Турбогенератор принцип работы. Паротурбинные установки тепловых электростанций (ТЭС)

Ротора в статоре . Поле ротора, которое создается током постоянного напряжения, протекающего в медной обмотке ротора, приводит к возникновению трёхфазного переменного напряжения и тока в обмотках статора. Напряжение и ток на статоре тем больше, чем сильнее поле ротора, т.е. больше ток протекающий в обмотках ротора. Напряжение и ток в обмотках ротора создает тиристорная система возбуждения или возбудитель - небольшой генератор на валу турбогенератора. Турбогенераторы имеют цилиндрический ротор установленный на двух подшипниках скольжения , в упрощенном виде напоминает увеличенный генератор легкового автомобиля. Выпускаются 2-х полюсные (3000 об/мин), 4-х полюсные (1500 об/мин как на Балаковской АЭС), следовательно, имеют высокие частоты вращения и проблемы с этим связанные. По способам охлаждения обмоток турбогенератора различают: с водяным охлаждением (три воды), с воздушным и водородным (чаще применяются на АЭС). По качеству, надежности и долговечности производимых турбогенераторов - Россия занимает передовые позиции в мире.

История

Один из основателей компании «ABB » Чарльз Браун построил первый турбогенератор в 1901 году . Это был 6-ти полюсный генератор мощностью 100 кВА .

Появление во второй половине XIX века мощных паровых турбин привело к тому, что потребовались высокоскоростные турбогенераторы. Первое поколение этих машин имело стационарную магнитную систему и вращающуюся обмотку. Но данная конструкция имеет целый ряд ограничений, одно из них - небольшая мощность. Кроме этого, ротор явнополюсного генератора не способен выдерживать большие центробежные усилия.

Основным вкладом Чарльза Брауна в создание турбогенератора было изобретение ротора, в котором его обмотка (обмотка возбуждения) укладывается в пазы, которые получаются в результате механической обработки поковки. Вторым вкладом Чарльза Брауна в создание турбогенератора была разработка в 1898 году ламинированного цилиндрического ротора. И, в конечном итоге, в 1901 году он построил первый турбогенератор. Данная конструкция используется в производстве турбогенераторов по сей день.

Типы турбогенераторов

В зависимости от системы охлаждения турбогенераторы подразделяются на несколько типов: с воздушным, масляным, водородным и водяным охлаждением. Также существуют комбинированные типы, например, генераторы с водородно-водяным охлаждением.

Также существуют специальные турбогенераторы, к примеру, локомотивные, служащие для питания цепей освещения и радиостанции паровоза . В авиации турбогенераторы служат дополнительными бортовыми источниками электроэнергии. Например, турбогенератор ТГ-60 работает на отбираемом от компрессора авиадвигателя сжатом воздухе, обеспечивая привод генератора трёхфазного переменного тока 208 вольт, 400 герц, номинальной мощностью 60 кВ*А.

Конструкция турбогенератора

Генератор состоит из двух ключевых компонентов - статора и ротора. Но каждый из них содержит большое число систем и элементов. Ротор - вращающийся компонент генератора и на него воздействуют динамические механические нагрузки, а также электромагнитные и термические. Статор - стационарный компонент турбогенератора, но он также подвержен воздействию существенных динамических нагрузок - вибрационных и крутящих, а также электромагнитных, термических и высоковольтных.

Возбуждение ротора генератора

Первоначальный (возбуждающий) постоянный ток ротора генератора подается на него с возбудителя генератора. Обычно возбудитель соосно соединен упругой муфтой с валом генератора и является продолжением системы турбина-генератор-возбудитель. Хотя на крупных электрических станциях предусмотрено и резервное возбуждение ротора генератора. Такое возбуждение происходит от не соединенного с ротором генератора возбудителя. Такие возбудители переменного тока приводятся в действие своим электродвигателем переменного трехфазного тока и включены как резерв в схему сразу нескольких турбоустановок. С возбудителя постоянный ток подается в ротор генератора через щетки и контактные кольца! Появляется основной магнитный поток и при подключении нагрузки в генераторе будет наводиться ЭДС(~I)

Литература

• Вольдек А. И. Электрические машины. Энергия. Л. 1978
• Operation and Maintenance of Large Turbo Generators, by Geoff Klempner and Isidor Kerszenbaum, ISBN 0-471-61447-5 , 2004

Примечания

Wikimedia Foundation . 2010 .

Синонимы :

• Турбаза «Волчья»
• Турболет

Смотреть что такое "Турбогенератор" в других словарях:

турбогенератор - турбогенератор … Орфографический словарь-справочник

ТУРБОГЕНЕРАТОР - синхронный генератор трехфазного тока с приводом от паровой или газовой турбины, частота вращения 1500 или 3000 об/мин. Мощность до 1200 МВт … Большой Энциклопедический словарь

ТУРБОГЕНЕРАТОР - ТУРБОГЕНЕРАТОР, турбогенератора, муж. (см. турбина и генератор) (тех.). Агрегат из электрического генератора и турбины, установленной с ним на одном валу. Толковый словарь Ушакова. Д.Н. Ушаков. 1935 1940 … Толковый словарь Ушакова

ТУРБОГЕНЕРАТОР - ТУРБОГЕНЕРАТОР, а, муж. Электрический генератор, приводимый в действие паровой или газовой турбиной. | прил. турбогенераторный, ая, ое. Толковый словарь Ожегова. С.И. Ожегов, Н.Ю. Шведова. 1949 1992 … Толковый словарь Ожегова

турбогенератор - сущ., кол во синонимов: 7 газотурбогенератор (1) гидротурбогенератор (2) … Словарь синонимов

Турбогенератор - ТГ Turbogenerator генератор электрического тока с приводом от газовой или паровой турбины. Термины атомной энергетики. Концерн Росэнергоатом, 2010 … Термины атомной энергетики

турбогенератор - Синхронный генератор, приводимый во вращение от паровой или газовой турбины. [ГОСТ 27471 87] Тематики машины электрические вращающиеся в целом … Справочник технического переводчика

Электрической энергии, приводимый во вращение паровой или газовой турбиной. Обычно это синхронный генератор, непосредственно соединенный с турбиной тепловой электростанции (ТЭС). Так как турбины, используемые на ТЭС, работающих на органическом топливе, имеют наилучшие технико-экономические показатели при больших частотах вращения, то турбогенераторы, находящиеся на одном валу с турбинами, должны быть быстроходными (частота вращения 1500 или 3000 об/мин).

Турбогенератор является электрической машиной горизонтального исполнения. Ее обмотка возбуждения расположена на роторе с неявно выраженными полюсами, трехфазная рабочая обмотка - на статоре. Ротор, испытывающий сильные механические напряжения, выполняют из целых поковок высококачественных сталей. По условиям прочности линейная скорость точек ротора не должна превышать 170-190 м/с, что ограничивает его диаметр до 1, 2-1, 3 м. Относительно малый диаметр ротора обусловливает его сравнительно большую длину, которая, однако, ограничена допустимым прогибом вала и не превышает 7, 5-8, 5 м. На поверхности ротора профрезерованы продольные пазы, в которые укладывают витки обмотки возбуждения. Обмотку крепят клиньями, закрывающими пазы, и массивными бандажами из немагнитной стали, охватывающими лобовые (торцевые) части обмотки. Питается обмотка от возбудителя электрических машин.

Статор турбогенератора состоит из корпуса и сердечника с пазами для обмотки. Сердечник изготовляют из нескольких пакетов, набираемых из листов электротехнической стали толщиной 0, 35-0, 5 мм, покрытых слоем лака. Между отдельными пакетами оставляют вентиляционные каналы шириной 5-10 мм. В пазах обмотку крепят клиньями, а ее лобовые части укрепляют на специальных кольцах, расположенных в торцевой части статора. Сердечник помещают в стальной сварной корпус, закрываемый с торцов щитами.

Турбогенераторы атомных электростанций обладают особенностями, связанными с тем, что пар, вырабатываемый в ядерном реакторе, имеет относительно низкие параметры. Это позволяет выполнять ротор с диаметром до 1, 8 м. При этом размер поковки ротора ограничивается технологическими возможностями, максимальная масса поковки достигает 140-180 т. Турбогенераторы мощностью до 30 Мвт имеют замкнутую систему воздушного охлаждения; при мощности свыше 30 Мвт воздушную среду заменяют водородной с избыточным давлением около 5 кн/кв.м. Использование водорода в качестве теплоносителя позволяет увеличить съем тепла с охлаждаемых поверхностей, так как теплоемкость водорода в несколько раз превышает теплоемкость воздуха, и повысить мощность турбогенератора. Циркуляция теплоносителя обеспечивается вентиляторами, расположенными на одном валу с турбогенератором. Тепло снимается с поверхностей изолированных проводников и стальных сердечников. Нагревшийся теплоноситель поступает в специальный охладитель. При водородном охлаждении он встраивается в турбогенератор и вся система охлаждения герметизируется. Для интенсификации охлаждения при мощности турбогенератора свыше 150 Мвт давление водорода в системе повышают до 300-500 кн/кв.м, а при мощности свыше 300 Мвт используют внутреннее охлаждение проводников обмотки водородом или дистиллированной водой. При водородном охлаждении проводники обмотки делают с боковыми вырезами-каналами, а при водяном охлаждении применяют полые проводники. В крупных турбогенераторах охлаждение обычно комбинированное: например, обмотки статора и ротора охлаждаются водой, а сердечник статора - водородом. Повышение мощности турбогенератора приводит к снижению удельного расхода материалов и к снижению затрат на его изготовление в расчете на квт мощности.

Турбогенераторы являются основной в мире машиной, вырабатывающей электроэнергию пе­ременного тока. Впервые турбогенераторы трех­фазного тока с цилиндрическим ротором появи­лись в 1900-1901 гг. После этого шло их бы­строе развитие как по конструкции, так и по рос­ту единичных мощностей. Крупнейшие турбоге­нераторы в период 1900-1920 п. изготавлива­лись шестиполюсными из-за ограниченных воз­можностей металлургии по изготовлению поко­вок для роторов. В 1920 г. в США был изготовлен самый мощный для того времени

Рис. 6.2. Макет турбогенератора мощностью 1200 МВт с частотой вращения 3000 об/мин Костромской ГРЭС

турбогенератор мощностью 62.5 МВт, частотой вращения 1200 об/мин. Двухполюсные турбогенераторы выполнялись мощностью лишь до 5,0 МВт.

После 1920 г. основное развитие получили двух- и четырехполюсные турбогенераторы. Еди­ничные мощности этих машин быстро росли. Ве­дущими странами в области турбогенераторостроения были и остаются Англия, Германия, Россия, США, Франция, Швейцария, Япония.

Первый турбогенератор в нашей стране мощ­ностью 500 кВт был изготовлен в 1924 г. заводом «Электросила». В том же году были изготовлены еще два турбогенератора мощностью по 1500 кВт. Эти первые машины послужили основой для соз­дания в последующие годы серии турбогенерато­ров в диапазоне мощностей от 0,5 до 24 МВт при частоте вращения 3000 об/мин. За 1926 и 1927 гг. было сделано 29 таких турбогенераторов. Эти машины создавались под руководством выдаю­щегося инженера-организатора производства А.С. Шварца.

В начале 30-х годов на заводе «Электросила» была создана новая серия турбогенераторов с мощностями от 0,75 до 50 МВт. Существенное значение имело то, что при создании этой серии был широко использован опыт Западной Европы и США в турбогенераторостроении. По сравне­нию с предшествующей серией удалось снизить массу меди в обмотке статора на 30 %, а электро­технической стали на 10-15 %. При этом была уменьшена трудоемкость изготовления машин. Все электромагнитные, тепловые, вентиляцион­ные и механические расчеты были выполнены по новым расчетным методикам. Машины изго­товлялись из отечественных материалов. Уже к 1 января 1935 г. на отечественных тепловых электростанциях было смонтировано 12 таких турбогенераторов мощностью по 50 МВт.

На основе турбогенераторов последней се­рии были проведены разработки и началось изготовление быстроходных турбодвигателей мощностью от 1 до 12 МВт с частотой вращения 3000 об/мин для турбовоздуходувок и турбоком­прессоров.

Особое значение имеет цикл исследований и разработок, завершившихся изготовлением в 1937 г. самого мощного в мире турбогенерато­ра на 100 МВт с частотой вращения 3000 об/мин и косвенным воздушным охлаждением. Основ­ные трудности были связаны с ротором. Метал­лурги справились с созданием поковки больших размеров из высококачественной стали, а электромашиностроители -с ее механической обра­боткой- потребовавшей исключительно высокой точности.

Под руководством Р.А. Лютера и А.Е. Алек­сеева были выполнены расчеты и разработаны конструкции предвоенных серий турбогенераторов и отдельных машин.

В последующие годы возникла необходи­мость в освоении турбогенераторов большей мощности - 200 и 300, а в последующие годы 500, 800, 1000 и даже 1200 МВт при частоте вра­щения 3000 об/мин (рис. 6.2). Основные пробле­мы при создании турбогенераторов таких мощ­ностей создает ограничение диаметра ротора и расстояния между его опорами. В первом случае ограничение обусловлено механической проч­ностью, а во втором случае - вибрациями. В этих условиях увеличение мощностей достигает­ся за счет применения более интенсивных спо­собов охлаждения, позволяющих повысить плотность тока в обмотках. Сложность при этом состоит в необходимости не только сохранения, но и некоторого повышения КПД, а также умень­шения вибраций. Все это потребовало очень большого объема теоретических и эксперимен­тальных исследований, создания опытных ма­шин и строительства уникальных испыта­тельных стендов.

Исследования, разработки и производство мощных турбогенераторов проводились в СССР на трех заводах: «Электросила» (г. Ленинград), «Электротяжмаш» (г. Харьков) и «Сибэлектромаш» (г. Новосибирск). На каждом заводе созда­вались свои конструкции и технологические процессы.

На заводе «Электросила» впервые в мировой практике было предложено и освоено водород­ное охлаждение роторов с заборниками и де­флекторами, а также водяное охлаждение обмот­ки статора. Все работы проходили вначале под руководством главного инженера завода Д.В. Ефремова, главных конструкторов Е.Г. Ко­мара и Н.П. Иванова, а затем главного инженера Ю.В. Арошидзе, главного конструктора турбоге­нераторов Г.М. Хуторецкого и руководителя на­учно-технических и опытно-конструкторских работ завода Л.В. Куриловича. Водород является лучшим хладагентом по сравнению с воздухом. Использование водорода началось с турбогене­ратора мощностью 100 МВт и частотой враще­ния 3000 об/мин, который был изготовлен в 1946 г. Он имел косвенное водородное охлажде­ние для роторной и статорной обмоток. Вполне естественно, что система охлаждения сердечни­ка статора была в принципе такой же, как и при воздушном охлаждении. Потребовался переход от косвенного охлаждения обмоток к непосредственному. В катушках ротора выполнялись диа­гональные каналы, подача водорода в которые осуществлялась заборниками, а отвод - дефлек­торами. Заборники и дефлекторы - клинья для крепления обмотки с профильными отверстиями для прохождения газа. При увеличении мощно­стей требовалось повышение давления водоро­да. Таким образом, газ непосредственно сопри­касался с медью ротора. Стержни обмотки статора выполнялись из полых медных провод­ников, между которыми укладывались сплош­ные проводники. Вода, протекая по полым про­водникам, обеспечивала непосредственное охла­ждение статорной обмотки.

Для радикального снижения вибраций кор­пусов машин применялась эластичная связь между сердечником и корпусом. Это достига­лось с помощью продольных прорезей в ребрах прямоугольного сечения, на которых собирается сердечник.

Особые трудности возникли при создании турбогенератора мощностью 800 МВт. В связи е очень большими электродинамическими сила­ми и условиями работы, близкими к резонанс­ным, оказались неприемлемыми обычные спосо­бы крепления лобовых частей обмоток. Моно­литное крепление было достигнуто с помощью новых крепящих материалов: мягкого материа­ла, формирующегося при комнатной температу­ре, т.е. в процессе изготовления машины, и твер­деющего при повышенной температуре, а также самоусаживающихся лавсановых шнуров.

Под руководством А.Б. Шапиро и И.А. КадиОглы были разработаны оригинальные турбоге­нераторы с еще более интенсивным водяным ох­лаждением обмоток ротора и статора, сердечни­ка статора и некоторых конструктивных элемен­тов. Первый турбогенератор с полностью водя­ным охлаждением мощностью 63 МВт и часто­той вращения 3000 об/мин был введен в эксплуа­тацию в 1969 г. В дальнейшем были сделаны еще три таких машины. В 1980 г, был включен турбо­генератор мощностью 800 МВт и частотой вра­щения 3000 об/мин. В дальнейшем начали рабо­тать еще четыре машины. В их конструкции по­дача и слив воды осуществлялись помимо вала. Вода из неподвижной трубы поступает в зону фасонного кольца на роторе и удерживается в нем центробежными силами. Далее вода идет в нижние выводы катушек из прямоугольных проводов с отверстиями и под действием центро­бежных сил попадает в верхние выводы и слив­ное кольцо. Такая система называется самона­порной. Следует заметить, что во всем мире по­дача воды в обмотку ротора и ее отвод про­исходят через отверстия в валу, что делает кон­струкцию очень сложной и менее надежной. Преимуществом этого класса турбогенераторов является исключение водорода и заполнение корпуса воздухом при атмосферном давлении.

На заводе «Электротяжмаш» (г. Харьков) разработки и изготовление турбогенераторов мощностью 200, 300 и 500 МВт и частотой вра­щения 3000 об/мин проводились главным конст­руктором завода Л.Я. Станиславским, замести­телем главного конструктора В.С. Кильдишевым, главным инженером Н.Ф. Озерным и на­чальником производства И.Г. Гринченко. Мето­ды расчета турбогенераторов, особенно торце­вой зоны, были развиты заведующим отделом Института электродинамики Академии наук УССР И.М. Постниковым.

В машине мощностью 200 МВт ротор с водо­родным, а статор - с водяным охлаждением. В турбогенераторе мощностью 300 МВт исполь­зуется непосредственное водородное охлажде­ние как для роторной, так и для статорной обмо­ток. В роторе используется аксиально-радиаль­ная вентиляция. В стержне статорной обмотки прокладываются тонкостенные стальные труб­ки, по которым проходит газ- В турбогенерато­рах мощностью 500 МВт обмотки статора и ро­тора образованы из полых и сплошных провод­ников. Вода подается в обмотку ротора и отво­дится из нее через отверстия в валопроводе.

На заводе «Сибэлектротяжмаш» (г. Новоси­бирск) был освоен турбогенератор мощностью 500 МВт и частотой вращения 3000 об/мин с мас­ляным охлаждением обмотки статора и сердеч­ника и водяным охлаждением обмотки ротора. Внутрь расточки статора вводится и герметично закрепляется в щитах цилиндр из стеклоленты. Масло с одной стороны статора проходит в дру­гую через каналы в стержнях обмотки и через ак­сиальные отверстия в сердечнике. Вода к обмот­ке ротора поступает через валопровод. Напряже­ние статорной обмотки равно 35 кВ, что сущест­венно облегчает токоподводы от генератора к повышающему трансформатору.

В организацию производства, методы расче­та, технологические процессы и конструкции рассмотренных уникальных турбогенераторов решающий вклад внесли П.Е. Базунов, К.Ф. Потехин и К.И. Масленников.

Существенные работы были проведены на Лысьвенском турбогенераторном заводе (г. Лысьва, Пермской обл.) в области турбогенераторов средней мощности. Особенно высокую оценку получили синхронные двухполюсные двигатели мощностью 630-12 500 кВт, напря­жением 6 и 10 кВ. Они применяются в приводах нефтяных насосов магистральных нефтепрово­дов, нагнетателей магистральных газопроводов, воздуходувок доменных печей, газовых ком­прессоров химических производств и др. Их ос­воение было закончено в 1980 г.

По сравнению с предыдущей серией масса двигателей новой серии снижена в 1,5-2 раза, повышен КПД на 0,5-2 %, снижена трудоем­кость изготовления в 1,5 раза и увеличен объем выпуска в 3 раза без увеличения производствен­ных площадей. По своему техническому уровню двигатели превысили показатели лучших миро­вых образцов. Наиболее существенный вклад в расчеты и конструкции двигателей внесли Э.Ю. Флейман и В.П. Глазков, а в системы воз­буждения - С.И. Логинов.

Подводя итоги исторического развития тур­богенераторов в послевоенные годы, следует от­метить успехи научно-технической деятельно­сти коллективов нескольких заводов, в результа­те чего были созданы и освоены в производстве турбогенераторы различных конструкций. Одна­ко наличие различных конструкций усложняет проектирование и строительство электростан­ций, монтажные, наладочные и ремонтные рабо­ты, а также обеспечение запасными частями. По­этому в рамках одной страны становится жела­тельным выпуск машин единой конструкции, В зарубежной практике (Франция, Англия, Шве­ция, Швейцария) эта проблема решается путем объединения электротехнических фирм и спе­циализации производства. В нашей стране с це­лью создания единой унифицированной серии турбогенераторов для всех заводов была разра­ботана и выполнена обстоятельная программа исследований и разработок машин единой серии (научный руководитель И.А. Глебов, зам. науч­ного руководителя Я.Б. Данилевич, главный конструктор ГМ. Хуторецкий, главный технолог Ю.В. Петров). Требования к новой серии форму­лировались с участием специалистов стран-членов Совета экономической взаимопомощи. В основу серии были положены турбогенераторы с водоводородным охлаждением производства объединения «Электросила», поскольку их чис­ло было наибольшим и имелся положительный опыт их эксплуатации во всем диапазоне мощно­стей от 63 до 800 МВт при частоте вращения 3000 об/мин. Освоение турбогенераторов еди­ной унифицированной серии началось в 1990 г.

К наиболее крупным достижениям зарубеж­ных фирм в области турбогенераторов относят­ся следующие. Фирма «Альстом-атлантик» вы­пустила серию четырехполюсных турбогенера­торов мощностью 1600 МВ∙А для атомных электростанций; предельная мощность четы­рехполюсных турбогенераторов для атомных электростанций фирмы «Сименс» составляет около 1300 МВ ∙А. Фирма АВВ освоила выпуск турбогенераторов мощностью 1500 МВ ∙А, 1800 об/мин, 60 Гц и турбогенераторов мощно­стью 1230 МВ∙А, 3000 об/мин, 50 Гц. Амери­канские и японские фирмы выпускают турбо­генераторы наибольшей мощностью около 1100 МВ А- Все фирмы, за исключением «Си­менс», используют водородно-водяное охлаж­дение- Фирма «Сименс» применяет водяное ох­лаждение для обмоток не только статоров, но и роторов.

Необходимо обратить внимание на все уве­личивающийся выпуск турбогенераторов

Рис. 6.3. Общий вид ударного турбогенератора (инерционного накопителя энергии)

1,1,3 - подшипник, статор и вал ротора турбогенератора 200 МВт соответственно; 4,5.6 - подшипник, вал, кожух маховика соответственно ; 7 - асинхронный двигатель; 8 - фундаментные плоты

средних мощностей - до 250 МВт для тепловых электростанций с комбинированным циклом (две газовые турбины и одна паровая).

В последние годы началось использование парогазовых установок. Поскольку предельная мощность газовых турбин в настоящее время со­ставляет 150-200 МВт, то парогазовая система мощностью 450-600 МВт состоит из трех бло­ков: два с газовыми турбинами и один с паровой. Поскольку для таких блоков нужны турбогенера­торы сравнительно небольших мощностей (150-200 МВт), для упрощения их конструкции вернулись к воздушному охлаждению. Первый турбогенератор мощностью 150 МВт и частотой вращения 3000 об/мин с воздушным охлаждени­ем изготовлен для Северо-Западной ТЭЦ в 1996 г. в АО «Электросила».

К особому классу относятся ударные турбо­генераторы кратковременного действия. Они применяются для испытания выключателей, для экспериментальных установок термоядерного синтеза на базе токамаков, крупных плазмотронов, установок ускорения масс и др. Для экспериментального токамака со сверхсильным полем были разработаны и выполнены четыре двух­полюсных турбогенератора мощностью по 200 МВт (242 МВ А). Такие турбогенерато­ры созданы впервые в мировой практике (рис. 6.3). В них применяется косвенное воздуш­ное охлаждение. С целью снижения габаритов генераторы выполнены с повышенным насыще­нием магнитной цепи. На общем валу с генерато­ром находится инерционный накопитель, сде­ланный на основе ротора турбогенератора мощ­ностью 800 МВт. Запасенная энергия в генерато­ре равна 100, а в маховике - 800 МДж. Удельная энергоемкость ротора генератора составляет 5, а маховика - 10 Дж/г Длительность импульса равна 5 с. Во время выдачи накопленной энергии частота вращения уменьшается до 70 %. Таким образом, используется 50 % энергии. Удельная стоимость накопленной энергии получается наи­меньшей по сравнению со стоимостью энергии других видов накопителей. Количество энергии может быть доведено до 2500 МДж за счет ис­пользования более прочной стали и увеличения диаметра маховика. Пуск установки осуществ­ляется асинхронным двигателем с фазным рото­ром на валу агрегата или преобразователем час­тоты с питанием от сети. И.А. Глебовым, Э.Г. Кашарским и Ф.Г. Рутбергом разработаны методы расчета, выполнены технические прора­ботки различных вариантов и их сопоставление, обоснование турбогенераторного исполнения в отличие от гидрогенераторного, применяемого в зарубежной практике . Проект был выпол­нен Г.М. Хуторецким, а металлургические про­блемы решены А.М. Шкатовой.

Следует заметить, что в начале 20-х годов XX в. русские ученые М.П. Костенко и П.Л. Ка­пица сделали проект и осуществили первый ударный генератор для создания сильных маг­нитных полей.

В Томском политехническом институте под руководством и при непосредственном участии Г.А. Сипайлова была создана научная школа в области электромашинного генерирования им­пульсных мощностей в автономных режимах . Были проведены многочисленные исследования, разработаны методы расчета и создан ряд импульсных генераторов. К числу оригинальных решений относятся электрома­шинные генераторы с неявнополюсным шихто­ванным ротором и импульсной форсировкой возбуждения за счет намагничивания в несим­метричных режимах при последовательных ком­мутациях обмоток статора и ротора.

Принципиально новым направлением явля­ются сверхпроводниковые турбогенераторы, имеющие в 2 раза меньшую массу и потери. Вполне естественно, что вначале создавались опытные сверхпроводниковые машины неболь­шой мощности (синхронные, униполярные, по­стоянного тока) .

Во ВНИИэлектромаше были созданы сле­дующие сверхпроводниковые машины: коллек­торный двигатель постоянного тока мощностью 3 кВт, синхронный генератор мощностью

Рис. 6.4. Испытательный стенд со сверхпроводниковым турбогенератором мощностью 20 МВ∙А (в центре рисунка)

18 кВт, униполярный генератор с током 10 кА при напряжении 24 В и синхронный генератор мощностью 1200 кВт. Первые четыре машины были созданы под руководством и при непосред­ственном участии В.Г. Новицкого и В.Н, Шахтарина. В разработку и исполнение двигателя по­стоянного тока 3 кВт существенный вклад внес также Г.Г. Бортов. Синхронный генератор мощ­ностью 1200 кВт был разработан и выполнен под руководством В.В. Домбровского.

Первый генератор средней мощности (20 МП А) был создан во ВНИИэлектромаше в 1979г. (рис. 6.4) . Машина была подробно исследована и испытана на стенде института и при работе в Ленэнерго. Ротор име­ет обмотку из ниобий-титанового сплава. Она охлаждается жидким гелием (4,2 К), который по­ступает внутрь ротора через неподвижную труб­ку в центральном отверстии вала. Возврат гелия в газообразном состоянии происходит также через вал. Для защиты сверхпроводящей обмотки от теплопритока из внешней среды ротор имеет три цилиндра, пространство между которыми вакуумировано.

Научно-исследовательские и опытно-конст­рукторские работы во Всесоюзном научно-ис­следовательском институте электромеханики (ВНИИЭМ) завершились созданием ряда сверх­проводниковых машин. Первая машина имела мощность 600 Вт. Это был генератор со сверхпроводящей обмоткой возбуждения на ста­торе и трехфазной обмоткой на роторе. Следую­щей машиной был коллекторный электродвига­тель мощностью 25 кВт, а далее генератор пере­менного тока мощностью 100 кВт со сверхпроводящим индуктором, криодвигатель переменного тока 200 кВт с неподвижным криостатом, мо­дельные синхронные генераторы с вращающим­ся криостатом, уникальный синхронно-асин­хронный двигатель с передачей вращающего мо­мента без механических сочленений машин. Руководителем, организатором производства и со­исполнителем исследований и разработок был Н.Н. Шереметьевский. Основным разработчи­ком сверхпроводящих индукторов являлся А.С. Веселовский, а якорей - А.М. Рубенраут.

Создателем синхронного сверхпроводнико­вого неявнополюсного генератора мощностью 200 кВт на харьковском заводе «Электротяжмаш» был В.Г. Данько.

В Физико-техническом институте низких температур (ФТИНТ, г. Харьков) инициатором, организатором и научным руководителем всех работ в области использования явления сверх­проводимости был Б.И. Веркин. Сущест­венное значение для исследований, разработок и исполнения машин имели труды Ю.А. Кири­ченко, А.В. Погорелова и Г.В. Гаврилова.

Во ФТИНТ были созданы: криотурбогенератор мощностью 200 кВт с неподвижной обмоткой возбуждения и теплым вращающимся якорем, турбогенератор мощностью 2 и 3 МВт со сверх­проводниковыми роторами (совместно с объеди­нением «Электросила»). Последние две машины создавались с участием специалистов объедине­ния «Электросила» И.Ф. Филиппова и И.С. Жи­томирского. Большая работа проведена в облас­ти униполярных сверхпроводниковых машин: двигатель с якорем дискового типа мощностью 100 кВт, машина мощностью 150 кВт с цилинд­рическим ротором, а затем двигатели мощнос­тью 325 и 850 кВт.

Существенный вклад в теорию и методы рас­чета электрических машин с использованием яв­ления сверхпроводимости внесли ученые Мос­ковского авиационного института А.И. Бертинов, Б.Л. Алиевский, Л.К. Ковалев и др.

В генераторе 20 МВ А внешний цилиндр ротора имеет комнатную температуру, внутрен­ний - температуру жидкого гелия, а средний - 70 К. Обмотка образована рейстрековыми ка­тушками разной ширины и находится при вра­щении в гелиевой ванне, образованной внутрен­ним цилиндром и торцевыми частями. В связи с очень большой МДС отпадает необходимость в использовании для ротора стали. В этих услови­ях статор можно делать беспазовым. что увели­чивает количество меди и мощность приблизи­тельно в 2 раза. Для малой внешней магнитной индукции в статоре применяется ферромагнит­ный экран. Исследования, разработка методов расчета и технологических процессов, изготов­ление и испытания проводились под руково­дством и при непосредственном участии И.А. Глебова, Я.Б. Данилевича, А.А. Карьшова, Л.И. Чубраевой и В.Н. Шахтарина.

И.А. Глебов был научным руководителем, Я.Б. Дакилевич - главным конструктором, А.А. Карымов - автором новых методов меха­нических расчетов, Л.И. Чубраева - специали­стом, ответственным за изготовление статора и испытания сверхпроводникового турбогенера­тора в энергосистеме. В.Н. Шахтарин - специа­листом, ответственным за разработку и изготов­ление ротора. Поскольку низкие температуры получаются с помощью криогенной техники, то творческое участие в разработках и испыта­ниях генератора мощностью 20 МВ А специа­листов НИИ «Гелиймаш» И.П. Вишнева, А.И. Краузе имело очень важное значение.

И.П. Вишнев осуществил разработку и руко­водство работами по созданию устройств крио­генной техники, А.И. Краузе провел наладочные работы и испытания криогенных устройств. Осо­бое значение имело их участие в работах по оп­ределению минимальной длительности захолаживания ротора, допустимой по условиям меха­нической прочности его элементов.

Под руководством И.Ф. Филиппова как раз­работчика методов расчета теплофизических процессов и руководителя работ по созданию уникального криогенного стенда и Г.М. Хуторецкого как главного конструктора в объедине­нии «Электросила» был создан сверхпроводни­ковый турбогенератор мощностью 300 МВт, и частотой вращения 3000 об/мин. Статор и ротор прошли успешные испытания при температуре жидкого азота. Однако недостаточная газоплот­ность наружного цилиндра не позволила иметь нужный вакуум и выйти на расчетный режим с жидким гелием.

Сверхпроводниковые турбогенераторы от­носятся к будущему поколению турбогене­раторов. Работы в этом направлении ведутся в ряде стран.

США, государства Западной Европы и Япо­ния имеют существенные успехи в области ис­следований и разработок сверхпроводниковых электрических машин. Наибольших успехов в области сверхпроводниковых турбогенераторов достигли Япония и США. В ФРГ были созданы основные элементы сверхпроводникового тур­богенератора мощностью 800 МВ А. В Японии имеется национальная программа с конечной за­дачей завоевания мирового рынка в области турбогенераторостроения на основе использования явления сверхпроводимости. В настоящее время в Японии в стадии изготовления находятся три сверхпроводниковых турбогенератора мощно­стью по 70 МВ А каждый. К наибольшим дос­тижениям в области униполярных сверхпровод­никовых машин относятся результаты работы английской фирмы IRD (униполярный двигатель мощностью 2,42 МВт).

Проведенный выше обзор в области сверх­проводниковых машин, и в первую очередь тур­богенераторов, показывает, что наша страна на­ходится на передовых позициях в мире.

Лекция 9

Электрическая часть электростанций

Электрическая станция представляет собой промышленное предприятие, на котором производится электрическая, а в некоторых случаях и тепловая энергия на основе преобразования первичных энергоресурсов.
В зависимости от вида природных источников энергии (твердое топливо, жидкое, газообразное, ядерное, водяная энергия) станции подразделяются на тепловые (ТЭС), гидравлические (ГЭС), атомные (АЭС). Станции, на которых одновременно с электрической вырабатывается и тепловая энергия, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Независимо от типа электростанции ее электрическую часть составляют электрогенераторы – устройства для преобразования первичной энергии (чаще всего механической) в электрическую, а также другие аппараты для преобразования и управления потоком электрической энергии: трансформаторы, выключатели, разъединители.

Электрогенераторы

Для выработки электроэнергии на современных электрических станциях применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока. Различают турбогенераторы (ТГ) (первичный двигатель – паровая или газовая турбина) и гидрогенераторы (первичный двигатель - гидротурбина).

Турбогенераторы предназначены для непосредственного соединения с паровыми или газовыми турбинами и, так как особенностью этих турбин является их быстроходность, имеют высокую частоту вращения. Чем выше частота вращения турбины, тем меньше ее габариты и больше к. п.д., поэтому естественно стремление повысить быстроходность турбогенераторов. Однако эта быстроходность имеет предел, ограниченный номинальной частотой сети f = 50 Гц и минимальным числом пар полюсов генератора р = 1.

Для синхронных генераторов в установившемся режиме существует строгое соответствие между частотой вращения агрегата n , об/мин, и частотой сети f , Гц

где – число пар полюсов обмотки статора генератора.

Паровые и газовые турбины выпускают на большие частоты вращения (3000 и 1500 об/мин), так как при этом турбогенераторы имеют наилучшие технико-экономические показатели. На ТЭС, сжигающих обычное топливо, частота вращения агрегатов составляет, как правило, 3000 об/мин, а синхронные генераторы имеют два полюса.

Таким образом, при частоте сети 50 Гц, принятой в нашей стране и в странах Западной Европы, максимальная частота вращения турбогенераторов равна 3000 об/м, а в США и Японии, где частота сети 60 Гц, наибольшая частота вращения двухполюсных турбогенераторов равна 3600 об/мин.

На АЭС применяют также генераторы с двумя парами полюсов. К турбине они подключаются через редуктор, снижающий частоту вращения до 1500 об/мин.

Высокая частота вращения ТГ определяет и особенности его конструкции. Эти генераторы выполняются с горизонтальным расположением ротора. Ротор ТГ работает при больших механических и тепловых нагрузках. Поэтому он изготовляется из цельной поковки специальной высококачественной стали (хромоникелевой или хромоникельмолибденовой), обладающей высокими магнитными и механическими свойствами.

У турбогенераторов ротор , как правило, выполняется неявнополюсным . Вследствие значительной частоты вращения размеры его ограничены: по длине (во избежание прогибов, приводящий к вибрациям) – 6-6,5 м и по диаметру (для снижения окружных усилий при вращении) – 1,1-1,2 м.

В активной части ротора, по которой проходит основной магнитный поток, фрезеруются пазы, заполняемые катушками обмотки возбуждения. В пазовой части обмотки закрепляются немагнитными легкими, но прочными клиньями из дюралюминия. Лобовая часть обмотки, не лежащая в пазах, предохраняется от смещения под действием центробежных сил с помощью бандажа. Бандажи являются наиболее напряженными в механическом отношении частями ротора и обычно выполняются из немагнитной высокопрочной стали.

Турбогенераторы – применение в энергетике

Турбогенераторы с комбинированным водородно-водяным охлаждением предназначены для работы на атомных электростанциях (АЭС). Асинхронные турбогенераторы используются в составе мощных ТЭЦ и в энергосистемах со значительными колебаниями нагрузки. Асинхронные турбогенераторы также имеют комбинированное водородно-водяное охлаждение. Турбогенераторы с воздушным и масляным охлаждением применяются на тепловых электростанциях (ТЭС) с различной мощностью.

Гидравлические турбины имеют обычно относительно малую частоту вращения (60 – 600 об/мин). Частота вращения тем меньше, чем меньше напор воды и чем больше мощность турбины. Гидрогенераторы поэтому являются тихоходными машинами и имеют большие размеры и массы, а также большое число пар полюсов.

Частота вращения гидрогенератора принимается равной наиболее выгодной частоте вращения турбины, отвечающей при данных напоре (Н) и расходе воды наилучшим гидравлическим характеристикам турбины и её наибольшей экономичности

,

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

Н - напор, м;

Р - мощность турбины, МВт.

Так как напоры и расходы воды на различных гидроэлектростанциях отличаются большим разнообразием, частота вращения гидрогенераторов лежит в широком диапазоне, от 50 до 750 об/мин. Частота вращения тем меньше, чем ниже напор воды и выше мощность гидроагрегата.

Гидроагрегаты поэтому являются тихоходными машинами, имеют большие размеры и массы, а также большое число полюсов.

К б составляет 20-40 об/мин для ковшевых турбин, 50-450 об/мин для радиально осевых турбин и 400-1200 об/мин (чаще 600-800 об/мин) для поворотно-лопастных турбин.
Как видно из формулы (1-2), частота вращения тем меньше, чем выше мощность гидроагрегата и ниже напор. Большая часть исполненных машин имеет частоту вращения в пределах от 50 до 125 об/мин, т. е. относится к тихоходным машинам. Число полюсов всегда выражается целым числом, поэтому частота вращения гидрогенераторов иногда оказывается дробной, например гидрогенераторы Иркутской ГЭС имеют частоту вращения 83,3 об/мин (р = 36), Саратовской ГЭС - 51,5 об/мин (р = 58), Краноярской ГЭС - 93,8 об/мин (р = 32).

Гидрогенераторы выполняют с явнополюсными роторами и преимущественно с вертикальным расположением вала. Диаметры роторов мощных гидрогенераторов достигают 14 – 16 метров, а диаметры статоров – 20 – 22 м (рис. 6.2).

В машинах с большим диаметром ротора сердечником служит обод, собираемый на спицах, которые крепятся на втулках ротора. Полюсы, как и обод, делают наборными из стальных листов и монтируют на ободе ротора с помощью Т-образных выступов. На полюсах помимо обмотки возбуждения размещается еще так называемая демпферная обмотка, которая образуется из медных стержней, закладываемых в пазы на полюсных наконечниках и замыкаемых с торцов ротора кольцами. Эта обмотка предназначена для успокоения колебаний ротора агрегата, которые возникают при всяком возмущении, связанном с резкими изменениями нагрузки генератора.

1. Технические характеристики турбины

Тип	конденсационная турбина с отбором пара
количество корпусов	1
количество клапанов экстренного торможения количество клапанов сопловой группы	2 4
ступень регулирования:
тип  средний диаметр	импульсный 800 мм
количество держателей лопаток количество ступеней реакции	2 14
средние диаметры
первая ступень  последняя ступень	570 мм 1000 мм
длина лопатки последней ступени	285 мм
основной пар до турбины (входной фланец)
давление  температура	12 бар (изб.) 340 °С
количество выпусков давление сброса 1 при номинальной мощности	2 6,2 бар изб
давление сброса 2 при номинальной мощности давление выхлопа при номинальной мощности	1 бар изб 0,11 бар изб
номинальная мощность номинальная скорость	12000 кВт 5000 мин -1
приводимый механизм	генератор
соединение	с помощью трансмиссии
макс. расход основного пара	18,92 кг/с

1.1. Технические характеристики редуктора

1.2. Технические характеристики генератора

конструкция конструкция согласно	IM 1001 IEC-UTE
макс. высота возбуждение	1000 м бесщеточное
класс защиты класс изоляции	IP 54 F
температурный класс расположение охладителя	B установлен на статор
количество охладителей производительность охладителей	2 60 % каждый
тип тока полная мощность	3ф / синхронный 15000 кВА
номинальная мощность коэффициент мощности (cos φ)	12000 кВт 0,8
напряжение частота	10,5 кВ 50 Гц
скорость охлаждение	1500 мин -1 охладитель воздух / вода
качество охлаждающей воды температура охлаждающей воды на входе	СТ 25 °С
расход охлаждающей воды	прибл. 60 м3/ч
подшипник: подшипник скольжения со смазкой маслом (общая поставка масла вместе с турбиной)

1.3 Подача масла

Для обеспечения турбины и приводимого механизма смазочным маслом / рабочим маслом / маслом регулятора оборотов / подъемным маслом. Качество масла турбины согласно DIN 51515 тип ISO класс вязкости VG46.

прибл. давление смазочного масла	3,5 бар
прибл. Давление масла контура управления	160 бар
прибл. давление подъемного масла	100 бар
прибл. давление резервного масла	2 бар
содержимое маслобака	6000 л
количество первой заправки маслобака	6600 л
количество циркуляций (в час)	˂8 1/ч
ширина сетки маслофильтра	25 мкм
макс. дифф. давление на маслофильтре	1 бар
охладитель масла	2 х 100 %
расположение охладителя масла	вертикальное
температура охлаждающей воды на входе	30 °С
прибл. потеря давления на водной стороне	0,25 бар
качество охлаждающей воды	СТ
прибл. расход охлаждающей воды	55 м3/ч

1.4 Технические характеристики конденсатора

1.5 Технические характеристики насоса конденсата

1.6 Система откачивания

Тип	паровой эжектор
основной эжектор
количество эжекторных групп	2
количество ступеней в группе	2
количество эжекционных конденсаторов  исполнение	1 горизонтальное
пусковой эжектор
количество эжекторов	1
количество ступеней	1
выброс пара	в атмосферу через глушитель
рабочий пар
давление	6,2 бар изб
температура	279 °С
количество	0,1 кг/с
охлаждающая среда	конденсат
температуры охлаждающей среды на входе
номинальная	47 °С
макс.	70 °С

2. Рабочие данные

2.1 Условия пара

Номинальный основной пар до турбины (входной фланец)

*) исходное давление не должно превышать:
105% от номинального давления в любое время, но среднее давление не превышает 100% за любые 12 месяцев работы
120% от номинального давления в качестве одномоментного значения, но не более 12 часов в течение 12 месяцев работы
**) превышение температуры не должно быть больше чем:

Ни в коем случае температура не должна превышать номинальную больше, чем на 28 °С.

Если пар подается к любой конечной точке турбины через 2 или более параллельных трубы, температура пара в любой трубе не должна отличаться от температуры в любой другой трубе больше, чем на 17 °С, кроме того, что в случаях колебания, продолжительностью не превышающего 15 мин, разница температур в самой горячей трубе не должна превышать пределов, указанных ранее.

2.2 Качество пара

Значения, указанные в директиве VGB (VGB-R 450L - издание 1988) для питательной воды котлов, воды котлов и пара из водотрубных котлов, не должны превышаться в ходе постоянной эксплуатации.

Для постоянной эксплуатации требования к пару для паровых турбин следующие:

*) при 25 °С, в местном потоке с постоянно работающей точкой измерения за сильнокислым катионообменником
(применимо только к воде, не содержащей CO2).
Превышение значений VGB даже в течение короткого времени может привести к образованию сильных соляных отложений, что вызывает механические и коррозионные повреждения.

2.3 Рабочие характеристики

Следующие данные относятся к номинальным параметрам основного пара на входном фланце турбины. Данные о производительности относятся к контактам турбина/генератор муфта/генератор. Указанные данные по давлению рассчитаны по выходным патрубкам турбины.

Точка нагрузки			А
Свежий пар
	давление	бар (изб.)	12
	температура	°С	340
	расход пара	кг/с	18,92
Отбор 1
	давление	бар (изб.)	6,2
	количество	кг/с	1,166
Отбор 2
	давление	бар (изб.)	1
	количество	кг/с	1,319
Выпускной пар
	давление	бар (изб.)	0,11
	количество	кг/с	16,41
Охлаждающая вода конденсатора
	расход	кг/с	695
	температура на входе	°С	30
Генератор
	частота	Гц	50
	напряжение	кВ	10,5
	коэффициент мощности	cos φ	0,8
	температура охл. воды на входе	°С	25
Электрическая мощность (контакты генератора)		кВт	12000

2.4 Гарантия

2.4.1 Гарантия по термодинамике

Мы гарантируем соблюдение электрической мощности, указанной в столбце А в разделе «Рабочие характеристики», при условии что требуемые регулирующие клапаны полностью открыты. Значения применимы к указанным условиям.
Качество пара согласно нормам VGB (ассоциация операторов ЦЭС).
К приемочным испытаниям применяются следующие стандарты в их последних версиях: DIN 1943 VDI Нормы по паровым турбинам.
Допуск на макс. производительность: ±0 %
Расчетные допуски: ±0 %
Допуски на измерения согл. DIN

2.4.2 Гарантия по вибрации

Динамическая балансировка ротора согласно ISO 1940 класс ротора G2,5
Требуемый уровень вибрации согласно ISO 10816 часть 1 и ISO 10816 часть 3.
Вибрация стойки подшипника во время непрерывной эксплуатации согласно ISO 10816 часть 1 и 3.

2.5 Материальное исполнение

2.5.1 Турбина

2.5.2 Подача масла

2.5.3 Конденсационная установка

2.6.2 Соединения труб

Все соединения труб спроектированы по стандартам DIN/EN

2.6.3 Веса (приблизительные)

3. Техническое описание

3.1 Турбина

Турбина конденсационная с отбором пара в исполнении с одним цилиндром и одним выпуском, одной активной ступенью и многоступенчатым реактивным лопаточным аппаратом, рассчитана на высокую эффективность работы и максимально надежна. Турбина соединена с генератором при помощи редуктора.

3.1.1 Корпус регулирующего клапана

Корпус регулирующего клапана высокого давления приварен к верху цилиндра. Он снабжен клапаном экстренного торможения, паровым фильтром и регулирующими клапанами. Паровой фильтр расположен в клапане экстренного торможения. Паровой фильтр препятствует доступу механических частиц в турбину. Второе его действие заключается в том, что минимизируются вихревые потоки пара и поэтому сокращается вибрация золотников клапана.

Клапан экстренного торможения спроектирован как диффузорный клапан с управляющим клапаном. Конструкция управляющего клапана делает возможной эксплуатацию без нагрузки на полной скорости (для привода генератора). Клапан экстренного торможения приводится в действие масляно-гидравлическим серводвигателем, которым управляет система управления турбины. Таким образом, становится возможна контролируемая эксплуатация турбины при помощи клапана экстренного торможения.

После прохождения через клапан экстренного торможения, пар проходит через регулирующие клапаны.

Регулирующие клапаны сконструированы как диффузорные клапаны и приводятся в действие масло-гидравлическими серводвигателями.

Во время пуска регулирующие клапаны полностью открыты, и поток пара контролирует клапан экстренного торможения. Это позволяет задействовать полный пуск, при котором пар подается одновременно во все сопловые коробки. Такой режим пуска делает возможным одновременное нагревание коллектора пара и сопловых коробок. Поэтому тепловой стресс из-за разницы температур будет минимизирован и время пуска будет сокращено.

3.1.2 Сопловые коробки

Сопловая коробка имеет горизонтальную линию разъема, и детали соединены между собой болтами. Коробка разделена на сопловые группы. На каждую группу подается пар из отдельного регулирующего клапана. Во время изменений нагрузки турбины секции сопловой коробки подвергаются большим колебаниям температуры, кто является причиной тепловой нагрузки. Чтобы минимизировать эти нагрузки, сопловые коробки вставлены в цилиндр без расширения.

3.1.3 Цилиндр

Цилиндр имеет горизонтальную линию разъема, образуя основание и крышку. Они прикручены друг к другу соединительными болтами цилиндра. Наверху цилиндра находится корпус регулирующего клапана, снизу сопла для контролируемого и неконтролируемого отбора пара и выходного пара. В центре расположен фланец на двух частях для соединительных болтов цилиндра. В эти фланцы вмонтированы поддерживающие кронштейны. Задняя часть цилиндра разделена радиально и закреплена болтами.

Выпускная часть стоит на двух опорах с плитами основания на фундаменте. Эти задние опоры служат фиксированной точкой опоры турбины.

Основание корпуса соединено со стойкой подшипника с помощью болтов, которые поддерживают правильное осевое и поперечное положение корпуса турбины с помощью продольного ключа между стойкой и плитой основания. Стойка подшипника может свободно скользить по оси на плите основания, но удерживается от перемещения в поперечном направлении с помощью осевого ключа, расположенного на продольной центральной линии.

3.1.4 Ротор

Ротор турбины изготавливается из цельного куска кованого стального сплава, прошедшего термообработку и предварительную механическую обработку. После предварительной механической обработки проводится последний сеанс термообработки и выполняется испытание на термостойкость. После этого выполняется окончательная механическая обработка. Лабиринтные уплотнения будут вставлены в часть балансировочного поршня и сальниковых уплотнений. В задней части предусмотрена муфта для силовой передачи. Балансировка выполняется, когда ротор полностью механически обработан, снабжен лопатками и собран.

3.1.5 Комплект лопаток турбины

Комплект лопаток формирует проход для пара в турбине. Они состоят из неподвижных частей (направляющие лопатки) и вращающихся частей (лопатки ротора). Сопла к первой ступени вставлены в сопловые коробки и дают частичный доступ к контрольной ступени. Направляющие лопатки вставлены в держатели лопаток, лопатки ротора - в ротор. Вращающиеся и неподвижные части разделены соответствующими зазорами.

3.1.6 Балансировочный поршень

Балансировочный поршень состоит из неподвижной и вращающейся частей. Вращающаяся часть балансировочного поршня входит в ротор и предназначена для снижения осевых сил лопаток турбины до низких значений. Оставшаяся осевая нагрузка ложится на упорный подшипник при любых рабочих условиях. Неподвижная часть имеет горизонтальную линию разъема и скреплена болтами. Балансировочный поршень снабжен лабиринтными уплотнениями, подробно описанными в разделе «Сальники». Утечки пара, проходящие балансировочный поршень, возвращаются в области более низкого давления в корпусе турбины.

3.1.7 Уплотнения

Уплотнения лабиринтного типа обеспечивает герметичность в местах, где вал ротора проходит через цилиндр. Уплотнительные полосы вставляются во вращающуюся и неподвижную части. Конструкция уплотнения позволяет легко их заменить. Для замены балансировочного поршня и внутренних лабиринтных уплотнений необходим подъем корпуса.

3.1.8 Стойки подшипников

Стойки подшипников находятся на концах цилиндра и имеют горизонтальный разъем. Крышка прикреплена к основанию болтами и просто снимается для обслуживания (без необходимости открывать цилиндр или снимать изоляцию корпуса). Передняя стойка подшипника снабжена упорным подшипником и подшипником скольжения, редуктором для основного маслонасоса и датчиками осевого смещения, вибрации вала, температуры и скорости подшипника Неподвижная задняя стойка подшипника снабжена подшипником скольжения, валоповоротным устройством и датчиками вибрации вала и температуры подшипника.

3.1.9 Подшипники

Подшипники скольжения - разъемного типа сделаны из антифрикционного металла (белого металла) со стальной оболочкой. Исполнение седла клапана позволяет легко отцентровать подшипник, вставляя вкладыши желаемой толщины под четыре регулировочных клина, расположенных под углом 90 градусов друг от друга.

Ротор прикреплен к передней стойке подшипника с помощью самоустанавливающегося сегментного упорного подшипника двойного действия, подходящего для обоих направлений вращения и упора. На каждый подшипник будет подаваться масло для смазки и охлаждения.

3.1.10 Изоляция турбины

Части турбины, работающие при паре высокой температуры, будут покрыты изоляционным материалом. Изоляция сделана из матов из стекловолокна и заполнена минеральной ватой (без асбеста). Предусмотрена двухслойная изоляция корпуса, внешний слой покрывается алюминиевой фольгой.

3.2 Передача

3.2.1 Редуктор

Редуктор находится между турбиной и приводимым механизмом. Он предоставляется для понижения скорости турбины до скорости приводимого механизма. Конструкция - одноступенчатая горизонтальная с осевым смещением и шевронная зубчатая передача. Валы ведущей и ведомой шестерни снабжены двумя подшипниками скольжения каждый и втулками из белого металла. Смазка происходит от общей подачи масла.

Корпус имеет горизонтальный разъем, крышка прикреплена к нижней части болтами.

3.2.2 Высокоскоростная муфта

Расположена между турбиной и редуктором. Смазка происходит от общей подачи масла на турбину. Муфта снабжена маслонепроницаемой крышкой. Обратное масло течет к стойкам подшипников турбины.

3.2.3 Валоповоротное устройство

Валоповоротное устройство приводится в действие двигателем переменного тока. Оно будет в работе после остановки турбины и должен оставаться в работе до пуска турбины, или когда турбина охлаждается.

Для гарантии наилучшего баланса охлаждения ротора валоповоротное устройство используется во время медленного вращения ротора. Это предотвращает сгибание ротора во время охлаждения. Также, когда работает валоповоротное устройство, минимизируется сгибание цилиндра с помощью вентиляции в турбине.

Оно снабжено устройствами, которые допускают ручное управление, только когда турбина находится на нулевой скорости, и переходит в автоматический режим, когда скорость повышается.

3.3 Система паровых уплотнений

Для предотвращения попадания воздуха из атмосферы в часть низкого давления турбины (зона вакуума) в уплотнение подается уплотняющий пар. Уплотняющий пар регулируется с помощью регулирующих клапанов, по одному на уплотнение. Пар среднего или низкого давления будет использоваться в качестве первичного пара.

Одна часть уплотнительного пара проходит через внутреннюю часть уплотнения и течет по направлению к конденсатору. Остальная часть уплотняющего пара проходит через внешнюю часть уплотнения и течет по направлению к конденсатору уплотняющего пара.

Пар и воздух после сальников турбины направляется во вторую ступень эжектора-конденсатора пара или поверхностный горизонтальный конденсатор уплотняющего пара с помощью вытяжного вентилятора. Утечки пара из уплотнений турбины направляются в кожух и конденсируются охлаждающей средой. Конденсат дренируется в основной конденсатор. Утечки воздуха, включая небольшое количество пара, выпускаются в атмосферу.

3.4 Маслосистема

Маслосистема - это комбинированная система смазочного, рабочего и управляющего масла. Она состоит из маслобака, насосов, фильтров, охладителей, клапанов регулирования давления, очистителя и соединительного трубопровода.

3.4.1 Маслонасосы

Основной маслонасос - приводимый в действие двигателем переменного тока, располагается на маслобаке.

Вспомогательный маслонасос (приводимый в действие двигателем переменного тока), располагается так же на маслобаке, автоматически берет на себя функцию основного маслонасоса в случае необходимости. Этот вспомогательный маслонасос автоматически запускается, когда падает давление масла подшипников.

Если вспомогательный маслонасос не может работать или не может запуститься, запускается аварийный масляный насос. Аварийный маслонасос рассчитан на подачу смазочного масла во время останова турбогенераторной установки, а также во время охлаждения ротора турбины.

Часть смазочного масла подается бустерными насосами (2 х 100%). Они создают необходимое давление для систем рабочего масла и управляющего масла. Рабочее масло используется для работы клапанов-регуляторов и клапана экстренного торможения с серводвигателями.

3.4.2 Контроль давления масла

Давление смазочного масла контролируется с помощью отдельного регулирующего клапана. Регулирующие клапаны работают на байпасе. Давление смазочного масла регулируется при помощи байпаса смазочного масла в маслобак. Рабочее масло контролируется насосом регулирующего масла.

3.4.3 Система подъемного масла

Насос подъемного масла, приводимый в действие двигателем переменного тока, используется во время работы валоповоротного устройства, а также во время пуска и останова турбогенераторной установки для подъема ротора, чтобы минимизировать трение в подшипниках ротора генератора.

3.4.4 Маслобак

Маслобак расположен рядом с турбиной.. Он рассчитан на весь объем масла для смазки и управления всего турбоагрегата. Он снабжен устройством для отделения воздуха. На крышке бака смонтированы маслонасосы и вытяжной вентилятор пара. Вентилятор поддерживает небольшое отрицательное давление в системе дренажа и в маслобаке.

3.4.5 Масляные охладители

Система оборудована двумя идентичными охладителями масла, каждый производительностью 100%. Переключение между охладителями во время работы происходит с помощью трехходовых клапанов.

Охладитель, не находящийся в работе, можно дренировать и очистить или заменить во время работы турбины.

3.4.6 Маслофильтр

Система оборудована двумя идентичными маслофильтрами для управляющего и смазочного масла, каждый производительностью 100%. Переключение между фильтрами во время работы происходит с помощью трехходовых клапанов.

Фильтр, не находящийся в работе, можно очистить или заменить во время работы турбины.

3.4.7 Маслопровод

Соединительный трубопровод включает в себя трубы между различными агрегатами маслосистемы. Включен трубопровод смазочного масла к турбине и генератору с обратными линиями масла к маслобаку. Также предусмотрен соединительный маслопровод в целях управления (линии управляющего и рабочего масла), включая обратные линии к маслобаку.

Соединительный трубопровод выполнен из углеродистой стали, трубопровод после фильтра выполнен из нержавеющей стали.

3.5 Поверхностный конденсатор

3.5.1 Общее описание

Конденсатор поверхностного типа с водяным охлаждения с отверстием для впуска пара наверху. Конденсатор может конденсировать весь пар из турбины в любых предусмотренных рабочих условиях.

Конденсатор рассчитан на низкую скорость пара по всей поверхности трубы. Распределение пара ко всем частям охлаждающей поверхности гарантирует высокую степень теплопередачи от пара к охлаждающей воде и наибольший возможный вакуум при данном количестве и температуре охлаждающей воды.

Конденсат, стекая с труб, позволяет достичь хорошей степени деаэрации конденсата.

Воздух и неконденсируемые пары в конденсаторе могут контактировать с трубами самой холодной части конденсатора. Максимальное охлаждение этих газов позволяет собрать их и вывести из конденсатора вакуумным насосом.

Сборник конденсата приварен ко дну кожуха конденсатора. Его функция - собирать и накапливать конденсат.

3.5.2 Кожух конденсатора

Кожух конденсатора рассчитан на вакуум и выдерживает внутреннее давление 1 бар (изб.). Предусмотрены подходящие отверстия для впуска пара из турбины и для удаления воздуха и конденсата. На концах кожуха присоединены трубные доски. Между трубными решетками в кожухе находятся несколько опорных пластин для опоры и минимизации вибрации труб.

Трубы конденсатора с обеих сторон крепятся к трубной решетке.

Конденсатор размещается на соответствующем фундаменте и соединен с выхлопным патрубком турбины.

3.5.3 Водяный рубашки

Водяные рубашки приварены к обоим концам кожуха.

В водяных рубашках расположены соединения для охлаждающей воды и соответствующие люки-лазы с крышками.

Внутреннее покрытие предотвращает коррозию.

3.5.4 Насосы конденсата

Предоставляются насосы конденсата, каждый производительностью 100%. Они расположены ниже конденсатора.

Тип насосов - центробежные горизонтальные насосы. Они имеют торцевой разъем и радиальное рабочее колесо. Исполнение - прямоточное одноступенчатое. Предоставляется уплотнение вала с соединением для уплотняющей воды для предотвращения попадания воздуха в систему конденсата (зона вакуума).

Соединения согласно стандарту DIN.

Насосы снабжены фильтрами на стороне всаса. Предоставляются изолирующие клапаны на стороне всаса (перед фильтром) и на стороне напора. Насосы приводятся в действие двигателем переменного тока и устанавливаются на плиту основания.

3.5.5 Воздушные эжекторы

Предусмотрены два двухступенчатых воздушных эжектора с паровым приводом для удаления неконденсируемых газов из кожуха конденсатора. Каждый эжектор двухступенчатого типа и устанавливается на кожух эжектора-конденсатора, который конденсирует пар двух ступеней. Конденсат возвращается в основной конденсатор. Трубы рассчитаны на передачу 100% конденсата, извлеченного из основного конденсатора.

Для пуска предоставляется дополнительный пусковой эжектор. Пусковой эжектор одноступенчатый, не конденсирующего типа. Эжектор имеет выпуск в атмосферу.

3.5.6 Система контроля уровня конденсата

Система контроля уровня конденсата регулирует постоянный уровень в конденсаторе.

Она состоит из контроллера уровня, клапана контроля выброса и клапана рециркуляции. Если поток конденсата меньше, чем требуемый минимальный расход насосов конденсата или минимальное требуемое количество для эжектора-конденсатора и конденсатора уплотнительного пара, открывается клапан рециркуляции и закрывается клапан контроля выброса.

Контроллер - электронного типа или РСУ. Регулирующие клапаны (клапан контроля выброса и рециркуляции) могут приводиться в действие электро- или пневмоприводами.

3.5.7 Соединительные трубопроводы

Соединительный трубопровод включает в себя трубы отвода конденсата из конденсатора, трубы отвода воздуха из конденсатора в эжектор, уплотняющей воды (конденсата) для уплотнений в вакуумной зоне (клапаны и насосы конденсата) и экстренную выпускную трубу с разрывным диском. Все соединительные трубы изготовлены из углеродистой стали.

4. Система управления и защиты турбины

4.1 Эксплуатация и контроль (визуальный)

4.1.1 Станция оператора в центре управления турбиной

• Одна панель управления
• сенсорный экран диагональю 19”, разрешение 1280x1024
• USB-интерфейс
• 24 В постоянный ток
• процессор 533 MHZ FSB, 2 MB SLC
• память 1 GB DDR266 SDRAM (1х1 GB)
• DVD-ROM Windows XP Prof MUI
• DDR SDRAM (2x128 MB) двухканальная, 1,44 MB
• FDD+DVD ROM, уже установленная ОС Windows 2000
• 1 шт. модуль связи CP 1613 Ethernet
• 1 шт. Microsoft small office
• 1 шт. плоский экран диагональю 19”, терминал с клавиатурой для приема/передачи данных
• мышка для установки

4.1.2 ПО системы визуализации

• 1 шт. ПО WIN CC V6.0 + SP2
• лицензия на использовании

4.1.3 Визуализация специализированного ПО

В наше предложение включены следующие дисплеи наблюдения для эксплуатации и контроля турбиногенератора и вспомогательного оборудования, например:

• обзор
• система пара
• управление турбиной
• система смазочного масла
• система управляющего масла
• визуализация и контроль температуры подшипников
• генератор, автоматический регулятор напряжения, защита и синхронизация
• функциональные группы, включая
• кривые роста, функция архива для измерений, журнала событий, сигнализаций с функцией краткосрочного и долгосрочного хранения

4.2 Регулирование и защита в замкнутом контуре турбины

4.2.1 Аппаратура ПЛК

В качестве системы автоматизации предлагается ПЛК для управления в открытом, закрытом контуре и защиты со следующими модулями:

• 1 шт. стойка
• 1 шт. источник питания PS 405 (10 А) с буферным аккумулятором
• 1 шт. CPU 414-3 с EPROM 1MB
• 1 шт. промышленный модуль связи Ethernet CP 443-1
• 1 шт. модуль интерфейса IF 964 DP

4.2.1.1 Аппаратура ПЛК турбины

Для регулирования скорости предоставляется ПЛК со следующими модулями:

• 1 шт. стойка
• 1 шт. источник питания PS 307 (2А)
• 1 шт. CPU-317-2DP
• 1 шт. аналоговый ввод (8 AI)
• 1 шт. цифровой модуль ввода/вывода (8DI/8DO)
• 2 шт. аналоговые модули вывода (4AO)
• 1 шт. микрокарта памяти
• 1 шт. карта ввода скорости / 8 каналов

Местный ввод/вывод - периферия:

• 6 шт. Серийный интерфейс (Profibus DP)
• 6 шт. цифровые модули ввода (16 DI каждый модуль)
• 6 шт. цифровые модули ввода (32 DI)
• 2 шт. цифровые модули вывода (32 DО каждый модуль)
• 13 шт. аналоговые модули ввода (8 AI каждый модуль)
• 7 шт. аналоговые модули ввода pt 100 (8 AI)
• 2 шт. аналоговые модули вывода (8 AО каждый модуль)
• 5 шт. стойки
• передние заглушки

4.2.1 Специализированное ПО для ПЛК

Специализированное ПО для турбогенератора и синхронизации состоит из:

• защита турбины, управление в закрытом контуре турбины:
•  регулирование скорости/частоты
• защита турбины, например:
•  вибрации
•  температура/давление смазочного масла
•  обратное давление
•  другое
• управление по разомкнутому контуру следующих вспомогательных приводов:
•  вспомогательный маслонасос
•  аварийный насос смазочного масла
•  вытяжной вентилятор масляных паров
•  обогрев генератора во время бездействия
•  поворотное устройство
•  вентилятор конденсатора уплотняющего пара
• функциональные группы пуска и останова
•  функциональная группа системы смазочного масла
•  функциональная группа поворотного устройства
•  функциональная группа турбины

4.2.2 Измерение скорости и защита от превышения скорости

4.2.2.1 Защита от превышения скорости / регулирование скорости

Прибор защиты от превышения скорости «2 из 3» включает следующее оборудование:

• 1 шт. стойка MMS 6352 19”
• 1 шт. соединительная панель MMS 6351/10
• 3 шт. устройство контроля скорости MMS 6350/D
• 6 шт. соединительный кабель 3 м MMS 6360
• 6 шт. соединительный блок MMS 6361 25pol Sub D
• 3 шт. втулки для датчиков, включая фиксирующие гайки (нержавеющая сталь)
• 3 шт. датчики скорости

4.3 Защита и синхронизация генератора

4.3.1 Защита генератора

1 шт. многофункциональное защитное реле генератора

Могут быть реализованы следующие функции защиты:

• дифференциальная защита
• защита от сверхтоков
• защита ротора от замыканий на землю
• защита статора от замыканий на землю (область защиты 95%/Uo)
• защита обратной мощности
• защита от недостаточного возбуждения
• защита от перегрузок
• защита от превышения напряжения (2 ступени)
• защита от недостаточного напряжения (2 ступени)
• защита от недостаточной частоты
• защита от перевозбуждения
• защита от несимметричной нагрузки

Реализуемые функции обсуждаются на дальнейших стадиях проекта.

1 шт. соединительное устройство для защиты ротора от замыканий на землю 7XR61
Сигнал аварийного останова турбины и открытие размыкателя цепи генератора и возбуждение останова имеют жесткую проводку

Предусмотрены дополнительные входы/выходы:

• 1 вход для экстренного останова обмотки статора при высокой температуре
• 3 входа для внешних сигналов (без потенциала)
• 4 программируемых выходных сигнала экстренного останова
• передача данных в основной ПЛК по шине Profibus DP

4.3.2 Шкаф автоматической регуляции напряжения

4.3.3 Синхронизация

1 шт. автоматическое устройство синхронизации установлено на всем оборудовании для ручной синхронизации:

• двойной вольтметр
• двойной частотомер
• переключатели для размыкателей
• выбор автоматического/ручного режима
• пуск/стоп синхронизации
• синхроноскоп

4.4 Шкафы управления турбины и генератора

4.4.1 Шкаф управления турбины

В наш объем поставки входит:

• 1 шт. шкаф управления турбины, цвет RAL 7032
  Размеры Ш х Г х В = 2000 х 600 х 2200 мм, включая раму основания 200 мм
  Класс защиты IP41

В комплекте:

• стальная пластина нижней крышки
• кабель-каналы, профильные рейки и рейки крепления кабеля
• для входящих / выходящих кабелей
• освещения шкафа, розетки 110 В переменного тока
• измерение внутренней температуры в шкафу управления турбины
• 1 шт. реле экстренного останова
• 2 вентилятора

Устройство превышения скорости и измерения скорости установлены на поворотной раме. ПЛК смонтированы на раме.
Также отдельно смонтирован на раму и отдельно снабжается электропитанием для контроля и защиты байпаса.

Электропитание 220 В переменного тока для освещения / вентиляторов и также 24 В постоянного тока для шкафа управления турбины поставляется другими

4.4.2 Местный шкаф для распределенного ввода/вывода

Один местный шкаф
 цвет RAL7032
 Размеры Ш х Г х В = 1200 х 600 х 2200 мм, включая раму основания 200 мм
 Класс защиты IP41
 В комплекте:
 стальная пластина нижней крышки,

 освещения шкафа, розетки 220 В переменного тока
 измерение внутренней температуры в шкафу управления турбины
 1 вентилятор

4.4.3 Шкаф управления генератора

1 шт. шкаф управления цвет RAL7032
 Размеры Ш х Г х В = 1600 х 800 х 2200 мм, включая цокольную раму основания 200 мм, класс защиты IP41, в комплекте:
 стальная пластина нижней крышки
 кабель-каналы, профильные рейки и рейки крепления кабеля для входящих / выходящих кабелей
 освещения шкафа, розетки 110 В переменного тока
 измерение внутренней температуры в шкафу управления

Следующие детали устанавливаются на поворотную раму
 защитные реле генератора
 реле синхронизации
 2 трансформатора тока / напряжения для напряжения и тока возбудителя
 все ручное оборудование синхронизации

Одно устройство для передачи данных на ПЛК по шине Profibus устанавливается на стойку
Однолинейная схема электрической сети на передней части шкафа

4.5 Заводское приемочное испытание

Перед отгрузкой цехе будет произведено приемочное испытание.
Все входящие и выходящие сигналы будут полностью проверены от зажимов до визуализации.

5. Перечень электропотребителей

	Количество	Мощность (кВт / установка)	Напряжение (В)	Частота (Гц)	Резерв	Рабоч.
Основной маслонасос	1	11	400	50	1
Вспомогательный маслонасос	1	11	400	50	1	1
Насос регулировки масла	2	15	400	50		1
Аварийный маслонасос	1	3	110	пост. ток	1
Высоконапорный насос (масло гидроподъема)	1	15	400	50	1
Вентилятор масло тумана	1	0.18	400	50		1
Регулирующий клапан температуры масла	1	0.18	230	50		1
Поворотное устройство ротора	1	22	400	50	1
Соленоидный клапан, отбор	2	0.1	230	50		2
Контрольно-измерительные приборы	1	2.5	230	50		1
Защита и возбуждение генератора	1	6	230	50		1
Нагреватель генератора	1	10	230	50	1
Конденсатный насос	2	30	400	50	1	1
Вентилятор уплотняющего парового конденсата	1	5.5	400	50		1
Регулирующий клапан уровня конденсата	1	0.18	230	50		1
Циркуляционный клапан конденсата	1	0.18	230	50		1

1 клапан экстренного торможения на входе в турбину 1 выпрямитель потока, встроенный в клапан торможения 1 регулирующие клапаны 1 компл. валоповоротное устройство 1 рама основания для турбины и редуктора 1 компл. анкерные болты и гайки 1 компл. изоляционный материал для турбины 1 компл. теплоизоляция для турбины 1 компл.

7.2 Система смазки и масла регулятора оборотов

Один комплект системы смазки и масла регулятора оборотов состоит из:

масляный бак	1
основной маслонасос (приводится в действие двигателем переменного тока)	1
вспомогательный маслонасос (приводится в действие двигателем переменного тока)	1
насос регулирующего масла (приводится в действие двигателем переменного тока)	2
аварийный маслонасос (приводится в действие двигателем постоянного тока)	1
охладитель масла (фильтр охлаждающей воды менее 500 мкм)	2
маслофильтр	2
клапан-регулятор температуры масла	1
маслопровод от маслобака к турбине, редуктору и генератору и обратно	1 компл.
клапан-регулятор давления масла	1
трубная обвязка и клапаны для масла	1 компл.
эксгаустер, приводимый двигателем переменного тока	1
электрический подогреватель масла	1

7.3 Редуктор

7.4 Конденсационное устройство

Одно конденсационное устройство состоит из:

система управления турбины, включая регулировку скорости

кожухотрубный поверхностный конденсатор	1
двухступенчатый пароструйный воздушный эжектор	1
пусковой эжектор	1
разрывной диск	1
система регулирования уровня конденсата, включая датчики уровня, клапан регулирования уровня, клапан минимального потока	1 компл.
насос конденсата, включая двигатель переменного тока, пластины основания с анкерными болтами и муфтами	2 компл.
трубная обвязка, включая необходимые клапаны	1 компл.
соединительная деталь турбина-основной конденсатор	1 компл.
измерение вибрации вала для 6 подшипников	1 компл.
измерение осевого положения ротора	1 компл.
система блокировки для защиты турбины	1
необходимые местные КИП	1 компл.
местные датчики и сигнализаторы, смонтированы на стойке	1 компл.
местные датчики и сигнализаторы для установки вне объема поставки, как отдельные детали	1 компл.
специальные кабели для электронной системы управления турбиной	1 компл.

Все модули в объеме поставки продавца снабжены внутренней проводкой и испытаны до клеммных коробок.

7.7 Генератор

7.8 Фундамент турбогенератора

7.9 Услуги

• шеф-монтаж (по тарифам за день)
• пуско-наладка (по тарифам за день)
• пробный пуск (2 недели, 1 смена) (по тарифам за день)
• обучение персонала покупателя во время пуско-наладки и пробный пуск

7.10 Исключения из объема поставки

Следующие основные компоненты, материалы и услуги не входят в объем поставки продавца турбины:

• проектирование, компоновка, производство, поставка деталей и услуг, не указанных в данном документе
• рабочие чертежи
• анализ устойчивости для внедрения генератора в производство
• другие системы кодирования на предприятии
• строительные расчеты, строительные работы, цементные материалы
• опорные конструкции, платформы, лестницы, ограды для нагревателей и другое оборудование
• крышки пола, мостки
• мостки из рифленого листа для отверстий в полу, траншей и каналов
• системы освещения и связи, оборудование для кондиционирования воздуха
• распределительное устройство, шкаф управления электродвигателями, низковольтная сеть, кабели и кабельные каналы
• ИБП 220 В переменного тока, аккумуляторная батарея, зарядное устройство и панели
• система заземления
• оборудование для пожаротушения
• краны
• ответные фланцы, болты, гайки, прокладки на всех конечных точках поставки
• система охлаждающей воды
• нагреватели, деаэратор, линии питательной воды, дренажный бак, система байпаса
• термоизоляция для труб, кабелепроводов и вспомогательного оборудования
• первая заправка маслом, масляный сепаратор
• капюшон для шумозащиты
• нет испытания на нагрузку по поступающему маслу на заводе, первое заполнение маслом, очиститель масла
• стандартные инструменты и сварочное оборудование для установки и обслуживании на площадке
• запчасти (кроме запчастей для пуско-наладки) (опция)
• испытание турбины без нагрузки в цеху
• покрасочные материалы на площадке
• хранение, подготовка к эксплуатации в зимний период
• установка
• пуско-наладка, пробная эксплуатация
• курс обучения на предприятии поставщика
• проверки третьей стороной
• эксплуатационное испытание, специально откалиброванные инструменты для эксплуатационного испытания

7.11 Границы поставки

• плиты основания для поставляемого оборудования
• патрубки на входе/выходе турбины для свежего пара и пара отбора
• входные/выходные фланцы у обратного клапана отбора
• входные/выходные фланцы для охлаждающей воды у конденсатора, охладителя масла и охладителя генератора
• выход конденсата после регулирующего клапана в области основания турбины
• выходной вентилятор - конденсатор уплотняющего пара
• выходной эксгаустер
• клеммы для электрооборудования/КИП у шкафа управления турбины/генератора
• клеммы для электрооборудования/КИП у местных распределительных коробок
• клеммы для портативных КИП
• клеммы для электродвигателей, приводов, электромагнитных клапанов
• клеммы 10,5 кВ для генератора