Pytania egzaminacyjne na EKIE rozwiązania PDF

Preview

Summary

Generatory synchroniczne - konstrukcja...

Description

Zestaw 1

Zestaw 2

Zestaw 3

1)Istotne parametry fizyczne turbogeneratora oraz zmiana ich wartości w funkcji wzrostu mocy znamionowej turbogeneratora (elektromagnetyczne, mechaniczne) Parametry ograniczające moc turbogeneratorów P=k*D*l*n*A*B K-stała D-średnica wewnętrzna rdzenia stojana l-długość rdzenia stojana n-prędkość obrotowa A-okład rdzenia stojana B=indukcja w szczelinie przywirnikowej a) elektromagnetyczne

1)Praca asymetryczna turbogeneratora (opis zjawiska, ograniczenia pracy turbogeneratora).Obciążenia niesymetryczne TG pracujących w systemie energetycznym są raczej małe około 3-6 %.j pracy TB. Trwałe duże asymetrie mogą występować w przypadkach szczególnych np. podczas obecnośc iw pobliżu elektrowni dużych 1- i 2-fazowych odbiorników mocy (takich jak elektrycznych piece stalowni). Krótkotrwałe obciążenia niesymetryczne mogą występować w przypadku uszkodzeń awaryjnych elementów obwodów elektrycznych zarówno w stojanach jak i systemach odbiorczych (zwarcia: 1-fazowe doziemne, dwufazowe, dwufazowe doziemne, przerwy w jednej fazie) Parametrem ograniczającym poziom obciążenia niesymetrycznego TG jest dopuszczalna temperatura elementów jego wirnika. Odnośnie zjawisk zachodzących przy obciążeniu niesymetrycznym - Niesymetryczny układ prądów stojana TG daje się łatwo rozłożyć (za pomocą składowych symetrycznych) na 3 symetryczne układy prądowe kolejności: zgodnej I1 , przeciwnej I2 i zerowej I0. Każdy z tych układów wywołuje odpowiedni strumień magnetyczny, ponadto istnieją strumienie rozproszenia zamykające się wokół połączeń czołowych uzwojenia stojana, jednak tylko mała ich część przenika do wirnika i dlatego można przyjąć, że nie mają one wpływu na przebieg zjawisk magnetycznych i cieplnych w wirniku. Podobnie można pominąć wpływ strumienia od składowej zerowej na zjawiska w wirniku,. Straty w stojanie przy obciążeniu niesymetrycznym są większe niż przy pracy symetrycznej. Wynika to stąd, że pole magnetyczne nie jest polem kołowym, lecz polem o zmiennym w czasie wektorze obrazującym indukcję i w związku z tym straty w żelazie proporcjonalne do kwadratu indukcji są większe. Jednak elementem limitującym dopuszczalne obciążenie niesymetryczne jest wirnik, gdyż on najbardziej nagrzewa się w całym TG. Długotrwała praca TG z niesymetrycznym obciążeniem może być dopuszczona przy dostatecznie małej wartości I2 ,.albo czas takiej pracy powinien być znacznie ograniczony przy dużych wartościach I2 . Ograniczenia te wynikają nie tyle z wartości całkowitych strat w wirniku, ile z charakteru ich rozkładów tych strat na powierzchni beczki wirnika, a szczególnie w jej części w pobliżu kołpaków. 2)Uszkodzenia elementów stojana turbogeneratora (zwarcia blach pakietów rdzenia, zwarcia elementarnych przewodów w pręcie uzwojenia stojana). Do najczęstszych uszkodzeń stojana turbogeneratora zaliczmy: -uszkodzenia skrajnych pakietów rdzenia stojana -uszkodzenia izolacji uzwojenia stojana -zwarcia międzyfazowe -wycieki z układu chłodzenia uzwojenia stojana -ubytki wodoru poprzez wyprowadzenia uzwojeń stojana Jednym z powodów uszkodzeń elementów stojana jest praca TG w grafiku zmiennych obciążeń, wpływa to niekorzystnie na ich stan techniczny. W TG pracujących ze zmiennym obciążeniem częstą usterką są poważne uszkodzenia zębów skrajnych pakietów rdzenia stojana, w TG pracujących niezmiennie nawet po 20 latach nie stwierdza się takich uszkodzeń. Jednakże prawdziwą piętą achillesową elementów stojanów TG są nadmierne wibracje(współdziałanie sił wymuszających wibracje z siłami układu wibrującego), gdzie siły reakcji pochodzą od zjawisk magnetycznych w TG, a siły reakcji związane z parametrami mechanicznymi układu wibrującego. Ważną przyczyną awarii są również zmiany podczas eksploatacji maszyny, własności sprężystych i częstotliwości własnych. Zwarcia blach pakietów rdzenia: Podczas produkcji rdzenia stojana skrajne pakiety są zespalane oddzielnie, a następnie dokładane do składanego rdzenia. Niestety z wielu powodów( min. różnicy długości poszczególnych pakietów), zdarza się, że dochodzi do uszkodzenia zębów rdzenia, uszkodzenie to możemy podzielić na 3 fazy: 1) Oddzielanie się zewnętrznych blach i częściowe rozwarstwienie zębów skrajnych pakietów rdzenia( jest to głównie spowodowane wibracjami pochodzącymi od zmian przekroju kołowego na eliptyczny) 2)Zabarwienie się powierzchni wewnętrznej skrajnych pakietów rdzenia(pojawia się pył, który pochodzi od korozji ciernej wibrujących blach) 3)Nieodwracalne rozwarstwienie się zębów skrajnych pakietów rdzenia( z reguły pojawiają się zwarcia blach zębów, które doprowadzają do poważnego uszkodzenia izolacji prętów i zwarć doziemnych. 3) Układy wzbudzenia turbogeneratora oraz ich zalety i wady. Systemy wzbudzenia turbogeneratorów powinny · dostarczać do wirnika TG odpowiednią wartość mocy, · utrzymywać zadany poziom napięcia na zaciskach uzwojenia stojana lub na szynach rozdzielni elektrowni, · stabilizować procesy elektromechaniczne powstające przy zakłóceniach normalnej pracy TG (np. przez forsowanie wzbudzenia przy pracy asynchronicznej, przez odwzbudzanie TG urządzeniem AGP po jego odłączeniu od sieci, · nie powiększać nadmiernie długości TG.

1)Chłodzenie stojana i wirnika turbogeneratora (rodzaje chłodzenia, czynniki chłodzące ich właściwości itd.). Chłodzenie wodorem stosowane jest w generatorach o mocach rzędu 25-200 MW. Głównym niebezpieczeństwem związanym z tym rodzajem chłodziwa jest tworzenie z powietrzem łatwopalnej i wybuchowej mieszaniny. Dodatkowo, koszty urządzeń instalacji chłodzenia wodorowego oraz koszty eksploatacyjne są znacznie wyższe. Wprowadzenie chłodzenia wodorowego umożliwiło spadków temp na przejściu od materiałów czynnych do gazu chłodzącego, zmniejszyło również straty wentylacyjne(10-krotnie mniejsze od strat w powietrzu) Korpus kadłuba turbogeneratora z chodzeniem wodorowym powinien być bardziej szczelny (wymaga dokładnego spawania elementów) od kadłuba z chłodzeniem powietrznym i wytrzymały na ewentualny wybuch. Rdzeń stojana składa się z pakietów blach 40 ÷ 50 [mm]; przedzielonych kanałami wentylacyjnymi 5 ÷ 6 [mm]., Zaletą stosowania chłodzenia wodorowego jest lepsza przewodność cieplna oraz współczynnik przejmowania ciepła z powierzchni chłodzonej do gazu. Ponieważ gęstość wodoru jest ok. 2,5 razy mniejsza od gęstości powietrza zmniejsza się moc konieczna dla napędu wentylatora przetłaczającego czynnik chłodzący. Poza wymienionymi zaletami wodór wypełniający wnętrze generatora wpływa korzystnie na trwałość izolacji zmniejszając jej szybkość starzenia się wywoływanego głównie przez działanie tlenu. Chłodzenie wodą (destylowaną) stosowane jest w generatorach o mocach powyżej 200 MW, wprowadzenie bezpośredniego wodnego chłodzenia uzwojeń stojanów umożliwiło podwyższenie mocy TG nawet do 880 MW. Woda wykorzystywana jest do bezpośredniego chłodzenia uzwojeń, a żelazo czynne chłodzone jest wodorem (w turbogeneratorach) lub powietrzem (w wolnoobrotowych generatorach elektrowni wodnych). Chłodzenie wodą pozwala najskuteczniej odprowadzić ciepło powstające bezpośrednio w wyniku strat obciążeniowych co przyczynia się do lepszego wykorzystania materiału przewodzącego, zmniejszenia gabarytów, a także obniżenia maksymalnej temperatury izolacji, zwiększając jednocześnie jej trwałość. Chłodzenie powietrzem stosowane jest w generatorach mniejszych mocy (do 25 MW) i polega na przetłaczaniu powietrza przez obudowę generatora Gęstość prądów w uzwojeniach stojanów i wirników TG zwiększały się wraz ze zmianąstosowanych rodzajów czynników chłodzących oraz wartości ich parametrów. Przy chłodzeniu powietrznym gęstości te wynosiły dla stojana js » 3.5 A/mm 2 dla wirnika jw » 3.5 A/mm 2. Przy chłodzeniu wodorowym o ciśnieniu p H2 = 295 kPa, pośrednim chłodzeniu uzwojenia stojana i bezpośrednim chłodzeniu uzwojenia wirnika , js » 4.5 A/mm 2, jw » 7 A/mm 2; natomiast przy tym samym ciśnieniu wodoru i bezpośrednim chłodzeniu uzwojeń stojana i wirnika js » 5 A/mm 2 dla wirnika, jw » 10 A/mm 2 Zwiększenie ciśnienia wodoru do 395 kPa pozwoliło uzyskać większe gęstości prądu w wirniku , tj. do jw » 16 A/mm 2. Wprowadzenie bezpośredniego wodnego chłodzenia uzwojenia stojana i ciśnienia wodoru p H2 = 490 kPa przy bezpośrednim chłodzeniu wirnika, pozwoliło zwiększyć gęstości w uzwojeniu stojana do js » 8.5 A/mm2

a)indukcja w szczelinie przywirnikowej b)okład prądowy w drugiej potędze c)współczynnik wykorzystania d)naprężenia mechaniczne w zębach wir. 1-wirniki dwubiegunowe, 2-wirniki czterobiegunowe3-stojany 2- i 4-biegunowych TG 4-TG dwubiegunowe 5-TG czterobiegunowe 6-naprężenia mech. w zębach wirnika b) mechaniczne

2)Wykres granicznego obciążenia turbogeneratora (krzywe ograniczające – opis).

Teoretyczny wykres granicznego obciążenia TG przy znamionowych wartościach jego parametrów. 1 (CD) – prądem i napięciem stojana 2(BC) – prądem wirnika 3(CR;DE) – mocą turbiny 4(ARE) – stabilnością statyczną 5(FG) – nadmiernym nagrzewaniem skrajnych elementów stojana, 6(K1-K5) – stabilnością dynamiczną Wykres TG odpowiada jego pracy przy znamionowych wartościach parametrów elektrycznych(Un,Usn,In,Ifn) oraz znamionowych wartościach parametrów czynników chłodzących(ciśnienia i temperatury) 3)Sposoby oceny stanu technicznego elementów turbogeneratora (wibracyjne, cieplne) W przemyśle energetycznym diagnostyka wibracyjna zyskuje coraz większą popularność, W diagnostyce wibracyjnej stosowane są zazwyczaj proste mierniki elektroniczne, wyposażone zwykle w jeden czujnik wibracji lub bardziej zaawansowane urządzenia (z analizatorem widma) współpracujące zazwyczaj z kilkoma takimi czujnikami. W diagnostyce nieskomplikowanych mechanizmów (łożyska, przekładnie) użycie prostych urządzeń pomiarowych jest w zupełności wystarczające. Diagnostyka turbogeneratora stawia natomiast o wiele większe wymagania systemom pomiarowym. Metoda wibracyjna jest jedną z najefektywniejszych metod oceny stanu technicznego stojanów generatorów. Wielokrotnie wykrywano poważne uszkodzenia skrajnych zębów rdzenia oraz koszyków połączeń czołowych uzwojenia stojana. W niektórych typach turbogeneratorów stwierdzano pęknięcia belek zawieszenia rdzenia, zerwania połączeń śrubowych i pęknięcia spoin. W diagnostyce wibracyjnej zachodzi konieczność przeprowadzania badań obiektów za po-mocą analizy sygnałów uzyskanych z czujników różnych typów z różnych punktów pomiarowych. Diagnostyka maszyn o wielkich gabarytach, jak turbogeneratory wymaga nawet kilkudziesięciu punktów pomiarowych. Na przestrzeni wielu lat badań stwierdzono, że wraz z pomiarem sygnałów wibracji powinny być mierzone inne wielkości fizyczne, charakteryzujące punkt pracy urządzenia, np. moc czynna, bierna, napięcie, które to wielkości pozyskiwane są z przetworników elektronicznych parametrów sieci Współcześnie w elektrowniach stosowana jest diagnostyka wibracyjna łożysk i wałów generatorów. Mierzone są poziomy wibracji łożysk i przemieszczenia wału zgodnie z obowiązująca normą oraz przedstawiane są widma sygnałów drganiowych w zakresie niskich częstotliwości. Istotnym parametrem diagnostyki turbogeneratora jest temperatura jego części aktywnych i medium chłodzącego. Dokonuje się pomiaru temperatury destylatu na wypływie z uzwojenia oraz najgorętszej części rdzenia stojana..

Schemat zasilania uzwojenia wirnika: a) z prądnicą prądu stałego połączoną bezpośrednio z wałem b)z prądnicą prądu stałego połączoną przez przekładnię mechaniczną z wałem TG c)z prądnicą prądu stałego napędzaną przez silnik indukcyjny d)z generatora prądu przemiennego połączonego bezpośrednio z wałem TG e)z generatora prądu przemiennego połączonego bezpośrednio z wałem TG i wirującymi prostownikami f) bezwzbudnicowy z prostownikami statycznymi g) bezwzbudnicowy z prostownikami statycznymi i kompensacją fazową 1 – turbina parowa, 2-TG, 3-pierścienie ślizgowe, 4- prądnica prądu stałego, 5-przekładnia mechaniczna, 6- silnik prądu przemiennego, 7-koło zamachowe, 8- generator prądu przemiennego, 9- prostownik statyczny, 10-prostownik wirujący, 11- transformator obniżający, 12- transformator stabilizujący

2)Stabilność turbogeneratora przy jego pracy w systemie elektroenergetycznym (statyczna, dynamiczna, parametry wpływające na poziom stabilności). Zakłócenia w pracy turbozespołu podłączonego do sieci elektroenergetycznej mogą prowadzić do utraty synchronizmu, czyli utraty stabilności. Dotyczy to przede wszystkim stabilności statycznej (przy małych zakłóceniach, takich jak zmiany: napięcia, kąta obciążenia itp.) i stabilności dynamicznej (przy dużych zakłóceniach jak: zwarcia, wyłączenia oddzielnych elementów sieci, źródeł, odbiorników, samoczynne powtórne załączanie itp.). Stabilność statyczna TG to jego zdolność do zachowania stanu ustalonego przy dowolnie małych zmianach wartości parametrów tego stanu. Stabilność ta zależy od wartości parametrów stanu ustalonego (momentu: obrotowego turbiny i elektromagnetycznego TG - który z kolei zależy od wewnętrznej SEM, napięcia twornika i reaktancji maszyny lub od reaktancji maszyny i sieci elektroenergetycznej, a w tym przypadku od napięcia za tą reaktancją. Możliwość uzyskania nowego stanu ustalonego zależy zarówno od wartości parametrów stanu ustalonego, jak i od wartości zakłócenia, czyli od wartości przyrostów jednego lub więcej parametrów. Duży wpływ na stabilność stat. Ma prąd zwarciowy Stabilność dynamiczna TG to jego zdolność do przejścia od jednego stanu ustalonego do nowego stanu ustalonego, przy nagłych zmianach parametrów o wartości skończone. Najbardziej istotnym parametrem wpływającym na stabilność dyn. jest stała czasowa całego turbozespołu, oraz reaktancja przejściowa – im mniejsza, tym większy moment elektromagnetyczny, a co za tym idzie i jego stabilność 3)Wibracje stojana turbogeneratora (parametry wpływające na poziom wibracji, częstotliwości wibracji własnych, sposób ograniczania wartości wibracji przenoszonych na fundamenty) parametry wpływające na poziom wibracji Na poziom wibracji mają wpływ takie parametry jak: *indukcja w szczelinei trzywirnikowej *promień wewnętrzny *długość rdzenia *wysokość jarzma rdzenia *prędkość kątowa siły wymuszającej *masa rdzenia *moduł sprężystości rdzenia *prędkość kątowa wibracji własnych rdzenia częstotliwości wibracji własnych częstotliwość wibracji własnych jest równa 50Hz±0.2Hz( oraz jej wielokrotności(?)) sposób ograniczania wartości wibracji przenoszonych na fundamenty W celu zmniejszenia wpływu wibracji podwójnej częstotliwości rdzenia stojana na fundament maszyny stosuje się zawieszenie elastyczne w korpusie stojana (jest do tego obrazek, ale raczej nic nie wnosi)

Zestaw 4

0.1 ≤WFP

1) Gaszenie pola elektromagnetycznego wirnika turbogeneratora. W przypadku uszkodzenia elementów wewnętrznych TG oraz elementów sieci zewnętrznej z nim współpracujących(szynoprzewodów, transformatora blokowego). Należy możliwie szybko obniżyć do zera siłę elektromotoryczną TG. Uzwojenie wirnika ma dużą indukcyjność i dlatego proste odłączenie go od zasilania(wzbudnicy) prowadzi di przepięc niebezpiecznych dla izolacji tego uzwojenia i nadpalenia styków wyłącznika. Stosuje się więc urządzenia AGP(automat gaszenia pola). Zasadę działania przedstawiono na rysunku:

W paśmie cz. 0.01kHz≤f≤1kHz(siła wymuszająca promieniowa) Stan węzłów zawieszenia rdzenia uznaje się za dobry:

0.001 ≤ WFP ≤ 0.015 Dostateczny:

Zły:

W paśmie cz. 0.01kHz≤f≤2kHz(siła wymuszająca osiowawzdłuż osi belki) Wyznaczanie wibracji własnych elementów konstrukcyjnych turbogeneratora w kolejnych etapach jego budowy, jest skutecznym sposobem wykrywania wad konstrukcyjnych i technologicznych.

1-wzbudnica 2-uzwojenie wzbudzenia TG 3-styki główne AGP 4-styki do gaszenia łuku 5-krata do gaszenia łuku 6-rezystancja bocznikująca Aby ugasić pole otwierają się styki główne 3, a następnie gaszenia 4. Po otwarciu tych ostatnich powstaje łuk elektryczny, który pod wpływem zewnętrznego poprzecznego pola mag. ( wytwarzanego przez specjalne magnesy), zaczyna się przesuwać i wpada w kratę 5, gdzie rozbija się na kilka połączonych szeregowo krótkich łuków, które gasną, gdy prąd w obwodzie wzbudzenia znika 2)Generatory asynchronizowane Ogólna zasada działania turbogeneratorów TGAS jest taka sama jak turbogeneratorów synchronicznych z tym, że posiadają one dwa uzwojenia wzbudzenia. Mogą one posiadać jednakową lub różną moc i są zasilane z oddzielnych, niezależnych źródeł(wzbudnicy maszyny). Wypadkowy strumień magnetyczny wzbudzenia może się zmieniać nie tylko co do wartości, ale także w fazie. Można dokonywać przemieszczeń lub obrotów strumienia w stosunku do samego wirnika. Dokonuje się tak zwanej regulacji wektorowej.

P=

U∗E y x

; Q=

−U 2 U ∗E + x x

Ex, Ey-zadane wartości regulacyjne

δ−¿

kat obciążenia W maszynie asynchronizowanej moc czynna nie zależy od kąta obciążenia. Dodatkowo można niezależnie regulować moc czynną i moc bierną. Nie występują ograniczenia dla regulacji mocy biernej Wzrasta możliwość pracy TG przy przesyłaniu energii na dalekie odległości przy „słabych powiązaniach” systemowych. Turbogeneratory asynchronizowane są wykorzystywane do regulacji poziomów napięć oraz poprawy lokalnej stabilności w systemie elektroenergetycznym. 3)Badania stanu technicznego elementów stojana przy pomocy udaru mechanicznego Badanie stanu technicznego elementów stojana, umożliwiają badania wibracji własnych jego elementów metodą udaru mechanicznego. W badaniach wykorzystuje się: czujniki przyspieszeń wibracji (umieszczone na elementach badanych), cechowany młotek (z czujnikiem siły) do generowania impulsów i analizator sygnałów. Badanie polega na wymuszeniu drgań za pomocą młotka oraz obserwacji odpowiedzi przez czujniki w odpowiednich miejscach. Z pomiarów udarowych wyznacza się : • widmową funkcję przejścia (WFP) – odniesienie sygnału przyspieszenia odpowiedzi [ms–2] do sygnału siły wymuszenia; [N] w funkcji częstotliwości, • fazę – różnica faz sygnału wyjściowego i wejściowego w funkcji częstotliwości, • koherencję – znormalizowany w dziedzinie częstotliwości pomiar korelacji między dwoma sygnałami. Wynik koherencji jest liczbą bezwymiarową mieszczącą się w zakresie 0–1. Dobry stan techniczny poszczególnych części stojana to brak w ich widmie częstotliwości odpowiedzi wibracji własnych o częstotliwości bazowej fb=0.05kHz i jej wielokrotności (fi=k* fb±0.002kHz, gdzie k=1;1.5;2;2.5…). W przypadku występowania w widmie częstotliwości fi stan techniczny należy oceniać z kryterium, które wykorzystuje średnią kwadratową wartości widmowej funkcji przejścia(WFPes(i)). Wartość tej funkcji wyznacza się z sumowania geometrycznego ilorazów zmierzonych wartości istotnych harmonicznych przyspieszenia[m/s2] odpowiedzi i sliły [N] wymuszenia przyjetych pasmach częstotliwości odraz dla częstotliwości fi

WFPes (s)=

√[ ∑

❑

f −f (n)

f −f (l)

( WFP es(i) )

[ ] m s N 2

Wartości kryterialne: Stan sprasowania rdzenia uznaje się za dobry:

0.005 ≤WFP ≤ 0.01 Dostateczny:

0.01 ≤WFP ≤ 0.1 Zły:

0.015 ≤WFP ≤ 0.1 0.1 ≤WFP

2

wywołanego przez prąd płynący w połączeniach czołowych uzwojenia stojana. W niektórych dużych turbogeneratorach są instalowane miedziane ekrany dla zmniejszenia wartości indukcji rozproszenia połączeń czołowych uzwojeń. Przy zainstalowanym ekranie miedzianym, obserwuje się pełne ekranowanie jarzma rdzenia od strumieni rozproszenia i istotne zmniejszenie indukcji rozproszenia w pobliżu dna żłobków.. Taka konstrukcja, mimo że zmniejsza nagrzewanie skrajnych elementów turbogeneratora, ustępuje pod względem efektywności konstrukcjom z magnetycznymi bocznikami. Nie zapewnia ona jednak w wielu przypadkach możliwości pracy w obszarze pojemnościowym przy nominalnej mocy czynnej

Zestaw 5

Zestaw 6

1) Kołpaki wirnika turbogeneratora (ich rola, sposoby mocowania itp.) Kołpaki są elementami wirników generatorów służącymi do zabezpieczenia połączeń czołowych uzwojenia wzbudzenia przed skutkami oddziaływania sił odśrodkowych i elektrodynamicznych w czasie pracy. Kołpaki wirników są najbardziej mechanicznie obciążonymi elementami generatora, narażonymi na rozerwanie...