающие обмотку возбуж­дения в пазах, в турбогенераторах выполняют роль успокоительной обмотки. Для повышенной термической стойкости в пазах осуществляется формирование обмотки из медных с серебряной присадкой проводников.

Рис. 1.3. Внешний вид ротора турбо­генератора

Из цельной поковки углеродистой стали изготовляют неявнополюсные роторы турбогенераторов ма­лой мощности, а роторы крупных турбогенераторов - из высоколеги­рованной хромо-никелевой или хромо-никель-молиб-деновой стали, обладающей высокими механическими (и магнитными) свой­ствами.

Именно таков ротор генератора ТВВ-1000-2У3.

На поверхности бочки ротора фрезеруются пазы, в которые укладывают обмотку возбуждения. Пазы закрывают клиньями (рис. 1.4) из высокопрочных, немагнитных (для уменьшения потока рассеяния ротора) материалов: немаг­нитной стали, бронзы, дюралюминия.

а — паз статора при косвенном охлаждении; б — паз статора при непосредственном охлаждении; в — паз ротора при косвенном охлаждении; г — паз ротора при непосредственном охлаждении

Рис. 1.4. Схематический разрез пазов турбо­генератора

Для обмотки ротора небольших турбогенераторов используется электролитическую медь, а крупных турбогенераторов - медь с при­садкой серебра (0,03÷0,1%), так как в чистой меди под действием больших центробежных сил и термических напря­жений, возникающих при повышенных нагревах, частых пусках и остановах, появляются остаточные деформации, которые могут привести к разрушению обмотки.

Стержни обмотки ротора на­бирают из отдельных проводников. В турбогенераторах с поверхностным ох­лаждением обмотки ротора проводники имеют сплошное сечение (рис. 1.4, в), а при непосредственном охлаждении обмотки ротора водородом или водой применяют проводники профильных се­чений (рис. 1.4, г); такие проводники образуют вентиляционные каналы, по которым циркулирует охлаждающая среда. Для изоляции обмотки ротора применяют миканит, а в последнее вре­мя и материалы с повышенными механическими и термическими свойствами - стекло, термореактивные лаки эпоксидные смолы.

В генераторах с щеточным аппаратом обмотка ротора с помощью токопровода соединяется с контактными кольцами из износоутойчивой стали. В крупных машинах в ввиду больших токов возбуждения и необходимости размещения больше количества щеток применяются сдвоенные кольца со специальным воздушным охлаждением, а для уменьшения потерь на трение - кольца с уменьшенным диаметром.

В машинах с бесщеточной системой возбуждения кольца отсутствуют. Постоянный ток подается в обмотку возбуждения от возбудителя по токопроводу в полости вала генератора

Лобовые части обмотки ротора удержи­ваются от смещения бандажными коль­цами (каппами). В последних возникают еще большие механические напряжения, чем в теле ротора, так как диаметр бандажного кольца больше диаметра ротора.

Рис. 1.5. Бандажное коль­цо (каппа).

Кроме того, в бандажных кольцах возни­кают вихревые токи, которые могут создать опасные нагревы. В связи с этим у крупных турбогенераторов бандажные кольца выполняют из немагнитной вы­сокопрочной (аустенитной) стали или титана.

Вследствие значительной ча­стоты вращения диаметр ротора ограничивается 1,1÷1,2 м при 3000 об/мин по соображениям механи­ческой прочности. Длина бочки ротора также имеет предельное значение, равное 6÷6,5 м по условиям допустимого статического прогиба вала и получения приемлемых вибрационных характеристик.

В активной части ротора, но которой проходит основной магнитный поток, фрезеруются пазы, заполняемые катушками обмотки возбуждения. Лобовая часть обмотки, не ле­жащая в пазах, предохраняется от смещения под действием центробежных сил с помощью бандажа. Место посадки бандажных колец на ротор защищено изоляцией, которая препятствует замыканию через бандаж токов, возникающих в бочке ротора при несимметричных и асинхронных режи­мах работы генератора.

По обеим сторонам ротора на его валу устанавливаются вентиляторы (чаще всего пропеллерного типа), обеспечи­вающие направленную циркуляцию охлаждающего газа в машине.

Ротор турбогенератора устанавли­вается на двух подшипниках скольжения, которые имеют принудительную смазку маслом под давлением от масляной системы турбины.

1 – корпус генератора, 2 – фланец вала ротора (полость токопровода закрыта). 3 – вентилятор, 4 – лобовая часть обмотки ротора, 5 – лобовая часть обмотки статора, 6 – фторопластовые шланги водяной системы охлаждения обмотки статора.

Рис. 1.6. Торец генератора ТВВ-1000-2У3 со снятым щитом.

Аналогичная обмотка «беличья клетка», которая имеет в своей конструкции катушки из меди, используется для демпфирования и выступает успокоителем, потому как способствует снижению неустойчивости ротора, появляющейся во время переходного режима.

Статор генератора является якорем машины и имеет многофазную обмотку, чаще всего, рассчитанную на три фазы. Он выступает в качестве индуктора и как неподвижная часть генератора, включает в себя сталь­ной корпус 1, сердечник и трёхфазную обмотку, присоединяемую к внешней сети при помощи 9 выводов.

Корпус изго­товляется сварным, с торцов он закрывается щитами с уплотнениями в ме­стах стыка с другими частями.

Сердечник статора собран из сегментов электротехнической стали, он стягивается с помощью немагнитных нажимных колец и стягивающих "ребер", на "ласточкином хвосте" которых крепятся сегменты пакетов активной стали.

Для демпфирования вибрации, возникающей при вращении несимметричного в магнитном отношении ротора генератора, и предотвращения поломок системы крепления сердечника к корпусу в районе крепления, в ребрах выполнены продольные прорези.

Обмотка статора - трехфазная, двухслойная, с укороченным шагом, стержневая, с транспозицией элементарных проводников. Транспозиция элементарных проводников стержня - это изменение их положения по высоте паза на длине активной стали, применяется для снижения потерь в проводниках, вызванных потоками рассеяния.

Обмотка каждой фазы состоит из двух параллельных ветвей. Схема соединения фаз обмотки статора – “ двойная звезда ”. При этом соединение “ звезда ” выполняют отдельно для каждой трехфазной ветви и обе нулевые точки соединяют между собой через трансформатор тока ТТ, используемый в схеме дифференциальной поперечной защиты генератора.

Рис. 1.7. Схема соединения обмоток статора - “двойная звезда”

Стержни обмотки статора состоят из элементарных медных проводников и уложены в 60 пазов сердечника статора. Для охлаждения обмотки статора дистиллятом часть элементарных проводников стержней выполнены полыми (см. рис. 1.4,б). Поскольку такие проводники из-за увеличенной высоты имеют повышенные потери от вихревых токов, то полые проводники чередуются со сплошными. При этом сплошные проводники охлаждаются несколько хуже за счет перепада температуры в изоляции и прокладках. У генератора ТВВ-1000-4У3 принято следующее соотношение полых и сплошных проводников в стержне: 1 полый и 2 сплошных.

Для охлаждения обмотки по полым проводникам проходит дистиллированная вода. На концах стержней припаяны медные наконечники для подвода воды к полым проводникам и электрического соединения стержней, которое осуществляется медными хомутами и клиньями с последующей пайкой.

Для подвода и слива дистиллята из обмотки статора имеются кольцевые коллекторы 7 (рис. 1.6), установленные на кронштейнах из изоляционного материала. Соединение коллекторов со стержнями обмотки осуществляется шлангами из фторопласта 6. Для выпуска газа в верхних точках коллекторов установлены дренажные трубки с краниками, которые должны быть постоянно открыты в период эксплуатации для непрерывного удаления газа, попавшего в обмотку. Охлаждающий дистиллят в обмотке проходит параллельно по всем стержням. Вход дистиллята осуществляется со стороны возбудителя. Слив - со стороны турбины.

Лобовые части обмотки статора 5 - корзиночного типа закреплены с помощью шнура, стеклоткани, массивных стеклотекстолитовых кронштейнов и колец, стянутых шпильками. Для обеспечения монолитности лобовых частей применены формующиеся материалы и клеи с последующим запеканием.

У турбогенераторов типов ТГВ-200 и ТГВ-300 используется водородное охлаждение и каждый стержень обмотки статора состоит из двух рядов элементарных проводников, транспонированных в пазовой части на 540°, между которыми размещены тонкостенные изолированные вентиляционные трубки из немагнитной стали (рис. 1.8, а).

Каждая соединяемая пара элементарных проводников пропаяна серебряным припоем, а концы вентиляционных трубок несколько выступают за головки, на которые надеты изолирующие и одновременно газонаправляющие колпаки из кремнийорганической резины. В соединительных шинах и выводах обмотки водород проходит по каналам, выполненным непосредственно в меди.

У турбогенератора типа ТГВ-200М с водяным охлаждением обмотки статора стержни выполнены сдвоенными по ширине паза (рис. 1.9, б) и состоят из чередующихся между собой полых и сплошных проводников с соотношением между ними 1: 3 для наружных слоев проводников и 1: 2 — для внутренних. Аналогично выполнены стержни турбогенераторов типа ТГВ-200-2М, ТГВ-235-2МУЗ, ТГВ-320-2ПУЗ, ТГВ-250-2ПТЗ, ТГВ-215-2ПТЗ.

Генератор имеет три линейных вывода, расположенных внизу концевой части со стороны возбудителя, и шесть нулевых выводов, расположенных наверху той же концевой части (см. рис. 1.1, рис. 1. 9).

Вывод состоит из токоведущего стержня и фарфорового изолятора. Стержень имеет непосредственное водяное охлаждение дистиллятом, для чего он изготовлен из двух концентрически расположенных труб. Токоведущий стержень состоит из толстостенной медной трубы (1) с приваренными на концах контактными пластинами (2) и тонкостенной внут

ренней трубы (3), приваренной к первой с одного конца.

1 — элементарный проводник (сплошной); 2 — вентиляционная трубка (из немагнитной стали, изолированная); 3 — полый элементарный проводник; 4 — экран из алюминиевой фольги, служащий для выравнивания потенциала (под ним — асбестовая прокладка); 5 — изоляция стержня; 6 — изоляционная прокладка; 7 — прокладка из плоского и волнистого стеклотекстолита; 8 — клин, удерживающий стержень в пазу

Рис. 1.8.Сечение паза статора турбогенераторов серии ТГВ: а — ТГВ-200;

б — ТГВ-200М; в — ТГВ-500:

На нулевых выводах каждой ветви установлены трансформаторы тока, используемые в дифференциальных ирезервных защитах генератора и блока, а также в измерительных цепях

Для подвода и отвода дистиллята в стержне имеются специальные штуцеры (4), к которым присоединяются медные водосоединительные трубки – перемычки последовательного соединения по воде между выводами и шинами обмотки статора.

Фарфоровый изолятор (5) уплотнен по отношению к токоведущему стержню резиновыми кольцами. Для предотвращения доступа к выводам генератора, находящимся под напряжением, и защиты трансформаторов тока и других элементов от механических повреждений они закрыты кожухами из немагнитных материалов.

1 – наружная труба; 2 – контактные пластины; 3 – внутренняя труба; 4 – штуцеры; 5 – фарфоровый изолятор; 6 – выводная плита генератора

Рис. 1.9. Вывод проходной: 

Гидрогенераторы. В отличие от турбогенератора частота вращения гидрогенератора всегда определяется возможностями конкретного гидроузла и гидравлическими харак­теристиками турбины и принимается равной наи­более выгодной частоте вращения гидротурбины при за­данных значениях напора и расхода воды из условия ее наибольшей экономичности:

п_турб.  = п_б Н^5/4 / Ö Р                                                      (1-2)

где п_б - коэффициент быстроходности, зависящий от типа турбины, об/мин;

Н - напор, м;

Р - мощность турбины, МВт.

Как следует из формулы (1-2), частота вращения тем меньше, чем ниже напор и выше мощность гидроагрегата. Так как на различных гидроэлектро­станциях напоры и расходы воды отличаются большим разнообразием, то и гидрогенераторы имеют индивидуальное исполнение на частоту вращения от 50 до 750 об/мин.

Большая часть исполненных машин имеет частоту вращения в пределах от 50 до 600 об/мин, т.е. относится к тихоходным машинам.

Гидрогенераторы обычно имеют значительно меньшую скорость вращения, чем у турбогенераторов,, поэтому роторы с большим числом полюсов выполняются явнополюсными и преимуще­ственно с вертикальным расположением вала (рис. 1.10).

Сами полюсы роторов гидрогенераторов (рис. 1.10) принципиально ничем не отличаются от полюсов роторов других типов синхронных машин, и их сердечники могут выполняться как шихтованными, так и массивными.

1.10

В первом случае сердечник полюса собирается из шихтованных листов, обычно не лакируемых, толщиной от 0,5 до 2 мм (чем выше окружная скорость, тем больше толщина листа), стягиваемых шпильками и нажимными щеками, торцевая поверхность которых выполняется закругленной (с одним радиусом, если ширина сердечника менее 250 мм, и с двумя, если ширина более 250 мм).

У гидрогенераторов большие размеры и масса, а также большое число полюсов. Диаметры роторов мощных гидроагрегатов достигают 14÷16 м, а статоров - 20÷22 м. Для успокоения колебаний ротора, возникающих при резких изменениях на­грузки генератора служит демпферная обмотка из медных стержней, которая размещается на полюсах помимо об­мотки возбуждения.

В гидрогенераторах небольшой мощ­ности обмотку статора обычно выпол­няют катушечной, а в крупных гидро­генераторах применяют стержневую об­мотку, состоящую из отдельных элемен­тарных проводников, как и в турбоге­нераторах.

Ввиду большой разницы в частотах вращения гидрогенераторов и турбоге­нераторов существует принципиальное различие и в конструкции их роторов. Гидрогенераторы имеют явнополюсный ротор (рис. 1.11), который представ­ляет собой своеобразное колесо боль­шого диаметра, состоящее из внутрен­ней части - остова, насаживаемого с по­мощью втулки на вал, и наружной части - обода, собранного из штампо­ванных сегментов. На ободе распола­гают полюсы с обмоткой возбуждения. Чем меньше частота вращения гидроге­нератора, тем большее число полюсов и катушек необходимо разместить на ободе. Поэтому у тихоходных гидро­генераторов диаметры роторов значи­тельно больше, чем у быстроходных.

Увеличение мощности гидрогенератора при неизменной частоте вращения также приводит к увеличению его диаметра. При больших диаметрах ротора в ободе возникают значительные механические напряжения, особенно при угонной частоте вращения, которая превышает номинальную в 2÷ 3 раза и имеет место при сбросе нагрузки в случае отказа системы регулирования. Это может вызвать вибрацию и смещение центра масс ротора, поэтому большинство гидрогенерато­ров имеют демпферную (успокоительную) обмотку, кото­рую выполняют из медных или латун­ных стержней, уложенных в полузакры­тые пазы на наконечниках полюсов ­ ротора. Она способствует снижению вибрации ротора и равномерности его вращения.

Для устранения опасных смещений применяют горячую насадку обода на остов ротора.

Полюс ротора состоит из стального сердечника, собранного из отдельных пластин листовой стали или выполненного массивным из стальной поковки и катушки обмотки возбуждения, намотанной из неизолированных медных проводников прямоугольного сечения.

В крупных гидрогенераторах кроме про­водников сплошного сечения использую_, полые проводники с целью обеспечения непосредственного охлаждения ротора водой или воздухом. По торцам ротора стержни сое­диняют между собой медными или ла­тунными сегментами.

В качестве межвитковой изоляции обычно используют изоляцию класса В, а для изоляции катушки от сердечника - асбест и мика­фолий.

В крупных гидрогенераторах в качестве межвитковой изоляции приме­няют новые сорта термореактивной изоляции.

1 - остов;  

2 - обод ;  

3 - вал;  

4 - сегмент обода ;  

5 - полюс с катушкой обмотки возбуждения ;  

6 - токопровод, соединяющий обмотку возбуждения с контактными кольцами;  

7 - вентиляционный ра­диальный канал.

 

Рис. 1.12. Ротор гидрогенератора со спицевым остовом

 

Контактные кольца роторов гидро­генераторов выполняют из стали. В круп­ных гидрогенераторах каждое кольцо состоит из двух полуколец.

Поскольку число пар по­люсов гидрогенераторов всегда выражается целым числом, то частота враще­ния иногда оказывается дробной, например гидрогенераторы Иркутской ГЭС имеют частоту вращения 83,3 об/мин (р = 36), Саратовской ГЭС - 51,5 об/мин (р = 58), Красноярской ГЭС - 93,8 об/мин (р = 32) и т.п.

Синхронные генераторы малой мощности для сопряжения с дизелями или другими поршневыми двигателями изготовляются также многополюсными в широком диапазоне частот вращения (100—1500 об/мин).

Синхронные компенсаторы. Синхронный компенсатор (СК) представ­ляет собой ненагруженный синхронный двигатель, который в зависимости от значения тока возбуждения и его направ­ления способен вырабатывать (в режиме перевозбуждения), либо потреблять (в ре­жиме недовозбуждения) реактивную мощность. Возможность работы с положительным и отрицательным возбуждением является особенностью синхронных компенсаторов.

Синхронные компенсаторы обычно выполняются с явнополюсным ротором (рис. 1.12), поэтому они конструктивно они похожи на гидрогенераторы, только у всех синхронных компенсаторов вал ротора расположен горизонтально. При таком исполнении удается уменьшить массу, размеры и стоимость компенсатора; упрощаются его монтаж и ремонт; фундамент оказывается проще и дешевле.

Рис. 1.12. Синхронный компенсатор серии КСВ

 

С целью повышения устойчивости параллельной работы синхронных компенсаторов их выполняют со значительным моментом инерции. Поэтому валы синхронных компенсаторов, несмотря на малый вращающий момент из-за отсутствия нагрузки на валу, имеют значительные размеры. Для повышения механи­ческой прочности валы выполняют ко­ваными.

В настоящее время отечественная промышленность изготовляет синхрон­ные компенсаторы с номинальными мощностями (при опе­режающем токе): 10, 16, 25, 32, 50, 100, 160, 320 MB -А. Синхронные компенсаторы на частоту вращения 750 и 1000 об/мин выполняются в явнополюсном исполнении, поэтому  имеют мень­шую стоимость и меньшие потери энергии, чем в неявнополюсном исполне­нии, поэтому последние не нашли широ­кого применения.

Для облегчения пуска явнополюсного синхронного компенса­тора его выполняют с пусковой обмот­кой, которая состоит из стержней, изготовленных из сплавов с повышен­ным активным сопротивлением - лату­ни, алюминиевой бронзы и других, позволяющих получить достаточно большой пусковой момент.

Стержни уложены в полузакрытые пазы на полюсах ротора (рис. 20.10, б). На торцах полюсов стержни замыкаются на­коротко медными или латунными сег­ментами, а сегменты соседних полюсов объединяются электрически в общие короткозамыкающие кольца. Сечение стержней и сегментов выбирают, исходя из значений пусковых токов и длитель­ности пуска.

При работе синхронного компенса­тора в режиме потребления реактивной мощности имеет место более глубокое проникновение потоков рассеяния лобо­вых частей обмотки статора в торцевую зону сердечника статора. Это увеличи­вает потери мощности и соответственно нагрев не только торцевой зоны сердеч­ника статора, но и нажимных плит, кронштейнов, бандажных колец и др. Поэтому у синхронных компенсаторов, которые рассчитаны на потребление реактивной мощности более 50 % номи­нальной, нажимные плиты, кронштейны, бандажные кольца и другие конструктив­ные элементы выполняют из немагнит­ных материалов.