Мощности - турбогенератор
Cтраница 2
В то же время намечается определенная дифференциация систем охлаждения в зависимости от мощности турбогенераторов. В машинах меньшей мощности в качестве охлаждающей среды для обмоток возбуждения по-прежнему используется водород повышенного давления. При этом статорные обмотки охлаждаются водой, начиная с мощности машин порядка 150 - 200 Мет. [16]
На рис. 7 - 3 представлена общая зависимость поминального напряжения и тока от мощности турбогенераторов. В практике возможны и отклонения до 30 - 50 % от приведенного. [17]
Если выбор расчетной нагрузки по технологическому пару ( максимально-часовой или средней за рабочее время) не предопределяет выбора типа и мощности турбогенераторов, то за расчетную нагрузку надо принимать максимально-часовую за сутки. [18]
 |
Расчетлы. 1 график электрической нагрузки. [19] |
Дальнейшее увеличение величины D4c за счет роста пропуска пара в конденсатор DK обычно оказывается нецелесообразным, так как связано с чрезмерным увеличением размеров турбины и мощности турбогенератора. [20]
Повышение плотности тока в обмотке ротора потребовало увеличения мощности, необходимой для возбуждения, которая составляет теперь 0 4 - 0 6 % и более от мощности турбогенератора. Так, например, у турбогенератора 200 Мет она составляет около 800 кет, а у турбогенератора 300 Мет - 1 400 кет. [21]
Если электрическая мощность турбогенераторов задана, а тепловое потребление на отопительные цели столь велико, что из отборов турбины нельзя обеспечить потребителей теплом для этой цели полностью, тогда целесообразно задаться кроме значений основных величин W и Dmn также величиной минимального пропуска пара через конденсатор DKMUH, зависящей от типа и мощности турбогенератора, и в результате расчета тепловой схемы определить возможную максимальную величину отопительной нагрузки Qom, удовлетворяемую паром из отбора турбины. Остальная величина отопительной нагрузки должна быть покрыта помимо отборов турбин. [22]
Основная изоляция роторов ( относительно корпуса) выполняется в виде гильз ( фиг. Толщина гильз в зависимости от мощности турбогенераторов лежит в пределах 1 0 - 1 35 мм. Для повышения надежности основной изоляции в месте выхода из паза концы гильз усиливаются дополнительной миканитовой коробки длиной 90 - 100 мм и толщиной 0 35 - 0 5 мм. С целью повышения механической прочности гильз предохранения миканита от выветривания ( в каналах) гильзы армируются снаружи белой жестью толщиной 0 35 или 0 5 мм. [23]
Наиболее просты по конструкции, надежны в эксплуатации и имеют наименьшую массу струйные стартеры. Они представляют собой свободную турбину, приводимую во вращение сжатым воздухом, подаваемым от небольшого по мощности турбогенератора. На рис. 5.4.1 показана схема запуска ТВД со свободной турбиной. При помощи стартера ( этап I) осуществляется раскрутка компрессора с турбиной двигателя до заданной частоты вращения вала. [24]
Масса электрической машины возрастает с уменьшением частоты ее вращения. Гидрогенераторы имеют частоту вращения примерно в 6 - 60 раз меньшую, чем турбогенераторы. Из-за более низких частот вращения гидроагрегатов общие массы гидрогенераторов достигают 1 5 - 2 тыс. т и в несколько раз превышают массы аналогичных по мощности турбогенераторов, делая невозможным применение горизонтального расположения валов с более простыми подшипниками скольжения. [25]
Успехи в области турбогенераторостроения сказались весьма отчетливо уже в первом десятилетии XX в. Так, если в 1904 - 1906 гг. максимальная мощность отдельных турбогенераторов составляла 1250 кВт при 3000 об / мин и 6300 кВт при 1000 об / мин, то в 1913 г. она соответственно возросла до 6250 - 29 500 кВт [ 37, с. Показателем качественного изменения турбогенераторов могут служить данные о снижении их веса на единицу мощности: турбогенератор мощностью 5000 кВт, построенный в США фирмой General Electric в начале XX в. Значительное снижение веса сопровождалось повышением надежности и экономичности машин, что было достигнуто использованием более высококачественных конструкционных магнитных и изоляционных материалов, совершенствованием технологии изготовления деталей и разработкой более эффективных способов охлаждения обмоток ротора и статора. Первое предложение о непосредственном охлаждении обмоток относилось к 1909 г. Все это вместе взятое позволило увеличивать мощности турбогенераторов. [26]
В этом случае исчезновение реакции якоря сопровождается значительным повышением напряжения на выводах генератора, а следовательно, и блочного трансформатора. Согласно ГОСТ 11677 - 75, для масляных трансформаторов напряжением 110 кВ и выше допускается кратковременное повышение напряжения значением 1.3 от номинального в течение 20 с. Повторяемость таких перенапряжений не должна превосходить двух раз в год. Поэтому система возбуждения должна ограничивать уровень перенапряжений до 1.3. Здесь важно, чтобы его длительность была значительно меньше 20 с. Расчеты, выполненные во ВНИИэлек-тромаше В. М. Севериным для сверхпроводникового турбогенератора мощностью 1200 МВт по его расчетным данным, показали, что для снижения перенапряжений в течение 5 с при отключении нагрузки требуется мощность системы возбуждения, равная 0.2 - - 0.22 % от мощности турбогенератора. Следует заметить, что при такой длительности демпфирующее действие экранов ротора на изменение магнитного потока имеет сравнительно небольшое влияние. Однако при меньших временах рассматриваемого режима влияние экранов увеличивается, в результате чего требуется большая мощность возбуждения. В случае увеличения допустимой длительности мощность возбуждения, наоборот, уменьшается. [27]
Страницы: 1 2