8.3. Турбогенераторы и гидрогенераторы

8.3.1. Турбогенераторы.

В настоящее время на ТЭС России эксплуатируется около 1200 ТГ суммарной мощностью около 150 ГВт. Все генераторы отечественного производства. Мощности турбогенераторов стандартизированы. Около 60% мощности составляют генераторы мощностью 100-320 МВт. Мощности остальных ТГ: 500, 800, 1200 МВт (1200 МВт один турбоагрегат на Костромской ГРЭС). Номинальные напряжения ТГ также стандартизированы и находятся в диапазоне 6,3 - 24 кВ.
Большинство отечественных ТГ имеют большую надёжность, чем аналогичные генераторы в США, но несколько меньшую, чем ТГ новейших серий фирм ABB и Simens/KWU.
Распределение турбогенераторов по группам мощностей приведено в табл. 8.1. По сравнению с США структура мощностей турбогенераторов России несколько сдвинута в область меньших мощностей (100 - 200 МВт). В США доля установленной мощности блоков 300 - 500 МВт составляет 40 %, что несколько больше, чем в России (30 %).

В последние 30—40 лет в мире имел место рост единичной мощности турбогенераторов, который приводил к снижению удельных затрат материалов генераторов на единицу мощности, удельных капиталовложений при сооружении станции и стоимости электроэнергии. Например, удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности для турбогенератора 200 МВт почти в 2,5 раза меньше, чем для турбогенератора мощностью 32 МВт. Коэффициент полезного действия турбогенераторов мощностью 1200 МВт примерно равен 99 %.
В последние годы рост единичных мощностей турбогенераторов замедлился по причинам технического характера, которые связаны с необходимостью внедрения сложных методов охлаждения, ограничениями по механическим напряжениям ротора и вибрациям. Принципиально электромашиностроение способно создать генераторы мощностью 2000—2500 МВт, однако социально-экономические последствия аварийного выхода из строя такого агрегата пока лишают актуальности задачу применения машин такой единичной мощности.
Несмотря на то, что КПД ТГ довольно высокий, активные потери в нём всё же большие, так для ТГ мощностью 1200 МВт (КПД примерно равен 99%), потери составляют примерно 12000 кВт, что приводит к повышению температуры генератора. Наиболее критичной к повышению температуры является изоляция обмоток. Для нормальной работы генератора требуется интенсивное охлаждение.
По принципу охлаждения ТГ делятся на машины с косвенным (поверхностным) охлаждением и непосредственным охлаждением проводников обмоток статора и ротора различными охлаждающими агентами. В качестве охлаждающих агентов в ТГ применяется воздух, водород, дистиллированная вода и трансформаторное масло.
Водородное охлаждение, в том числе и водородно-водяное, применяется для 64,5 % турбогенераторов (по мощности), водяное, в том числе водомасляное, — для 5,5 % турбогенераторов (по мощности). Отечественные турбогенераторы с водоводородным охлаждением находятся на уровне лучших зарубежных машин, а по ряду показателей их превосходят. Турбогенераторы с полным водяным охлаждением мощностью 50—800 МВт за рубежом не изготавливаются.
Несмотря на заметные преимущества водородного и водоводородного охлаждения, многолетний опыт их применения показал, что экономически целесообразно в настоящее время возобновить производство турбогенераторов с полным воздушным охлаждением. Эти машины оказываются более простыми в эксплуатации и менее пожароопасными. За рубежом освоено производство турбогенераторов с воздушным охлаждением до 300 (450) МВт, а в России - до 160 МВт.
ТГ серии ТВМ мощностью 300 и 500 МВт охлаждаются трансформаторным маслом, воздухом и водой. Для обмоток статора масло является хорошей изолирующей средой, что позволяет повысить их напряжение до 36,75 кВ по сравнению с 20-24 кВ с другими агентами охлаждения. В настоящее время в ТГ ТВМ масло заменяют негорючим жидким диэлектриком (совтол, клофен, пиранол).
Следует отметить, что в связи с изменением организации хозяйственной деятельности в последние два десятилетия и распадом СССР наблюдаются негативные тенденции в состоянии и структуре электроэнергетических мощностей. Так, более 50 % общего числа турбогенераторов России отработали установленные нормами минимальные сроки службы. Например, парк турбогенераторов мощностью 60 МВт и более, отслуживших более 25 лет, составляет 55 % против 41 % в США, и в то же время турбогенераторы, прослужившие менее 20 лет в России, составляют 26 %, а в США - 43 %. Такая ситуация диктует необходимость осуществления замены наиболее изношенных генераторов на новые наряду с мероприятиями по продлению срока службы остальных машин путём совершенствования профилактического обслуживания на базе непрерывного контроля и текущего ремонта.

8.3.2. Гидрогенераторы.

На 64 ГЭС России работают 395 генераторов с мощностью более 30 МВт. Общая мощность всех ГЭС 44 ГВт. Более половины вырабатываемой на ГЭС электроэнергии приходится на ГГ большой мощности 200-640 МВт (табл.8.2.).

Основная доля вырабатываемой гидроэлектростанциями электроэнергии (54,2 %) в России приходится на гидрогенераторы большой мощности (200—640 МВт). Из 120 ГЭС в мире мощностью 1000 МВт и более российских - 10, т.е. одна двенадцатая часть. Однако использование гидропотенциала по нашей стране неравномерное: в европейской части страны оно составляет 46,4 %, в Сибири 19,7 %, в восточных регионах только 3,3 % и в среднем по стране около 20 %. Экономически целесообразный к использованию гидропотенциал страны составляет 850 млрд. кВт • ч в год, что примерно в 5 раз больше возможностей сегодняшних ГЭС. Во Франции и Германии степень использования экономически целесообразного гидропотенциала более 90 %, в Японии - 84 %, в США - 73 %, Испании - 63 % и т.д.
Мощность единичных гидроагрегатов определяется в основном параметрами источников гидроэнергии, однако в настоящее время имеется тенденция увеличения мощности применяемых гидрогенераторов. Рекордные по мощности ГГ: машины ГЭС Итайпу (Бразилия) - 750 МВт, Саяно-Шушенской ГЭС (Россия) - 745 МВт, Гранд-Кули (США) - 545 МВт.
Обычно в ГГ используется воздушное или водяное охлаждение (косвенное, форсированное или непосредственное). При непосредственном охлаждении охлаждающий агент (воздух или вода) непосредственно соприкасается с проводниками, отводя от них теплоту. Непосредственное водяное охлаждение обмотки статора впервые в мире было применено на ГГ Красноярской ГЭС. Зарубежные фирмы также уделяют большое внимание проблемам использования непосредственного водяного охлаждения ГГ.
КПД ГГ достаточно высок и достигает в генераторах большой мощности 97-98,7%.
Большая доля отечественных гидрогенераторов отработала уже 30 лет и более. Ввод новых мощностей в последние 20 лет существенно отстаёт от среднего мирового уровня. Доля гидрогенераторов со сроком службы менее 30 лет в мире составляет около 65 %, в России только 40 %. Для 77 % отечественных гидрогенераторов по ГОСТ уже истек нормативный срок службы.
Зарубежный опыт многих стран показывает, что полная замена гидрогенераторов может быть экономически выгодной только для машин малой мощности, для остальной же части более целесообразна модернизация действующего оборудования.