Справочник по проектированию электрических сетей

Асинхронизированные турбогенераторы обладают возможностью обеспечивать устойчивую работу с глубоким потреблением и большим диапазоном регулирования реактивной мощности. Применение асинхронизированных турбогенераторов основывается на тех же принципах, что и при выборе средств компенсации реактивной мощности других видов. Основные технические данные выпускаемых и разрабатываемых асинхронизированных турбогенераторов приведены в табл. 5.2.

Гидрогенераторы выполняются преимущественно с вертикальной осью вращения. Турбина располагается под гидрогенератором, и ее вал, несущий рабочее колесо, сопрягается с валом генератора с помощью фланцевого соединения. Так как частота вращения мала, а число полюсов велико, ротор генератора выполняется с большим диаметром и сравнительно малой активной длиной. Относительно небольшая частота вращения (60-600 об /мин в зависимости от напора воды) определяет большие размеры (до 20 м в диаметре) и массы (до 1500 т) активных и конструктивных частей гидрогенераторов. Как правило, гидрогенераторы выполняются с вертикальным расположением вала. Исключение составляют гидрогенераторы с большой частотой вращения и капсульные гидрогенераторы, которые выполняются горизонтальными. Основные технические данные гидрогенераторов мощностью 50 МВт и более приведены в табл. 5.3.

Данные о мощности генераторов соответствуют их номинальному режиму работы. В часы максимума реактивной нагрузки иногда требуется работа генератора с пониженным cos . Длительная работа турбогенератора в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением допускается только при токе возбуждения не выше номинального. У генераторов с непосредственным охлаждением, как правило, cos  = 0,95-0,96. При повышении cos  до 1,0 длительно могут работать только генераторы с косвенным охлаждением. Максимальная реактивная нагрузка генератора при работе в режиме синхронного генератора с недовозбуждением определяется на основании тепловых испытаний и может быть оценена (для агрегатов 200 и 300 МВт) по рис. 5.1.

Полная мощность гидрогенератора, как правило, не зависит от cos и равна номинальной, если гидрогенератор приспособлен для работы в режиме синхронного компенсатора (режим работы определяется при выполнении проекта ГЭС).

В аварийных режимах допускается перегрузка генератора по токам статора и ротора согласно техническим условиям. Если в технических условиях соответствующие указания отсутствуют, кратковременные перегрузки по току статора принимаются по табл. 5.4. Данные по допустимой перегрузке по току ротора генераторов с непосредственным охлаждением приведены в табл. 5.5. Допустимая перегрузка генераторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора.

Моменты инерции некоторых паровых турбин имеют следующие значения:

Моменты инерции гидротурбин составляют примерно 10 % момента инерции присоединенных к ним гидрогенераторов.

Таблица 5.1

Окончание табл. 5.1

Таблица 5.2

Таблица 5.3

Окончание табл. 5.3

Таблица 5.4

Таблица 5.5

5.1.2. Дизельные и газотурбинные электростанции. Парогазовые установки

По состоянию на начало 2010 г. в малой энергетике страны свыше 95 % действующих установок (единичной мощностью более 1 МВт) являются дизельными электростанциями (ДЭС). Широкое применение ДЭС определяется рядом их важных преимуществ перед другими типами электростанций:

высокий КПД (до 0,35—0,4) и, следовательно, малый удельный расход топлива (240–260 г/кВт ч);

быстрота пуска (единицы — десятки секунд), полная автоматизация всех технологических процессов, возможность длительной работы без технического обслуживания (до 250 ч и более);

малый удельный расход воды (или воздуха) для охлаждения двигателей;

компактность, простота вспомогательных систем и технологического процесса, позволяющие обходиться минимальным количеством обслуживающего персонала;

малая потребность в строительных объемах (1,5–2 м³/кВт), быстрота строительства здания станции и монтажа оборудования (степень заводской готовности 0,8–0,85);

возможность блочно-модульного исполнения электростанций, сводящая к минимуму строительные работы на месте применения.

Главными недостатками ДЭС являются высокая стоимость топлива и ограниченный по сравнению с электростанциями централизованных систем срок службы (ресурс).

Российская промышленность предлагает широкий выбор ДЭС во всем необходимом диапазоне мощностей и исполнений (табл. 5.6).

В последние годы получают все возрастающее использование ГТУ и газотурбинные электростанции (ГТЭС) малой мощности (2,5—25,0 МВт). ГТЭС характеризуются высокой заводской готовностью. В табл. 5.7 приведены основные технические характеристики ГТЭС, выпускаемых ЗАО «Искра-Энергетика» (г. Пермь).

Особенно эффективно использование ГТЭС для электроснабжения нефтяных и газовых месторождений.