Турбогенератор твв: Турбогенераторы

alexxlab | 08.08.1995 | 0 | Разное

Содержание

Турбогенераторы «Электросила» | ООО «Росэлектромаш»

Все статьи

Новосибирская компания Росэлектромаш является поставщиком: турбогенераторов, и энергетического оборудования производства ОАО Электросила и других предприятий энерго- и электромашиностроения.

Турбогенераторы «Электросила» серий ТФ, ТВВ, ТЗВ

Предназначены для выработки электроэнергии в продолжительном номинальном режиме работы при непосредственном соединении с паровыми турбинами. Устанавливаются на тепловых и атомных электростанциях. Турбогенераторы Электросила представлены следующими сериями (см. табл.)

Турбогенераторы Электросила ТФ — турбогенераторы с непосредственным воздушным охлаждением обмотки ротора и сердечника статора, с косвенным охлаждением обмотки статора.
Буква Г означает сопряжение генератора с газовой турбиной, П — с паровой.

Турбогенераторы Электросила ТВВ — турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмотки ротора водородом и обмотки статора — дистиллированной водой с заполнением корпуса статора водородом. В серию входят турбогенераторы мощностью от 160 000 до 1 200 000 кВт. Буква Е означает принадлежность к единой унифицированной серии, К — изготовление бандажных колец ротора из коррозионностойкой стали.

Турбогенераторы Электросила ТЗВ — турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмоток ротора и статора водой, с косвенным водяным охлаждением активной стали сердечника статора и заполнением внутреннего пространства генератора воздухом при давлении, близком к атмосферному.

В комплект поставки турбогенераторов Электросила входят системы возбуждения (типа СТС или СТН), маслоснабжения, водородного и водяного охлаждения (ТВВ), а также запасные части и приспособления.

Турбогенераторы Электросила изготавливаются в соответствии с ГОСТ 533-85, по индивидуальным техническим условиям и в различных исполнениях: в общепромышленном, тропическом и экспортном.

Турбогенераторы «Электросила» — основные технические характеристики

Тип турбогенератораМощностьНапряжение, ВЧастота вращения, об/минЧастота тока, ГцMaсса, кг
кВАкВт
Турбогенераторы Электросила ТФ-1,5-2 У3187515006303000508200
Турбогенераторы Электросила ТФ-3-2 У337503000630030005020000
Турбогенераторы Электросила ТФ-10-2 У312500100001050030005032000
Турбогенераторы Электросила ТФП(Г)-16-2 У320000160001050030005055000
Турбогенераторы Электросила ТФ-20-2 У32500200001050030005059300
Турбогенераторы Электросила ТФ-25-2 У337500300001050030005070000
Турбогенераторы Электросила ТФ-25-2/6,3 У337500
30000
630030005070000
Турбогенераторы Электросила ТФ-15-4 У327780250001050015005070000
Турбогенераторы Электросила ТФ-36-2 У340000360001050030005090000
Турбогенераторы Электросила ТФ-48-2 У3600004800010500300050120000
Турбогенераторы Электросила ТФ-60-2 У3750006000010500300050120000
Турбогенераторы Электросила ТФП(Г)-80-2 У31000008000010500300050155000
Турбогенераторы Электросила ТФП-110-2 У313750011000010500300050190000
Турбогенераторы Электросила ТФГ-110-2 У313750011000010500300050190000
Турбогенераторы Электросила ТФП-100-2/13,8 У311765010000013800300050
200000
Турбогенераторы Электросила ТФП-160-2 У320000016000015750300050244000
Турбогенераторы Электросила ТФ11-180-2 У321180018000015750300050244000
Турбогенераторы Электросила ТФГ-160-2 У320000016000015750300050262000
Турбогенераторы Электросила ТФ-220-2 У325880022000015750300050294000
Турбогенераторы Электросила ТВВ-160-2Е У318820016000018000300050165000
Турбогенераторы Электросила ТВВ-220-2Е У325880022000015750300050220000
Турбогенераторы Электросила TBB-320-2E УЗ, ТЗ37600032000020000300050257000
Турбогенераторы Электросила ТВВ-320-2ЕК У3, Т337600032000020000300050257000
Турбогенераторы Электросила ТВВ-350-2 -У3
411770
35000015750300050350000
Турбогенераторы Электросила ТВВ-400-2 У347060040000020000300050350000
Турбогенераторы Электросила ТВВ-500-2Е У3, Т358820050000020000300050340000
Турбогенераторы Электросила ТВВ-500-2ЕК У3, Т358820050000020000300050340000
Турбогенераторы Электросила ТВВ-800-2Е У3888900
800000
24000300050502000
Турбогенераторы Электросила ТВВ-800-2ЕК У388890080000024000300050502000
Турбогенераторы Электросила ТВВ-1000-2 У31111111100000024000300050541000
Турбогенераторы Электросила TBB-I000-2K У31111111100000024000300050541000
Турбогенераторы Электросила ТВВ-1000-4 У311111111000000
24000
150050670000
Турбогенераторы Электросила ТВВ-1000-4К У31111111100000024000150050670000
Турбогенераторы Электросила ТВВ-1200-2 У31330000120000024000300050610000
Турбогенераторы Электросила ТЗВ-320-2 У337600032000020000300050270000
Турбогенераторы Электросила ТЗВ-800-2 У388900080000024000300050480000

Помимо гидрогенераторов и турбогенераторов к числу основных видов продукции завода Электросила относятся крупные машины постоянного и переменного тока, которые используются в качестве приводов прокатных станов, судовых генераторов и механизмов, буровых установок (в том числе и морских), вагонов метро, трамваев, электропоездов. Номенклатура двигателей, генераторов и турбогенераторов, выпускаемых «Электросилой», чрезвычайно широка.

Учитывая, что рост сектора энергомашиностроения в России в течение ближайших нескольких лет маловероятен, завод «Электросила» видит свою задачу в переориентации с продажи нового оборудования внутренним потребителям в сторону предоставления в большем объеме сложных сервисных услуг, в том числе ремонт машин и поставка запасных частей.

Турбогенератор ТВВ-1000 | Балаковская АЭС электрооборудование

Страница 44 из 110

Турбогенератор ТВВ -1000 и его системы

Цели обучения

По окончании занятия обучаемые смогут:
Описать принцип обратимости электрических машин;
Описать принцип действия синхронного генератора;
Описать устройство и работу генератора;
Описать систему водородного охлаждения генератора;
Описать систему газоохлаждения генератора;
Описать систему теплоконтроля генератора;
Описать технологические защиты генератора;
Описать действия оперативного персонала при отклонениях от нормального режима работы генератора.

Описать принцип действия, устройство, работу генератора ТВВ-1000 и его систем

5.1.01. Проводник в магнитном поле

5.1.03. Правило “левой руки”

5.1.04. Элементарный двигатель

Принцип обратимости электрических машин

Электрическим машинам различного принципа действия свойственна единая природа электромагнитных и энергетических процессов, возникающих при взаимодействии проводника и магнитного поля. Поэтому, прежде чем приступить к изучению принципа работы и свойств электрических машин, будет полезным остановиться на законах и явлениях, общих для всех электрических машин. При этом воспользуемся простейшей моделью, состоящей из магнита, в магнитное поле которого помещен проводник.
В процессе работы электрической машины в режиме генератора происходит преобразование механической энергии в электрическую. Природа этого процесса объясняется законом электромагнитной индукции: если внешней силой F воздействовать на помещенный в магнитное поле проводник и перемещать его, например, слева направо перпендикулярно вектору магнитной индукции В магнитного поля, то в проводнике будет наводится электродвижущая сила (ЭДС) (рис. 5.1.01.).

Для определения направления ЭДС следует воспользоваться правилом “правой” руки (рис. 5.1.02.).
Применив это правило, определим направление ЭДС в проводнике (от нас). Если концы проводника замкнуты на внешнее сопротивление R (потребитель),то под действием ЭДС в проводнике возникнет ток такого же направления. Таким образом, проводник в магнитном поле можно рассматривать в этом случае как элементарный генератор.
В результате взаимодействия тока I с магнитным полем возникает действующая на проводник электромагнитная сила Ампера.

Направление силы F3M можно определить по правилу “левой руки” (рис. 5.1.03.). В рассматриваемом случае эта сила направлена справа налево, т.е. противоположно движению проводника. Таким образом, в рассматриваемом элементарном генераторе сила Ампера F3M является тормозящей по отношению к движущей силе F.
При равномерном движении проводника F=Fэm. Умножив обе части равенства на скорость движения проводника, получим:
FV =FэмV
Подставим в это выражение значение F3M из (1.2), и , учитывая (1.1)

Левая часть равенства определяет значение механической мощности, затрачиваемой на перемещение проводника в магнитном поле; правая часть значение электрической мощности, развиваемой в замкнутом контуре электрическим током I. Знак равенства между этими частями показывает, что в генераторе механическая мощность, затрачиваемая внешней силой, преобразуется в электрическую.
Если внешнюю силу F к проводнику не прикладывать, а от источника электроэнергии подвести к нему напряжение U так, чтобы ток I в проводнике имел направление, указанное на рис. 5.1.04, то на проводник будет действовать только электромагнитная сила Fэм. Под действием этой силы проводник начнет двигаться в магнитном поле. При этом в проводнике индуцируется ЭДС с направлением, противоположным напряжению U (рис. 5.1.04.). Таким образом, часть напряжения U, приложенного к проводнику,уравновешивается ЭДС Е, наведенной в этом проводнике, а другая часть составляет падение напряжения в проводнике:
Умножив обе части равенства на ток I:

Подставляя вместо Е значение ЭДС из (1.1), получим

или согласно (1.2)

Из этого равенства следует, что электрическая мощность (UI), поступающая в проводник, частично преобразуется в механическую (Fэm V), а частично расходуется на покрытие электрических потерь в проводнике (I2г). Следовательно, проводник с током, помещенный в магнитное поле, можно рассматривать как элементарный двигатель.
Рассмотренные явления позволяют сделать вывод:
для любой электрической машины обязательно наличие электропроводящей среды (проводников) и магнитного поля, имеющих возможность взаимного перемещения;
при работе электрической машины как в режиме генератора, так и в режиме двигателя одновременно наблюдается индуцирование ЭДС в проводнике, пересекающем магнитное поле и возникновение силы, действующей на проводник, находящийся в магнитном поле, при протекании по нему электрического тока;
взаимное преобразование механической и электрической энергий в электрической машине может происходить в любом направлении, т.е. одна и та же электрическая машина может работать как в режиме двигателя, так и в режиме генератора; это свойство электрических машин называют обратимостью.
Принцип обратимости электрических машин был впервые установлен русским ученым Э.Х.Ленцем.

Принцип действия синхронного генератора

Для изучения принципа действия синхронного генератора воспользуемся упрощенной моделью синхронной машины (рис. 5.1.05.). Неподвижная часть машины, называемая статором, представляет собой полый шихтованный цилиндр 1 (сердечник статора) с двумя продольными пазами на внутренней поверхности. В пазах расположены стороны витка 2, являющегося обмоткой статора. Во внутренней полости сердечника статора расположена вращающаяся часть машины ротор, представляющий собой постоянный магнит 4 с полюсами N и S, закрепленный на валу 3. Вал ротора посредством ременной передачи механически связан с приводным двигателем.
В реальном синхронном генераторе в качестве приводного двигателя может быть использован двигатель внутреннего сгорания либо турбина. Под действием вращающего момента приводного двигателя ротор генератора вращается с частотой n1 против часовой стрелки. При этом в обмотке статора, в соответствии с явлением электромагнитной индукции, наводится ЭДС, направление которой показано на рисунке стрелками.
Так как обмотка статора замкнута на нагрузку Ζ, то в цепи этой обмотки появится ток i.
В процессе вращения ротора магнитное поле постоянного магнита тоже вращается с частотой п1, а поэтому каждый из проводников обмотки статора попеременно оказывается то в зоне северного (N) магнитного полюса, то в зоне южного (S) магнитного полюса. При этом каждая смена полюсов сопровождается изменением направления ЭДС в обмотке статора. Таким образом, в обмотке статора синхронного генератора наводятся переменная ЭДС, а поэтому ток i в этой обмотке и в нагрузке Z также переменный.
Мгновенное значение ЭДС обмотки статора в рассматриваемом синхронном генераторе:
5.1.05. Упрощенная модель синхронного генератора

5.1.06. Графики распределения магнитной индукции в воздушном зазоре синхронного генератора

5.1.07. Электромагнитная схема синхронного генератора


где:
Βδ- магнитная индукция в воздушном зазоре между сердечником статора и полюсами ротора, Тл
L – активная длина одной пазовой стороны обмотки статора, м V – линейная скорость движения полюсов ротора относительно статора, м.
Если ротор в единицу времени совершает п1 полных оборотов и при каждом обороте угол поворота изменяется на 2π, следовательно: изменение угла поворота за единицу времени или угловая скорость полюсов равна:

Линейная и угловая скорости связаны выражением:

где:
r – радиус расточки статора, м.
Отсюда:
где:
D1 – диаметр расточки статора, м.
Тогда мгновенное значение ЭДС обмотки статора (В) можно выразить следующей формулой:
Эта формула показывает, что при неизменной частоте вращения ротора форма кривой переменной ЭДС обмотки статора определяется исключительно законом распределения магнитной индукции Βδ в зазоре. Если бы график магнитной индукции Βδ в зазоре представлял собой синусоиду (Bδ=Bmax Sinα), то ЭДС генератора была бы синусоидальной. Однако получить синусоидальное распределение индукции в зазоре практически невозможно. Так, если воздушный зазор δ постоянен, то магнитная индукция Βδ в воздушном зазоре распределяется по трапецеидальному закону (рис. 5.1.06. кривая 1), а следовательно, и график ЭДС генератора представляет собой трапецеидальную кривую. Если края полюсов скосить так, чтобы зазор на краях полюсных наконечников был равен биах,то график распределения магнитной индукции в зазоре приблизится к синусоиде (рис. 5.1.06 кривая 2), а следовательно, и график ЭДС генератора приблизится к синусоиде.
Частота ЭДС синхронного генератора ft (Гц) прямо пропорциональна частоте вращения ротора п1 (об/мин), которую принято называть синхронной частотой вращения:

Здесь р число пар полюсов; в рассматриваемом генераторе два полюса, т. е. р=1.
Для получения промышленной частоты ЭДС (50 Гц) ротор такого генератора необходимо вращать с частотой
ri! =3000 об/мин,
тогда :
f=1×3000/60=50 Гц.
Постоянные магниты на роторе применяются лишь в синхронных генераторах весьма малой мощности, в большинстве же синхронных генераторов для получения возбуждающего магнитного поля применяют обмотку возбуждения, располагаемую на роторе.
На рисунке 5.1.07. показана простейшая обмотка возбуждения, которая подключена к источнику постоянного тока через скользящие контакты, осуществляемые посредством двух контактных колец, располагаемых на валу, изолированных от вала и друг от друга, и двух щеток.
Как уже отмечалось, приводной двигатель (ПД) приводит во вращение ротор синхронного генератора с синхронной частотой n1 и индуцирует в трехфазной обмотке статора переменные ЭДС ЕАЕвЕс которые, будучи одинаковыми по значению и сдвинутыми по фазе относительно друг друга на 1/3 периода (120 эл. град), образуют трехфазную симметричную систему ЭДС.
С подключением нагрузки в фазах обмотки статора появляются токи IAIвIс. При этом трехфазная обмотка статора создает вращающее магнитное поле. Частота вращения этого поля равна частоте вращения ротора генератора (об/мин):
n1=f160/р
Таким образом, в синхронном генераторе поле статора и ротор вращаются синхронно, отсюда и название – синхронные машины.

Турбогенератор ТВВ-400-2 – Чертежи, 3D Модели, Проекты, Электрические машины

Иркутский государственный технический университет
Кафедра электропривода и электрического транспорта
Курсовой проект по дисциплине: «Электрические машины»
На тему: “Проектирование турбогенераторов”
Иркутск 2017

Исходные данные Турбогенератора ТВВ
Номинальная мощность, кВт Рн = 400000
Номинальное (линейное) напряжение, кВ – Uн = 18
Коэффициент мощности, Cоsj = 0,85
Частота сети, Гц – f = 50
Число фаз – m = 3
Число полюсов – 2р = 2
Соединение фаз обмотки статора – звезда
Отношение короткого замыкания (ОКЗ) = 0,5
Охлаждение обмотки статора – непосредственное водой
Охлаждение обмотки ротора – непосредственное водородом

Расчеты подогнаны, см. комментарии
В данной работе рассматривается Турбогенератор с охлаждением вида ТВВ (непосредственное охлаждение водой ротора, и непосредственное охлаждение водородом статора). Предназначен для преобразования механической энергии пара в электрическую. Рассчитан на номинальную мощность 400 Мвт.
Графическая часть представляет собой сборочный чертёж турбогенератора, в спецификации представлены названия деталей.
С
Содержание
Введение 4
1. Определение основных размеров и электромагнитных нагрузок 5
1.1 Полная номинальная мощность. 5
1.2 Растчёт обмоточных данных статора. 6
2.Расчёт зубцовой зоны ротора и обмотки возбуждения 16
3. Электромагнитный расчёт 23
4.Характеристика холостого хода 28
5.Индуктивное сопротивление обмотки статора 28
6.Ток возбуждения при нагрузке. Диаграмма Потье. 30
7.Определение ОКЗ и статической перегружаемости из диаграммы Потье 32
8.Параметры, постоянные времени и токи короткого замыкания 32
9. Весовые характеристики турбогенератора 35
10.Расчёт потерь и коэффициента полезного действия 36
10.1.Потери короткого замыкания 37
10.2. Механические потери 37
11.Характеристики турбогенератора 39
12.Характеристики коэффициента полезного действия 42
Заключение 45
Список использованных источников 46
Спецификация 47

Состав: Турбогенератор (ТГ), Спецификация, ПЗ

Софт: AutoCAD 2011

Производство стержней генераторов – официальный сайт Воротынского энергоремонтного завода

Производство статорных обмоток

ДЛЯ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

  • Т, Т2, ТВ, ТВ2, ТГВ, ТВВ
  • ТВФ, ТЗФ, ТЗФП, ТЗФГ и др.
  • мощностью до 300 МВт

ДЛЯ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ

  • СВ, ВГС
  • ВГДС и др.
  • любой мощности

Варианты транспозиции:
360°, 540°, 720°

Возможно изготовление стержней
с прямым водяным или водородным охлаждением

Уникальная автоматизированная линия

Изготовление стержней статора для турбогенераторов и гидрогенераторов производится на линии, спроектированной специально для ООО «ВЭРЗ». В ее составе оборудование производства французской компании VUNCENT INDUSTRIES и швейцарской MICAMATION.

Преимущества автоматизированного производства:

  • Высокая точность геометрических параметров стержня
  • Исключение повреждений стержней при формовке
  • Абсолютная идентичность сформованных стержней благодаря 3D моделированию
  • Высокая производительность: скорость изготовления 1-го комплекта – от 1 до 3 месяцев

Используем материалы собственного производства

Входим в группу компаний «Москабельмет». Благодаря чему при производстве статорных обмоток электрических машин используется провод собственного изготовления.

Применяем материалы ведущих мировых и отечественных производителей

Изоляционные, полупроводящие и консолидирующие материалы последнего поколения ведущих мировых и отечественных производителей: VONROLL ISOLA, ISOVOLTA, Элинар, Диэлектрик

Основные этапы изготовления стержня

ПЛЕТЕНИЕ ТРАНСПОНИРОВАННЫХ СТЕРЖНЕЙ с помощью машины RoebelBC8540LR от Vincentindustrie

КОНСОЛИДАЦИЯ ПОЛУСТЕРЖНЕЙ В ПАЗОВОЙ ЧАСТИ на гидравлическом прессе MP-371 от MICAMATION

ФОРМОВКА ЛОБОВЫХ ЧАСТЕЙ СТЕРЖНЯ на формовочном станке Н-TBFM-8000 от VincentIndustrie

КОНСОЛИДАЦИИ ПОЛУСТЕРЖНЕЙ В ЛОБОВОЙ ЧАСТИ и ПАЙКА с помощью индукционного нагревателя MFG 30 DA от ELDEC

ЗАПЕЧКА КОРПУСНОЙ ИЗОЛЯЦИИ

ИЗМЕРЕНИЯ и ИСПЫТАНИЯ в объеме РД 34.45-51.300-97

УПАКОВКА ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ


Пример качественно и некачественно выполненных стержней для статора турбогенератора

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

РУСЭЛПРОМ

РУСГИДРО – ГИДРОРЕМОНТ-ВКК

ИНТЕР РАО

ГМК НОРИЛЬСКИЙ НИКЕЛЬ

НОВОЛИПЕЦКИЙ МЕТАЛЛУРГИЧЕСКИЙ КОМБИНАТ

ЛУКОЙЛ-АСТРАХАНЬЭНЕРГО

СИЛОВЫЕ МАШИНЫ

Оставьте заявку для бесплатной консультации по телефону прямо сейчас ПРАЙС-ЛИСТЫ

ЭЛСИБ приступил к модернизации оборудования двух ГРЭС СГК — Назаровской и Рефтинской | | Infopro54

Оборудование планируют отправить на станции летом этого года.

В начале марта на производственных площадках новосибирского завода ЭЛСИБ началось изготовление нового турбогенератора для Назаровской ГРЭС и ротора для модернизации генератора Рефтинской ГРЭС.

Сейчас на площадке главного корпуса завода в работе находятся детали ТВФ-165В-2УЗ — турбогенератора с водородным охлаждением для Назаровской ГРЭС. Эта машина заменит работающий генератор ТВВ-165 на блоке №3.

Вес готового статора новой машины — 170 тонн, а ротора — 45 тонна. Новый генератор отличается повышенным классом изоляции «F», то есть выдерживает температуру нагрева внутри статора и ротора до 150 градусов.

На одной из производственных площадок завода — участке механической обработки — протачивают вал ротора турбогенератора ТВМ-500 для Рефтинской ГРЭС. Его длина — почти 13 метров, вес — 45 тонн, но после сборки вес готового узла составит почти 60 тонн. В отличие от машины для Назаровской ГРЭС, на станцию в Рефтинский отправят только ротор, весь турбогенератор менять не будут. Новый ротор заменит аналогичный элемент турбогенератора ТВМ-500 на блоке №10.

ТВМ-500 — турбогенератор с водомасляным охлаждением и мощностью 500 МВт. Условно мощности этого генератора хватит, чтобы обеспечить электричеством 5000 жилых домов. Машины такой мощности и типа охлаждения наиболее распространены на российских электростанциях, так как имеют КПД 98,95% и достаточно небольшие размеры. А водомасляная система охлаждения способствует снижению потерь на вентиляцию, в отличие от машин, в которых в качестве охлаждающей среды используется водород.

По предварительной информации, оборудование для Назаровской и Рефтинской ГРЭС отправится на станции летом 2021 года.

На Рефтинской ГРЭС работают 6 турбогенераторов ТГВ-300-2УЗ, 2 генератора с водородным охлаждением ТВВ-500-2МУЗ и 2 водомасляных турбогенератора ТВМ-500 и ТВМ-500-2УЗ.

На Назаровской ГРЭС в части генераторов установлены:

  • блоки 1 и 5 — турбогенераторы ТВФ 165-2 с водородным охлаждением;
  • блоки 2, 3, 6 — турбогенераторы ТВВ 165-2 с водо-водородным охлаждением;
  • блок 4 — турбогенераторы ТВВ 160-2 с водо-водородным охлаждением;
  • блок 7 — турбогенератор ТГВ-500-2 мощностью 500 МВт, имеющий водо-водородное охлаждение.

лист – АО “НПО ВЭИ Электроизоляция”

ГОДОБЪЕКТНАИМЕНОВАНИЕ РАБОТ
2006Концерн «Росэнергоатом»Модернизация стержней статорных обмоток ЗИП ТВВ-320-2У3; ТВВ-1000-2У3; ТВВ-500-2У3 в условиях производственной площадки в г. Москва
2006Тюменская ТЭЦ-2Комплексное обследование турбогенератора ТГВ-200-2МУ3
2007Сургутская ГРЭС-2Ремонт статора с заменой обмотки статора турбогенератора ТВВ-800-2У3
2007Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Кольская АЭСКомплексное обследование, оценка технического состояния и остаточного ресурса турбогенераторов ТВВ-220 и ТГ-5,6,7,8, генераторов и возбудителей генераторов ДГ энергоблоков №3 и №4. Комплексное обследование дизель-генератор 15Д100 тип 10ДН20,7/2х25,4. Комплексное обследование генераторов типа СГДС 15-54-8 дизель-генераторных установок энергоблока 3,4
2007Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Курская АЭСОбоснование остаточного ресурса возбудителей генераторов ВГТ-5000-500АУ3 энергоблока

№ 2 с целью продления срока эксплуатации

2007Сургутская ГРЭС-2Комплексное обследование турбогенераторов ТВВ-800-2ЕУ3 бл. № 1,4; виброобследование ОАО «ОГК-4» соединительных шин обмоток статоров турбогенераторов блоков 1-6
2007Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Калининская АЭСРазработка рекомендаций по модернизации штатных средств термоконтроля обмотки статоров турбогенераторов типа ТВВ-500-2У3 и ТВВ-1000-4У3; разработка рекомендаций по снижению уровней вибрации турбогенераторов типа ТВВ-500-2У3
2008Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Ленинградская АЭСКомплексное обследование дизель-генераторов СГД-16-69-6 с возбудителями ВП-111 энергоблока № 3
2008Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Смоленская АЭСОбследование и оценка остаточного ресурса турбогенератора ТВВ-500-2У3 блока №1, рабочих возбудителей ВТ-500-2У3 и резервных возбудителей ДАЗ-1818-893-ГПС-300-7503 в связи с продлением срока эксплуатации энергоблока 1
2008Сургутская ГРЭС-2Ремонт ротора турбогенератора ТВВ-800-2У3
2008Сургутская ГРЭС-1Обследование технического состояния обмоток статоров и роторов турбогенераторов ТВВ-200-2 блоков 1,8,15,16
2008Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Ленинградская АЭСПодготовка обосновывающих материалов по увеличению выработки электротехнического оборудования. Техническое обследование электротехнического оборудования схемы выдачи мощности с целью обоснования возможности увеличения нагрузки и разработки мероприятий по увеличению выработки электроэнергии
2008Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Кольская АЭСПроведение испытаний на нагревание турбогенераторов ТВВ-220-2АУ3 ст.№8 энергоблока №4, ст. №5 энергоблока №3, также проведена экспертиза и даны заключения по тепловым запасам и рекомендации по условиям эксплуатации
2008Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Балаковская АЭСРазработка комплекса предложений по повышению активной мощности турбогенератора ТВВ-1000-4 в части контроля тока ротора генератора (возбудителя) в системах с бесщеточным возбуждением; исследования возможности и пределов участия турбогенераторов АЭС в регулировании реактивной мощности и напряжения на шинах ОРУ; разработка автоматизированной системы диагностики щеточно-контактного аппарата турбогенератора; разработка конструкторской документации для внедрения модернизированной системы мониторинга силовых трансформаторов
2008Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Смоленская АЭСОбследование и оценка остаточного ресурса турбогенератора ТВВ-500-2У3 блока №1, рабочих возбудителей ВТ-500-2У3 и резервных возбудителей ДАЗ-1818-893-ГПС-300-7503 в связи с продлением срока эксплуатации энергоблока 1
2008-2009Сормовская ТЭЦРемонт двух статоров турбогенераторов ТВФ-63-2 с заменой обмотки
2009Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Билибинская АЭСПроведение технического освидетельствования, оценка остаточного ресурса и продление срока службы автоматизированных дизель-генераторных станций (ДЭС) типа КАС-500РАУ4
2009Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Ленинградская АЭСКомплексное обследование технического состояния генераторов ТВВ-500-2У3 четвертого энергоблока с целью определения возможности продления остаточного ресурса
2010-2011Сургутская ГРЭС-2Модернизация двух роторов ТВВ-800-2УЗ с заменой пазовой и витковой изоляции, с повышением класса нагревостойкости, модернизацией основных узлов
2011Сургутская ГРЭС-2Диагностика и оценка технического состояния турбогенератора ТВВ-800-2ЕУ3 блока №3. ОАО «Э.ОН России»
2011Березовская ГРЭСКомплексное обследование и диагностика турбогенератора ТВВ-800-2ЕУ3 блока №2. ОАО «Э.ОН России»
2011Смоленская ГРЭСКомплексное обследование турбогенераторов ТГВ-200М блоков № 1, 2.ОАО «Э.ОН России»
2011Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Калининская АЭСОбследование и оценка остаточного ресурса турбогенератора ТВВ-500-2У3 блока №1, рабочих возбудителей ВТ-500-2У3 и резервных возбудителей
2012«Э.ОН Россия»

«Сургутская ГРЭС-2»

Модернизация роторов турбогенераторов ТВВ-800-2ЕУЗ энергоблоков ст. №№ 2,3,5 филиала «Сургутская ГРЭС-25» ОАО «Э.ОН Россия» с поставкой материалов
2013Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Балаковская АЭСПроведение ультрафиолетового обследования генераторов энергоблоков №№3,4
2013ОАО «НПО ЦКТИ»Инструментальное обследование оборудования ОАО «Паужетская ГеоЭС» с целью продления срока службы турбогенератора ТГУ-3
2013ОАО «ТГК № 11»Оказание услуг по проведению обследования, с целью оценки технического состояния повреждений стержня обмотки статора турбогенератора ст. № 8 ГРЭС – 2 для нужд Томского филиала ОАО «ТГК №11»
2012-2013«Э.ОН Россия» «Сургутская ГРЭС-2»Работы по модернизации роторов турбогенераторов ТВВ-800-2ЕУЗ энергоблоков ст. №№2,3,5 ОАО «Э.ОН Россия» «Сургутская ГРЭС-2»
2012-2014ОАО «Э.ОН Россия» «Сургутская ГРЭС-2»Работы по модернизации роторов турбогенераторов ТВВ-800-2ЕУЗ энергоблоков ст. №№2,3,5 филиала «Сургутская ГРЭС-2» ОАО «Э.ОН Россия»
2014ОАО «Э.ОН Россия» «Сургутская ГРЭС-2»Проведение комплексного обследования состояния обмотки и активного железа статора и обмотки ротора турбогенератора ТВВ-800 бл.5 во время ремонта
2014ООО «ЭМиКС»Техническое освидетельствование турбогенератора 2ГТ ТЭЦ-2»
2014ОАО «НПО ЦКТИ»Участие в оценке технического состояния и определения остаточного ресурса гидрогенератора ст. № 6 Иркутской ГЭС»
2014ООО «ЛУКОЙЛ – Астраханьэнерго»Техническое освидетельствование турбогенератора ст. № 3 ТВФ-110-2ЕУЗ
2014-2015Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Калининская АЭСОценка технического состояния и остаточного ресурса турбогенератора энергоблока № 2 Калининской АЭС с целью продления срока службы
2015Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Нововоронежская АЭСПроведение обследования технического состояния с оценкой показателей безотказности и остаточного ресурса электрооборудования генераторов ТВВ-220-2А (станционные номер Г-9, Г-10) в комплекте с ТБС-6-2 (станционные номера ГСР-9, ГСР-10) энергоблока № 3 Нововоронежской АЭС с целью продления срока службы
2015ОАО «Э.ОН Россия»Оказание услуг по проведению комплексного диагностического обследования технического состояния турбогенератора ТГ-4 типа ТГВ-200
2015ОАО «Э.ОН Россия» «Сургутская ГРЭС-2»Договор подряда на осуществление аварийно – восстановительного ремонта резервного статора для установки на энергоблоке ст. № 4 (замена стержня) с поставкой материалов на объекте ОАО «Э.ОН Россия» «Сургутская ГРЭС -2»
2015ООО «Группа компаний ЭНЕРГОТЕХСЕРВИС»Обследование технического состояния образцов силовых и контрольных кабелей отдельно стоящего хранилища отработавшего (ОСХОТ) энергоблока № 5 Нововоронежской АЭС с целью определения дополнительного срока эксплуатации кабелей
2015ОАО «Концерн Росэнергоатом»Проведение обследования технического состояния с оценкой показателей безотказности и остаточного ресурса электрооборудования генераторов ТВВ-220-2А (станционные номера Г-9, Г-10) в комплекте с ТСБ-6-2 (станционные номера ГСР-9, ГСР-10) энергоблока № 3 Нововоронежской АЭС с целью продления срока службы
2015ООО «ЛУКОЙЛ – Астраханьэнерго»Техническое освидетельствование турбогенератора ст. № 2 ТВФ-110-2ЕУЗ
2015Филиал АО «Концерн Росэнергоатом» Ленинградская АЭСОказание услуг по обследованию, оценке технического состояния и подтверждения ресурсных характеристик щитов постоянного тока (1ЩПТ, 2ЩПТ) ОРУ-750 кВ и КРУ-0,4 кВ (секция 613-1ННБ, 613-2ННБ, 690-1НО, 690-2НО) энергоблока № 3 Ленинградской АЭС
2016ОАО «Э.ОН Россия» «Березовская ГРЭС»Комплексное обследование турбогенератора ТВВ-800-2ЕУЗ ст. №ТГ-1
2016ПАО «Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии»Оказание услуг по исследованию причин возникновения неисправностей оборудования на роторе генератора ТВВ-200-2А №9
2016-2018ФГБОУ ВПО «Национальный исследовательский университет «МЭИ»Выполнение НИОКР «Разработка отдельных элементов высокотехнологичных комплектных распределительных устройств (КРУ) классом напряжения 35 кВ различных модификаций с инновационными типами изоляционных конструкций»
2017Филиал ПАО «ОГК-2» — Красноярская ГРЭС-2Комплексное обследование двух турбогенераторов
2017Филиал ПАО «ОГК-2» — Красноярская ГРЭС-2Тепловые испытания пяти турбогенераторов
2017ПАО «Юнипро» филиал «Сургутская ГРЭС-2»Модернизация ротора ТВВ-800
2017ПАО «Юнипро» филиал «Сургутская ГРЭС-2»Проточка и шлифовка шеек вала ротора ТВВ-800
2017ПАО «Энел Россия»Обследование методом малых индукций  сердечника статора турбогенератора 390Н Среднеуральской ГРЭС
2017ООО «Автозаводская ТЭЦ»Комплексное обследование турбогенераторов №6, №9
2017ООО «Автозаводская ТЭЦ»Тепловые испытания турбогенераторов №6, №9
2017ООО «Тверская генерация»Комплексное обследование двух турбогенераторов
2017ПАО «ОГК-2» — Ставропольская ГРЭСШеф-надзор при ремонте турбогенератора ТГВ-300
2017ПАО «ОГК-2» — Троицкая ГРЭСРазборка и комплексная диагностика двух турбогенераторов ТГВ-300 ст. №4 и 5
2017ООО «Тверская генерация»Модернизация крепления обмотки статора турбогенератора ТВФ-63
2017ООО «Тверская генерация»Поставка деталей для капитального ремонта турбогенераторов ТВФ-63 и ТВС-30
2017ПАО «ОГК-2» — Троицкая ГРЭСМодернизация трубок водоподвода к витку обмотки ротора, комплексное обследование, капитальный ремонт турбогенератора ТГВ-500
2017Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» МПЭС ПС БескудниковоСредний ремонт АСК-100 и его вспомогательных систем
2017

 

ПАО «ОГК-2» — Череповецкая ГРЭС

 

Изготовление верхнего стержня обмотки статора, аварийный ремонт с заменой верхнего стержня турбогенератора ТГВ-200 ст.№1
2017

 

ПАО «ОГК-2» — Киришская ГРЭСКапитальный ремонт турбогенератора ТВФ-63 ст. №ТГ-2т, электродвигателей, токопроводов
2018ПАО «Юнипро» филиал «Березовская ГРЭС»Ремонт турбогенераторов
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.2 ТЭЦ-21Комплексное обследование турбогенератора ТВФ-110-2ЕУЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.9 ТЭЦ-20Комплексное обследование турбогенератора ТВФ-110-2ЕУЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.3 ТЭЦ-20Комплексное обследование ТВ2-30-2
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.7 ТЭЦ-12Комплексное обследование турбогенератора ТВФ-110-2ЕУЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.7 ТЭЦ-26Комплексное обследование турбогенератора ТВВ-320-2
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.1 ТЭЦ-25Комплексное обследование турбогенератора ТВФ-63-2УЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.9 ТЭЦ-8Комплексное обследование турбогенератора ТВФ-120
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.3 ТЭЦ-20Техническое освидетельствование турбогенератора ТВ-2-30-2
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.5ТЭЦ-9Комплексное обследование турбогенератора ТЗФП-80-2УЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.7 ТЭЦ-20Техническое освидетельствование турбогенератора ТВФ-110-2ЕУЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.8 ТЭЦ-21Техническое освидетельствование турбогенератора ТВВ-320-2
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.9 ТЭЦ-8Техническое освидетельствование турбогенератора ТВФ-120-2УЗ
2018ООО «Тверская генерация» Тверская ТЭЦ -3 ст.1Комплексное обследование турбогенератора ТВФ-63-2
2018ПАО «Юнипро» филиал Сургутская ГРЭС-2 энергоблок №3 ст. №3Комплексное обследование турбогенератора ТВВ-800-2ЕУЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.9 ТЭЦ-11Техническое освидетельствование турбогенератора ТВФ-110-2ЕУЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.9 ТЭЦ-12Комплексное обследование турбогенератора ТВФ-110-2ЕУЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.7 ТЭЦ-25Комплексное обследование турбогенератора ТВВ-320-2УЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.7 ТЭЦ-21Комплексное обследование турбогенератора ТВФ-120-2УЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.7 ТЭЦ-26Техническое освидетельствование турбогенератора ТВВ-320-2УЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.4 ТЭЦ-21Комплексное обследование турбогенератора ТВФ-110-2ЕУЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.11 ТЭЦ-8Комплексное обследование турбогенератора ТВФ-110-2ЕУЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.6 ТЭЦ-8Техническое освидетельствование турбогенератора ТВФ-120-2УЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.4 ТЭЦ-22Техническое освидетельствование турбогенератора ТВФ-63-2УЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.5 ТЭЦ-22Техническое освидетельствование турбогенератора ТВФ-120-2УЗ
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.11 ТЭЦ-8Техническое освидетельствование турбогенератора ТВФ-110-2
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.6 ТЭЦ-17Техническое освидетельствование турбогенератора ТВС-30
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- ст.5 ТЭЦ-23Комплексное обследование турбогенератора ТВВ-320-2
2018Филиал ПАО «Мосэнерго»- энергоблок №2 ТЭЦ-23Комплексное диагностическое обследование турбогенератора ТЗФП-110-2МУЗ
2018АО «Интер РАО-Электрогенерация» «Каширская ГРЭС» блок №1Комплексное диагностическое обследование турбогенератора ТВВ-350-2УЗ
2019АО «Интер РАО-Электрогенерация» «Северо-Западная ТЭЦ им. А.Г. Бориса»Обследование турбогенератора ТЗФГ-160-2МУЗ

Турбогенераторы Общий вид турбогенератора Турбогенератор ТВВ

Турбогенераторы

Общий вид турбогенератора

Турбогенератор ТВВ 320

Вентиляция ТВВ 320

Вентиляция ТГВ 300

Схемы вентиляции турбогенераторов

Схемы вентиляции турбогенераторов

ТВМ 300

Выемка ротора

Выемка ротора

Вариант выемки ротора

Спинка статора

Статор после выемки повреждённых пакетов

Распорка для вентиляция стали

Установлены крайние пакеты

Подготовка к опрессовке стали статора

Кольцо с обратной стороны

Гидропресс на генераторе

Подложка под лобовую часть обмотки

Укладка первых секций обмотки

Стержни обмотки статора

Стержни обмотки статора

Подпись к рис. стержней обмотки статора

Укладка нижнего слоя обмотки

Установка клиньев

Нижний слой обмотки

Установка клиньев

Соединение стержней обмотки статора

Шланги к «горячему» коллектору

Заливка лобовых частей обмотки

Защита шлангов. Установлены разделители потоков водорода

Установка внутреннего кольца

Кольцо прижато к лобовой части тяжами

Кольцо упруго прижато

Трубки охлаждения защищены

Трубки охлаждения защищены

Расточка статора

Самовентиляция ротора

«Горячая» сторона готова

Последний штрих – покраска

Примерка кольца с «холодной» стороны

Заливка обмотки. Подключение шлангов.

Подготовка к установке кольца

Установка кольца с «холодной» стороны

Установка первых тяжей

Тяжи установлены. Обмотка и шланги изолированы.

Обмотка собрана полностью

Последний штрих – покраска

Выводы обмотки статора

Выводы обмотки статора

Выводы обмотки статора

Стержни обмотки ротора

Стержни обмотки ротора

Стержни обмотки ротора

Лобовая часть обмотки ротора

Лобовая часть обмотки ротора

Бандажное кольцо

Радиальное масляное уплотнение ротора

Схема маслоснабжения генератора

(PDF) Увеличение мощности турбогенератора в процессе модернизации горнодобывающей и энергетической промышленности

IJISET – Международный журнал инновационных наук, техники и технологий, Vol. 2 выпуск 2, февраль 2015

www.ijiset.com

ISJISET.com

ISSN 2348 – 7968

162

162

162

Увеличение мощности турбогенератора в процессе

модернизации в горнодобывающей и энергетической промышленности

Вангелика Иовановская1, Мила Арапческа1

1 Факультет биотехнических наук Университета «Св.Климент Охридски», Битола, Македония

Abstract

В данной статье основное внимание уделяется турбогенератору

и положительным изменениям в нем. Произведена

замена активной стальной торцевой зоны турбогенератора

№1, работающего в РЭК Битола, с

целью улучшения состояния турбогенератора

с магнитной точки зрения во время

модернизация для увеличения мощности. Турбогенератор

типа ТВВ 200-2А производства

«Электросила» – Россия.Обмотка статора охлаждается

непосредственно дистиллятом. Обмотка ротора, сердечник статора

и корпус охлаждаются водородом.

Непосредственно реконструкция заключается в замене еще

элементов, а именно: Замена пяти концевых пакетов

каждой активной стальной торцевой зоны, которые

изготавливаются в монолитном (опорном) исполнении и

с последовательным уменьшением его высоты.

Реконструкция упорных колец с

одновременная установка нового увеличенного медного экрана

на упорные кольца.Дополнительные пальцы для

повышения герметичности и интенсификации охлаждения торцевых зон

. Стабилизация обжимной герметичности активной стали

активной зоны турбогенератора с установкой

специальных пружинных устройств так называемого давления

аккумуляторов

реконструкции были использованы специальные

инструменты, приспособления и оборудование.

Также по всем проведенным обследованиям

составлены протоколы (отчеты об испытаниях).Каждый протокол испытаний

состоит из: объекта испытаний, основы и критериев контроля

, результатов испытаний и заключения по результатам испытаний

.

Ключевые слова: Турбогенератор, замена, концевые пакеты

І. ВВЕДЕНИЕ

Турбогенератор длительной эксплуатации

характеризуется активными процессами деградации стали

. Под влиянием температур,

напряженности электрического поля, механических воздействий и

вибрационных воздействий охлаждающие среды влияют на

старение активной стали, изоляции, проводников

место.Как правило, большая часть повреждений приходится на активную сталь

в концевой зоне сердечника статора.

Неплотность прессования приводит к отдельным

колебаниям пластины, ее обрыву с

последовательным повреждением основной

изоляции и недопустимым перегревом

зубчатого зацепления на поверхности отверстия. Внезапные сбои

становятся более частыми и приводят к значительным

потерям из-за простоя и восстановления.

Все турбогенераторы, работающие за

пределами своего ограниченного ресурса, имеют пониженные

возможности в работе на максимальной нагрузке

условиях и в режиме реактивной мощности

из-за неудовлетворительного состояния активной стали

концевых зон .

Одним из кардинальных решений по обновлению турбогенератора

и продлению срока его службы

является модернизация статора с его перемоткой

и частичной заменой активной стали.

Данная модернизация произведена на генераторах

типа ТВВ-200-2А на ТЭС Битола и является предметом

данной статьи.

ІІ. АНАЛИЗ

1. Описание реконструкции)

Сама реконструкция производится заменой

еще элементов, а именно:

1.Замена пяти концевых пакетов каждой активной стальной концевой зоны

, которые изготавливаются

в монолитном (подпорном) исполнении и с последовательным уменьшением высоты

изнутри

к торцам.

Для уменьшения потерь и нагрева сердечника статора

применяется так называемый «магнитный шунт»

. Представляет собой специальные пакеты из электротехнической стали

, аналогичные пакетам из

основного сердечника, но длиной 36.5 мм первая, 31

мм вторая, 24 мм третья, 18 мм четвертая и 18,5

мм пятая упаковка изнутри в сторону

конца с сильным нажатием пальцами. (рисунок 1)

Способ размещения этих пакетов

не изменяет основной магнитный поток, а замыкает

замыкание осевых потоков от растекания по

концевым частям обмотки статора с отсечкой от

Турбогенератор и обслуживание гидрогенератора

  • Замена генераторов с непрямым охлаждением на турбогенераторы с воздушным охлаждением, позволяющая увеличить мощность генератора.
  • Модернизация ротора с заменой стопорных колец на корпусные стопорные кольца из коррозионностойкой стали.
  • Полная и частичная замена обмоток статора.
  • Модернизация систем контроля и мониторинга операционной деятельности.

165 – турбогенераторы мощностью 320 МВт

Модернизация водородо-водяных турбогенераторов серии ТВВ с перемоткой статорных обмоток и переходом на турбогенераторы серии ТВФ с непрямым водородным охлаждением статорной обмотки и ликвидацией системы водяного охлаждения статорной обмотки:


  • ТВВ-165-2 по ТВФ-165-2
  • ТВВ-200-2 по ТВФ-200-2
  • ТВВ-320-2 по ТВФ-320-2

Турбогенераторы ТГВ мощностью 200 – 300 МВт

  • Замена генераторов ТГВ-200 и ТГВ-200М на генераторы с воздушным или водородно-водяным охлаждением.
  • Замена генераторов ТГВ-300 на генераторы водородно-водяного охлаждения.
  • Модернизация систем контроля и мониторинга операционной деятельности.

Турбогенераторы мощностью 200–500 МВт

  • Модернизация статора с заменой концевых зон ламинирования и заменой обмотки статора.
  • Модернизация ротора с заменой стопорных колец на кольца новой конструкции из коррозионно-стойкой стали.
  • Замена статора на новые статоры модернизированной конструкции.
  • Увеличение мощности генератора для покрытия потребности в модернизации турбины.
  • Модернизация оборудования теплового контроля статорной обмотки.
  • Модернизация систем контроля и мониторинга операционной деятельности.

800 – 1000 МВт Турбогенераторы ТВВ и ТЗВ

  • Модернизация статора с заменой концевых зон ламинирования и заменой обмотки статора.
  • Полная или частичная замена обмоток статора четырехполюсных генераторов.
  • Замена старого статора на новые статоры модернизированной конструкции.
  • Модернизация оборудования теплового контроля статорной обмотки.
  • Модернизация систем контроля и управления производственной деятельностью.

Гидрогенераторы

  • Замена статора.
  • Замена пластинчатых сердечников и обмоток статора.
  • Модернизация полюса ротора.
  • Модернизация упорных подшипников гидрогенераторов и других подшипников с использованием композиционных материалов.
  • Модернизация систем контроля и мониторинга операционной деятельности.

Конкурс Правительства Российской Федерации на осуществление мониторинга ценового рынка по урегулированию …

Сводка закупок

Страна : Россия

Резюме: Мониторинг рынка цен по расчету НМК № 353981 «Поставка статора турбогенератора типа ТВВ-1000-4у3 номинальной активной мощностью 1100 МВт на ремонтный курс АО «Концерн Росэнергоатом»

Крайний срок: 25 февраля 2022 г.

Другая информация

Тип уведомления: Тендер

TOT Ref.№: 63411890

Документ № №: 2

2

Конкуренция: ICB

Финансист: Самофинансирование

Право собственности покупателя: Общественная

Данные покупателя

Покупатель : ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «РОССИЙСКИЙ КОНЦЕРН ПО ПРОИЗВОДСТВУ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ НА АТОМНЫХ СТАНЦИЯХ»
Россия, 171841, Тверская область, г. Удомля, 171841, Тверская область, Домле, ПромЗона Калининская АЭС
Россия

Детали тендера

Мониторинг рынка цен по п. НМЦ №353981 «Поставка статора турбогенератора типа ТВВ-1000-4У3 номинальной активной мощностью 1100 МВт по курсу ремонта АО «Концерн Росэнергоатом»
Стартовая цена: Участие Бесплатно
Дата завершения: 25 февраля 2022 23:59

Дополнительные документы

Дополнительных документов нет..!

Сервис

Компания Horus Energy предлагает станциям уникальный опыт в области диагностики и контроля технического состояния действующих агрегатов, их ремонта, обслуживания и обновления.

Обслуживание существующего оборудования

  • Капитальный ремонт основного и вспомогательного оборудования, направленный на повышение его конструктивных характеристик, добавление или изменение отдельных функций (перевод конденсационных агрегатов в режим работы на обогрев, перевод вытяжки между отопительным и генерирующим режимами) и даже полную замену оборудования новым.
  • Модернизация основного и вспомогательного оборудования с заменой некоторых основных узлов или узлов на нашем заводе или на электростанции.
  • Модернизация и замена оборудования других производителей.
  • Гарантийное обслуживание.
  • Техническая поддержка при планово-предупредительном обслуживании.
  • Быстрое обслуживание.
  • Техническое сопровождение, в том числе дежурным персоналом, при проведении внеплановых ремонтов, участие в расследовании причин повреждений.
  • Обеспечение запасными частями и специальными материалами.
  • Оценка оптимального периода восстановления после диагностики и специальных расчетов при продлении срока службы.
  • Авторский надзор.

Услуги по комплексной доставке оборудования:

  • Технический надзор за монтажом и пуско-наладкой энергетического оборудования и вводом оборудования в эксплуатацию.
  • Технический надзор при наладке оборудования (для некоторых типов оборудования).
  • Гарантийное обслуживание, участие в плановых ремонтах, разработка регламентов ремонта.
  • Решение проблем при эксплуатации, помощь в освоении эксплуатации пилотной и новой техники.
  • Регулировка компонентов пилотажного оборудования после установки.
  • Обучение персонала заказчиков и заказчиков-подрядчиков, консультационные услуги.
  • Послегарантийное обслуживание.

Сервисное обслуживание паровых турбин ТЭС:

  • Полная или частичная модернизация цилиндров высокого, среднего и низкого давления с наддувом или без него с целью увеличения мощности и КПД от 2 до 12 % и снижения удельного расхода топлива от 3 до 10 % (в зависимости от объем капитального ремонта, исходное состояние оборудования и местные условия).
  • Модернизация технологических вытяжных паровых турбин с целью увеличения их производительности за счет снижения расхода пара на производственные цели.
  • Капитальный ремонт турбины с целью адаптации основного и вспомогательного оборудования агрегата к работе в комбинированном цикле.
  • Обеспечение дополнительных отборов из цилиндров высокого, среднего или низкого давления турбин мощностью от 60 до 300 МВт для удовлетворения потребностей заказчиков в отборах технологического и греющего пара.
  • Установка дополнительных турбин мощностью от 25 до 70 МВт, использующих неиспользованный отбираемый технологический пар.
  • Обеспечение регулируемых отборов греющего пара для конденсационных турбин мощностью от 200 до 1200 МВт для достижения тепловой мощности от 100 до 500 Гкал/ч.
  • Модернизация арматуры, систем распределения и управления паром.
  • Модернизация систем контроля, вибромониторинга и диагностики.
  • Замена конденсатора и усовершенствование вспомогательного оборудования.

Обслуживание гидротурбин :

  • Замена направляющих на более эффективные.
  • Замена рабочих лопаток турбин Каплана.
  • Замена направляющих лопаток гидротурбины.
  • Замена подшипников узла и уплотнений вала.
  • Замена электромеханических регуляторов на электронные.
  • Замена материалов компонентов проточной части на кавитационно-стойкие.
  • Установка полимерных направляющих аппаратов и подшипников, не требующих смазки, в трущиеся элементы рабочего колеса.

Техническое обслуживание паровых турбин парогазовых установок

  • Долгосрочное (3-15 лет) обслуживание оборудования парогазовых установок, включая (по требованию заказчика) поставку запасных частей, техническую поддержку, инжиниринг, обучение и услуги поддержки эксплуатации, которые также доступны через систему для удаленного онлайн-мониторинга работы оборудования.
  • Модернизация газотурбинных установок и парогазовых установок ПГУ, направленная на повышение их энергетической мощности, экономичности и надежности.
  • Ремонт паровых турбин при плановом и капитальном ремонте, среднем и капитальном ремонте по состоянию и аварийном ремонте, включая поставку запасных частей и сопутствующие работы.
  • Предоставление надзорных инженеров при ремонте; поставка запасных частей и выполнение сопутствующих работ.

Обслуживание турбогенераторов и гидрогенераторов:

Турбогенераторы мощностью 50–165 МВт :

  • Замена генераторов с непрямым охлаждением на турбогенераторы с воздушным охлаждением, позволяющая увеличить мощность генератора.
  • Модернизация ротора с заменой стопорных колец на корпусные стопорные кольца из коррозионностойкой стали.
  • Полная и частичная замена обмоток статора.
  • Модернизация систем контроля и мониторинга операционной деятельности.

Турбогенераторы мощностью 165–320 МВт :

Модернизация водородо-водяных турбогенераторов серии ТВВ с перемоткой статорных обмоток и переходом на турбогенераторы серии ТВФ с непрямым водородным охлаждением статорной обмотки и ликвидацией системы водяного охлаждения статорной обмотки:

  • ТВВ-165-2 – ТВФ-165-2;
  • ТВВ-200-2 к ТВФ-200-2;
  • ТВВ-320-2 к ТВФ-320-2;

200 – 300 МВт ТГВ турбогенераторы :

  • Замена генераторов ТГВ-200 и ТГВ-200М на генераторы с воздушным или водородно-водяным охлаждением;
  • Замена генераторов ТГВ-300 на генераторы водородно-водяного охлаждения;
  • Модернизация систем контроля и мониторинга операционной деятельности.

Турбогенераторы мощностью 200–500 МВт :

  • Модернизация статора с заменой концевых зон ламинирования и заменой обмотки статора;
  • Модернизация ротора с заменой стопорных колец на кольца новой конструкции из коррозионностойкой стали;
  • Замена статора на новые статоры модернизированной конструкции;
  • Увеличение мощности генератора для покрытия потребности в модернизации турбины;
  • Модернизация оборудования теплового контроля статорной обмотки;
  • Модернизация систем контроля и мониторинга операционной деятельности.

800 – 1000 МВт ТВВ и ТЗВ турбогенераторы:

  • Модернизация статора с заменой концевых зон ламинирования и заменой обмотки статора;
  • Полная или частичная замена обмоток статора четырехполюсных генераторов;
  • Замена старого статора на новые статоры модернизированной конструкции;
  • Модернизация оборудования теплового контроля статорной обмотки;
  • Модернизация систем контроля и управления производственной деятельностью.

Гидрогенераторы :

  • Замена статора;
  • Замена пластинчатых сердечников и обмоток статора;
  • Модернизация полюса ротора;
  • Модернизация упорных подшипников гидрогенераторов и других подшипников с использованием композиционных материалов;
  • Модернизация систем контроля и мониторинга операционной деятельности.

Система возбуждения, обслуживание турбогенераторов и гидрогенераторов

  • Обследование и модернизация всех типов систем возбуждения;
  • Ремонт, наладка и испытание цифровых систем возбуждения на электростанциях;
  • Замена роторно-преобразовательных систем возбуждения генераторов на тиристорные системы независимого возбуждения и статические системы с микропроцессорным контролем и управлением.

СТЕРЖНИ ОБМОТКИ СТАТОРА – Воротынский энергоремонтный завод

3D – транспонирование:
360°, 540°, 720°

Возможно изготовление прутков
с прямым водяным или водородным охлаждением

Уникальная автоматизированная линия

Изготовление статорных стержней турбогенераторов и гидрогенераторов осуществляется на линии, разработанной специально для ООО «Воротынский энергоремонтный завод». В линейку входит оборудование производства французской компании VUNCENT INDUSTRIES и швейцарской компании MICAMATION

.

Преимущества автоматизированного производства:

  • Высокая точность геометрических параметров прутка
  • Избегайте повреждения стержней во время формования
  • Абсолютная идентичность каждого стержня благодаря 3D-моделированию
  • Высокая производительность: срок изготовления комплекта от 1 до 3 месяцев

Мы используем материалы собственного производства

ООО «Воротынский энергоремонтный завод» входит в состав Группы компаний «Москабельмет».Благодаря этому при изготовлении статорных обмоток электрических машин используется проволока собственного производства.

Используем материалы ведущих мировых и отечественных производителей

Используются изоляционные, полупроводниковые и уплотняющие материалы последнего поколения ведущих мировых и отечественных производителей: VONROLL ISOLA, ISOVOLTA, Элинар, Диэлектрик

Основные этапы изготовления бруска

Плетение транспонированных стержней на станке ROEBELBC8540LR фирмы VINCENT INDUSTRIE

Уплотнение полубрусков в пазовой части на гидравлическом прессе МП-371 от МИКАМАТ

Формовка лобовых частей бруса на формовочном станке H-TBFM-8000 от VINCENT INDUSTRIE

Укрепление полустержней в лобовой части и пайка индукционным нагревателем от ELDER

ОБЖИГ КОРПУСНОЙ ИЗОЛЯЦИИ

Измерения и испытания в объеме РД 34.45-51.300-97

Упаковка готовой продукции.


Пример качественного/некачественного стержня статора турбогенератора

ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

РУСЭЛПРОМ

РУГИДРО – ГИДРОРЕМОНТ ВКК

ИНТЕР РАО

НОРИЛЬСКИЙ НИКЕЛЬ

НЛМК ЛИПЕЦК

ЛУКОЙЛ АСТРАХАНЬЭНЕРГО

СИЛОВЫЕ МАШИНЫ

Отдел обслуживания клиентов: +7 (4842) 58-20-90

продажи@verz.ru

Оставьте заявку на бесплатную консультацию по телефону сейчас ПРАЙС-ЛИСТЫ

Курская АЭС досрочно завершила все ключевые проекты 2021 года

Росатом 30 декабря 2021 14:35

На Курской АЭС (филиал АО «Концерн Росэнергоатом») успешно завершено 27 ключевых проектов и мероприятий по повышению безопасности и эффективности производства электроэнергии.

Уже 2 декабря АЭС первой среди атомных электростанций России выполнила годовое государственное задание по выработке электроэнергии. По состоянию на 30 декабря выработано более 25 млрд кВтч электроэнергии при плане 22,8 млрд кВтч. Это на 1,4 млрд кВтч больше целевого уровня, установленного концерном Росэнергоатом. Работа энергоблоков станции предотвратила попадание в атмосферу более 12,5 млн тонн выбросов парниковых газов в эквиваленте СО2.

Значительный вклад в выполнение планов и задач года внесен при эксплуатации энергоблока №1 Курской АЭС, введенного в эксплуатацию без выработки 19 декабря текущего года. За 45 лет надежной и безопасной эксплуатации энергоблок №1 передал в энергосистему страны более 251 миллиарда киловатт-часов электроэнергии, что равно энергопотреблению Курской области на современном уровне за 30 лет.

Стабильная и безопасная генерация электроэнергии обеспечивается за счет оптимизации сроков плановых ремонтов и модернизации оборудования.Благодаря использованию инструментов Производственной системы Росатома (ПСР) ремонтная кампания текущего года на Курской АЭС завершилась с высоким уровнем качества на 50,5 дней раньше запланированного. Планово-предупредительный ремонт (ППР) всех четырех действующих энергоблоков выполнен за 335,5 суток вместо 386 суток. Выработка электроэнергии за счет сокращения сроков ремонтов в 2021 году превышает госзадание на 2,47 млрд кВтч.

Сотрудниками Курской АЭС за год подано более 1 тыс. предложений по совершенствованию, разработано около 38 проектов ПРБ, направленных на совершенствование всех процессов.Экономический эффект от реализованных проектов АКП составляет более 194 млн рублей.

В 2021 году в модернизацию энергоблоков вложено более 5 млрд рублей. Значительная их часть направлена ​​на управление ресурсными характеристиками реакторных установок действующих энергоблоков. В срок выполнено одно из ключевых мероприятий инвестиционной программы Концерна Росэнергоатом – модернизация статора генератора ТВВ-500 турбогенератора №6 энергоблока №1.3, а также обследование оборудования комплексной системы контроля, управления и защиты энергоблока № 3 с целью продления эксплуатации.

Успешно продолжено строительство первого и второго энергоблоков замещающей станции Курской АЭС-2. Все 10 ключевых мероприятий года, а также четыре государственных задания выполнены в соответствии с графиком, а некоторые с опережением графика. В здании реактора первого энергоблока завершена шахта реактора, установлены в проектное положение гидроемкости системы аварийного охлаждения активной зоны, произведен монтаж купольной части внутренней защитной оболочки. завершенный.Завершено бетонирование фундаментной плиты блочной насосной станции и установлена ​​в проектное положение опорная ферма в шахте реактора энергоблока № 2 Курской АЭС-2.

«Сооружение энергоблоков Курской АЭС-2 включено в Комплексную программу «Развитие оборудования, технологий и научных исследований в области использования атомной энергии в Российской Федерации на период до 2024 года», — сообщил Вячеслав Федюкин. , директор Курской АЭС.– В программе обобщены основные направления деятельности Госкорпорации «Росатом» и партнеров в области ядерной науки, технологий и строительства инновационных атомных энергоблоков. Он имеет статус национального проекта и предусматривает выполнение в 2022 году мероприятий по обеспечению физического пуска первого энергоблока Курской АЭС-2, в том числе монтаж корпуса реактора энергоблока № 1 Курской АЭС-2, энергетический пуск которой намечен на конец 2025 года.

Курская АЭС остается одним из лидеров социального развития региона. В рамках Соглашения между Госкорпорацией «Росатом» и администрацией Курской области в 2021 году на цели развитие социальной инфраструктуры города Курчатова – на строительство автомобильных дорог, благоустройство территории, ремонт учреждений образования и культуры и др.

В 2022 году планируется произвести не менее 19.836 млрд. кВт. на проведение планово-предупредительных ремонтов всех действующих энергоблоков общей продолжительностью 255 суток с работами по управлению ресурсными характеристиками реакторных установок.

Для справки:

Курская АЭС занимает ведущее место в электроэнергетике Центрально-Черноземного экономического района. С начала эксплуатации энергоблоков станция выработала около 988 млрд кВтч (больше, чем любая другая электростанция в этом регионе).

Обратите внимание, что данный пресс-релиз основан на материалах, предоставленных компанией.Информационное агентство AK&M не несет ответственности за его содержание, а также за юридические и иные последствия его публикации.

Надежность турбогенераторов. Поддержание эксплуатационной надежности

Высокая степень износа существующего оборудования электростанций, низкий коэффициент его обновления требуют создания эффективной системы диагностирования технического состояния очень дорогостоящих объектов тепловых и атомных электростанций, к которым относятся высокие -мощные турбогенераторы [1, 2].Растущее потребление электрической энергии и невозможность резкого увеличения установленных мощностей требуют поиска путей повышения эффективности использования существующего оборудования.

Статистический анализ повреждений электрооборудования российских АЭС показывает, что максимальный недовыработок энергии происходит из-за повреждений турбогенераторов.

Так, например, ремонт генератора мощностью 800 МВт, связанный с заменой поврежденных обмоток, надолго выводит генератор из строя и приводит к значительному недовыработке энергии.Снижение вероятности тяжелых повреждений генераторов связано как с качеством проводимых ремонтов, так и с созданием современных технологий контроля технического состояния в эксплуатации и выводе из эксплуатации, предотвращающих причинение серьезных повреждений.

Известно, что генератор имеет совершенную систему защиты электрических параметров. При этом характер повреждений систем главного генератора (обмотка статора, ротор, активная сталь, экранные кольца, отклонения в работе систем охлаждения и щеточных аппаратов) обусловлен тепломеханическими процессами.С этой стороны работа существующих систем контроля и защиты явно неудовлетворительна. Ниже приведены некоторые результаты практического применения новых методов и систем измерений, перспективных для контроля и ремонта статорных обмоток мощных турбогенераторов.

Для электрических машин основной причиной повреждения изоляции обмоток являются термомеханические воздействия при изменении мощности. Под их воздействием, а также от вибраций при повышенных температурах происходит механическое истирание, повреждение изоляции в виде расслоения или растрескивания, что в конечном итоге вызывает повреждение изоляции обмоток.Работа с недовозбуждением приводит к изменению картины распределения магнитного поля, перегреву концевых пакетов статорной стали и повышенным вибрациям как пакетов активной стали, так и выводных стержней и шин обмотки. Повышенные вибрации и нагрев ротора наблюдаются при замыкании витков его обмотки. Таким образом, непосредственный контроль температуры и вибрации стержней обмотки, активной стали и температуры обмотки ротора повысит вероятность раннего обнаружения повреждений.

Технология диагностики, разработанная НПО ВЭИ Электроизоляция, предусматривает проведение предремонтной диагностики, которая, наряду с нормативными требованиями [3], включает: тепловизионные элементы корпуса генератора; контроль и анализ работы систем охлаждения генераторов; контроль выходных шин и проводников. Сканирующие тепловизионные системы, обладая высокой информативностью результатов измерений, позволяют оценить степень развития дефекта, а также определить причину его возникновения.На рис. 1 показан результат дистанционного обнаружения нарушений в работе системы охлаждения генератора по тепловой картине. На рис. 2 показан результат обнаружения дефекта, образованного замыканием торцевого экрана генератора с корпусом, появление контурного тока, вызвавшего горение дугового разряда внутри корпуса генератора и оплавление элементов корпуса. Актуальной задачей является создание эффективной системы контроля теплового состояния генератора в эксплуатации, позволяющей повысить надежность работы существующего парка генераторов со сроком службы более 25 лет.

Для генераторов с меньшим сроком службы есть реальные предпосылки увеличения мощности на 10-15% за счет интенсификации процесса охлаждения наиболее нагруженных систем. НПО «ВЭИ Электроизоляция» работает как над созданием новых методов определения теплового состояния важнейших систем генератора, так и над совершенствованием известных. Определение теплового состояния производилось на генераторах мощностью 500 и 800 МВт как по стандартной методике, так и по усовершенствованной с непосредственным измерением основных тепловых параметров.Контроль массового расхода охладителя водородных систем охлаждения и обмотки осуществлялся с помощью высокоточного (погрешность измерения порядка 1%) ультразвукового расходомера «Tocimec» (Япония), а замеры температуры осуществляют с помощью тепловизора ТН-9100, обеспечивающего чувствительность к перепаду температур порядка 0,03 °С (рис. 3, а, б). Проведенные исследования показали неэффективность штатной системы термоконтроля для выявления тепловых аномалий в обмотке, связанных с частичным засорением полых проводников.

В рамках программы повышения номинальной мощности действующих генераторов возможность применения оптических методов измерения температуры стали обмотки и статора с использованием оптоволокна термочувствительных люминесцентных покрытий на основе иттрий-алюминиевых гранатов, активированных Er и Tu ионов и других редкоземельных элементов. Ведутся работы по использованию ультрафиолетовой области спектра для выявления поверхностных повреждений полупроводникового покрытия и повышенного загрязнения изоляции обмоток лобовых частей.В данной работе загрязнение возможных участков истирания и повреждения изоляции контролируют с помощью двухволновой камеры контроля коронного ультрафиолетового излучения [6].

Особенностью камеры является регистрация процесса в цифровом формате, а также возможность количественной оценки интенсивности ультрафиолетового излучения, связанного с явлениями поверхностного разряда. Система коронного ультрафиолетового контроля применялась для выявления дефектов изоляции при испытании отдельных стержней, а также для оценки состояния обмотки после капитального ремонта.На рис. На рис. 4а представлены термограмма статорной стали (опыт Вестингауза) и ультрафиолетограмма поверхности лобовой части обмотки генератора ТВВ-800 в районе ведущего стержня после ремонта с повышенным загрязнением поверхности фторопластовых трубок (рис. 4б).

Высокая чувствительность ультрафиолетовых измерений позволяет этим методом выявлять повреждения изоляции в глубине канавок без прямого оптического доступа в зону контроля. Это связано с процессом выброса ионизированного газа из области разряда в зону наблюдения, где происходит рекомбинация возбужденных молекул с ультрафиолетовым излучением.В технологию диагностики также входят работы по выявлению тепловых потерь в стали статора с помощью тепловизионного метода эксперимента Вестингауза (рис. 5, а) с рабочей индукцией, а также контроль состояния статорного железа методом малой намагниченности (рис. 5, б).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Описанная технология проведения диагностических работ позволяет определить объем и глубину необходимых ремонтных работ, а при систематическом применении обеспечить надежность работы оборудования, важного для безопасности АЭС , и является первым шагом в разработке мероприятий по увеличению мощности генераторов, а также входит в программу работ по продлению срока их службы.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.