Магистерская диссертация на тему: Проекта: Двухполюсный турбогенератор типа

Введение

Турбогенератор - генератор электрической энергии, приводимый во вращение паровой или газовой турбиной.

Развитие всех отраслей народного хозяйства во многом определяется непрерывным ростом потребления энергии во всех ее видах. Особенно быстро возрастает потребление электроэнергии.

Порядка 80 % электроэнергии в России вырабатывается на тепловых и атомных электростанциях, оснащенных турбогенераторами. На обозримое будущее, по прогнозам, основным источником энергии останется энергетический блок парогенератор - турбина - турбогенератор. По сравнению с гидроэлектростанциями (ГЭС) тепловые электростанции (ТЭС) быстрее вводятся в строй, меньше требуют капитальных вложений и меньше зависят от природных условий.

Чем выше частота вращения n1 = 60 * f1 / р, где f1 - частота сети, тем выше (Вт/кг) использование электрической машины. Поэтому турбогенераторы обычно выполняются двухполюсными 2р = 2, реже - четырёхполюсными 2р = 4.

Экономически целесообразным является повышение единичной мощности турбогенераторов, что приводит к снижению удельных капиталовложений и стоимости электроэнергии на электростанциях.

При работе турбогенератора возникают потери мощности, что приводит к нагреву активных частей турбогенератора - обмоток статора и ротора, железа магнитопровода. Активные части турбогенератора нуждаются в охлаждении.

В зависимости от охлаждающей среды различают турбогенераторы с газовым охлаждением (воздушным, водородным), жидкостным (водяным, масляным или негорючим диэлектриком) и со смешанным охлаждением. По способу отвода тепла от активных частей турбогенератора системы охлаждения подразделяют на косвенную, непосредственную и смешанную, характеризующиеся или косвенным (поверхностным), или непосредственным, или смешанным охлаждением проводников обмоток турбогенератора.

2 ГЛАВА 1. ВЫБОР ОСНОВНЫХ РАЗМЕРОВ

1.1.1. Полная мощность турбогенератора

1.1.2. Номинальное фазное напряжение при соединении фаз статора в звезду

1.1.3. Номинальный фазный ток в обмотке статора

1.1.4. Диаметр расточки статора (по рис. 1.3 [1], D1 = f (Рi ) ),

D1 = 960мм.

1.1.5. Электромагнитные нагрузки: линейная нагрузка А1 = f (D1) (по рис. 1.4 [1], кривая а)

А1 = 7,4*104 А/см.

индукция в воздушном зазоре Вδ = f (D1) (по рис. 1.5 [1])

Вd = 0,8Тл.

1.1.6. Согласно заданию ОКЗ = 0,8. Величина воздушного зазора из условия необходимого ОКЗ

Из условия монтажа турбогенератора (рис. 1.6, кривая а) величина воздушного зазора d = 0,03 м. Принимаем воздушный зазор d = 0,03 м.

1.1.7. Постоянная Арнольда СА характеризует величину использования машины по удельному объему расточки статора. Определяется СА = f (Рi ) по рис. 1.2 (кривая а),

СА = м3*об/(мин*кВ*А).

1.1.8. Предварительная длина сердечника статора

1.1.9. Принимаем толщину пакета м, ширину вентиляционного канала м (с.21[1]). Принимаем длину активной части сердечника статора . Число вентиляционных каналов

1.1.10. Уточненная длина сердечника статора

1.1.11. Длина активной части сердечника статора без вентиляционных каналов

м.

1.1.12. Эффективная длина сердечника статора

м,

где - коэффициент заполнения пакета железом при толщине листа 0,5 мм (с.22[1]).

1.1.13. Коэффициент заполнения сердечника статора железом

1.1.14. Для обеспечения виброустойчивости наружный диаметр сердечника статора предварительно принимается

м.

1.1.15. Отношение активной длины сердечника к диаметру расточки статора

что удовлетворяет рекомендациям

1.1.16. Диаметр бочки ротора

м,

ближайший диаметр ротора из нормализованного ряда (с.20, [1])

1.1.17. Длина бочки ротора

м.

1.1.18. Диаметр центрального отверстия бочки ротора

м.

1.1.19. Отношение длины бочки ротора к диаметру

Убеждаемся, что частота вращения ротора не находится в зоне критических частот (рис. 1.7).

После выбора основных размеров турбогенератора приступают к определению обмоточных данных статора.

ГЛАВА 2. ОБМОТОЧНЫЕ ДАННЫЕ СТАТОРА

2.1.1. Варианты расчета числа пазов в зависимости от числа параллельных ветвей обмотки статора представлены в таблице

Таблица 1

м

Требованиям к турбогенераторам с косвенным охлаждением

( =2500 - 6500 А, = 0,04 - 0,07 м, ) удовлетворяет вариант расчёта с числом параллельных ветвей .

Из условия симметрии обмотки число пазов статора должно быть четным, кратным , поэтому принимаются

2.1.2. Зубцовый шаг по пазам статора

м.

2.1.3. Число последовательно соединенных витков в фазе

2.1.4. Число пазов на полюс и фазу

2.1.5. Коэффициент укорочения шага обмотки принимаем (с.26, 27[1]), тогда предварительно шаг обмотки по пазам

Округляем шаг обмотки по пазам до целого числа и уточняем коэффициент укорочения шага

2.1.6. Коэффициент распределения обмотки статора

2.1.7. Коэффициент укорочения обмотки

2.1.8. Обмоточный коэффициент

2.1.9. Магнитный поток в воздушном зазоре

2.1.10. Полюсное деление статора

м.

2.1.11. Уточнение электромагнитных нагрузок.

Индукция в воздушном зазоре

Тл,

рекомендуемая Тл.

Отличия не превышают 10%. Дальнейший расчет ведем по

Линейная нагрузка

А/м,

рекомендуемая А/м.

Дальнейший расчет ведем по линейной нагрузке

2.1.12. Предварительная ширина паза статора

м,

где - допустимая индукция в зубцах, согласно рекомендациям принимается в пределах Тл такой, чтобы ширина элементарного проводника стержня была бы 4,7 мм (табл. 2.1[1]).

2.1.13. Двухсторонняя общая толщина пазовой изоляции по ширине паза (табл. 2.3[1]) при номинальном напряжении кВ принять м.

2.1.14. Предварительная ширина стержня в пазу статора

м.

2.1.15. Предварительная ширина элементарного проводника стержня

мм.

2.1.16. Предварительная плотность тока в обмотке статора по рис.2.1[1]

2.1.17. Предварительное сечение стержня

2.1.18. Предварительная толщина элементарного проводника

мм.

2.1.19. Уточненные размеры элементарного проводника стержня с учетом (табл. 2.1[1]) стандартных размеров провода обмоточной меди:

2.1.20. Число элементарных проводников стержня

Принимаем (четное целое число).

2.1.21. Уточняем сечение меди стержня

м2.

2.1.22. Плотность тока в обмотке статора

2.1.23. Тепловая удельная нагрузка

Для машин с косвенным водородным охлаждением обмотки статора [1]

2.1.24. Для стержневой обмотки статора выбираем провод марки ПСД, класс нагревостойкости изоляции В, при двухсторонней толщине изоляции провода 0,33 мм.

Размеры элементарного проводника с учетом толщины изоляции:

толщина провода

ширина провода

сечение провода

2.1.25. Ширина паза статора с учетом пазовой изоляции

2.1.26. Высота паза статора

где - высота клина.

2.1.27. Проверяем соотношения

Рекомендуемые: , (с.38 [1]).

С учётом полученных размеров паза, проводников стержня и норм на пазовую изоляцию (табл. 2.3[1]) строится поперечное сечение паза с обмоткой с подробной спецификацией его заполнения.

На основании данных обмотки - числа пазов , фаз , полюсов , пазов на полюс и фазу , шага обмотки по пазам и числа параллельных ветвей строится схема обмотки статора.

Рис. 2. Схема двухслойной петлевой обмотки статора

После определения обмоточных данных статора приступают к определению пазовой геометрии и обмоточных данных ротора.

ГЛАВА 3. ОБМОТОЧНЫЕ ДАННЫЕ РОТОРА

3.2.1. Предварительная величина обмоточного коэффициента ротора по основной гармонике МДС обмотки возбуждения

где - предварительно выбранное отношение (с.44[1]).

3.2.2. Магнитодвижущая сила (МДС) реакции якоря по прямоугольной волне на пару полюсов

3.2.3. Предварительная величина МДС обмотки возбуждения при номинальной нагрузке

3.2.4. Согласно рекомендациям для турбогенераторов серии ТВ принимаем: плотность тока в обмотке ротора , коэффициент заполнения паза ротора медью . Рассчитываем правую часть выражения

3.2.5. При и диаметре ротора м по рис. 3.2[1] определяем: высоту паза ротора м; соотношение ширины паза к ширине корня зубца ротора ; произведение м.

3.2.6. Предварительно ширина паза ротора выбирается с учетом рекомендаций (табл. 3.1[1]), толщины односторонней изоляции м. По табл. 3.1 ширина паза ротора м.

Ширина проводника в пазу ротора

, находится в пределах от 0,026 до 0,029 м. Выбираем по табл. 3.2[1] ближайший по ширине проводник мм и уточняем ширину паза ротора

3.2.7. Ширина основания зубца ротора определяется

м,

что удовлетворяет условию механической прочности

(0,01 - 0,012 м при м).

3.2.8. Предварительно число зубцовых делений ротора определяется как

3.2.9. Число обмотанных пазов ротора

Округляем до целого числа, кратного четырем, и принимаем .

Уточняем коэффициент :

Расчет обмотки возбуждения.

3.2.10. Для расчета обмотки возбуждения выбирается величина напряжения возбуждения (табл.3.3[1]). Сечение проводника обмотки возбуждения

где ,

причем - средняя длина полувитка лобовой части обмотки возбуждения.

где - ширина проводника обмотки возбуждения, - число катушек на полюс, - коэффициент, - диаметр, (рис.3.4).

Шаг по пазам ротора

м.

3.2.11. Высота клина паза ротора

м.

3.2.12. Высота паза ротора, занятого обмоткой возбуждения

м.

3.2.13. Принимаем число активных проводников в пазу и

С учетом выбранной ширины проводника выбираем по табл. 3.2[1] проводник с размерами мм, мм, сечением и берем в одном эффективном проводнике один элементарный, т.е. .

3.2.14. Уточняем высоту паза ротора, занятого обмоткой

3.2.15. Принимаем длину отсека м, в этом случае число отсеков с горячим газом

Принимаем и уточняем длину отсека

м.

Рекомендуемая длина отсека м.

3.2.16. Длина охлаждающего канала (рис.3.6[1]):

м.

3.2.17. Согласно рекомендациям принимаем число охлаждающих каналов , тогда расстояние между вентиляционными каналами

м.

3.2.18. Активное сечение элементарного проводника в пазовой части

3.2.19. Активное сечение эффективного проводника в пазовой части

3.2.20. В турбогенераторах типа ТВ сечение проводника в лобовой части равно сечению проводника в пазовой части

3.2.21. Число витков обмотки возбуждения на полюс

3.2.22. Омическое сопротивление обмотки возбуждения при температуре 15 0С

Ом;

при температуре 75 0С

Ом;

при температуре 130 0С

Ом.

По обмоточным данным ротора и строится схема обмотки возбуждения. А так же строится паз ротора с проводниками и изоляцией.

Рис. 3. Схема обмотки ротора

ГЛАВА 4. ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЙ РАСЧЕТ

Расчет магнитной цепи проводится на пару полюсов.

4.1.1. Расчетное сечение воздушного зазора.

где - расчетная длина воздушного зазора,

м.

Наличие зубцов, радиальных вентиляционных каналов на статоре, ступенчатость крайних пакетов статора, рифление поверхности ротора и зубцов на роторе приводят к увеличению воздушного зазора. Увеличение воздушного зазора учитывается коэффициентом Картера.

4.1.2. Коэффициент зубчатости статора

4.1.3. Коэффициент, учитывающий радиальные вентиляционные каналы статора (рис.1,1[1]),

где - ширина радиального вентиляционного канала, - ширина пакета статора.

4.1.4. Коэффициент, учитывающий рифление поверхности ротора,

где - ширина выступа и - шаг рифления (рис.4.2[1]).

4.1.5. Коэффициент, учитывающий "срезы" зубцов ротора через отверстия в клиньях пазов

Коэффициент рассчитывается только для турбогенераторов серий ТВФ и ТВВ, для турбогенераторов серии Т и ТВ - .

4.1.6. Коэффициент, учитывающий ступенчатость крайних пакетов статора,

4.1.7. Коэффициент зубчатости ротора по продольной оси ротора d в предположении, что на большом зубце ротора пазы отсутствуют или заклиниваются стальными магнитными клиньями.

где - зубцовый шаг по пазам ротора.

4.1.8. Коэффициент зубчатости ротора по поперечной оси ротора q

4.1.9. Коэффициент воздушного зазора (коэффициент Картера) по продольной оси ротора d

4.1.10. Коэффициент воздушного зазора (коэффициент Картера) по поперечной оси ротора q

4.1.11. Магнитный поток в зазоре в режиме холостого хода при номинальном напряжении В

Вб,

где - коэффициент,

4.1.12. Индукция в воздушном зазоре

Тл.

4.1.13. МДС воздушного зазора

где - коэффициент,

- магнитная постоянная, .

4.1.14. Ширина зубца статора на 1/3 высоты от расточки статора

4.1.15. Расчетное сечение зубцов статора

где - эффективная длина сердечника статора.

4.1.16. Индукция в зубцах статора

Тл.

4.1.17. Коэффициент, учитывающий ответвление потока в паз статора,

4.1.18. Холоднокатаную листовую электротехническую сталь рекомендуется [1] применять в турбогенераторах мощностью свыше 100 МВт, но может применяться и в турбогенераторах мощностью свыше 30 МВт.

Холоднокатаная сталь обладает разными магнитными свойствами вдоль и поперёк прокатки. Вырубку листов активной стали производят так, чтобы направление магнитного потока в спинке статора совпадало с направлением прокатки, т. е. с направлением наибольшей магнитной проводимости и наименьших потерь.

Для проектируемого турбогенератора выбираем холоднокатаную сталь марки 3413

При индукции напряженность магнитного поля в зубцах статора А/м (определяется по табл. П. 2.3).

4.1.19. Магнитодвижущая сила (МДС) зубцов статора

4.1.20. Высота спинки статора из условия виброустойчивости

м,

где - наружный диаметр сердечника статора.

4.1.21. Расчетное сечение спинки статора

4.1.22. Индукция в спинке статора

Тл.

4.1.23. При индукции Тл напряженность магнитного поля в спинке статора А/м (определяется по табл. П. 2.2[1]).

4.1.24. Расчетная длина магнитной линии в спинке статора

м.

4.1.25. МДС спинки статора

4.1.26. Суммарная МДС (к построению переходной характеристики)

4.1.27. Диаметр бочки ротора на высоте:

от основания паза ротора

м;

- от основания паза ротора

м.

4.1.28. Расчетная ширина пазов ротора

м.

4.1.29. Расчетное сечение зубцов ротора на высоте:

от основания паза

от основания паза

4.1.30. Проводимость для потока рассеяния зубцовой зоны ротора

4.1.31. Поток рассеяния ротора

Вб.

4.1.32. Магнитный поток ротора

Вб.

4.1.33. Индукция в расчетных сечениях зубцов ротора:

Тл,

Тл.

4.1.34. Ширина зубца ротора в расчетных сечениях:

м,

м.

4.1.35. Коэффициенты, учитывающие ответвления потока в пазы ротора:

4.1.36. При индукции напряженность магнитного поля в зубцах ротора (по табл. П. 2.5 [1]), при индукции напряженность магнитного поля (по рис. П. 2.5).

4.1.37 МДС зубцов ротора

4.1.38. При центральном отверстии в бочке ротора м индукция в спинке ротора превышает допустимое значение (табл. 4.1[1]). Заполняем центральное отверстие ферромагнитным материалом и принимаем . В этом случае сечение спинки ротора

4.1.39. Индукция в спинке ротора

Тл.

4.1.40. Магнитная напряженность в спинке ротора А/м

(определяется по табл. П. 2.5 [1])

4.1.41. Средняя длина магнитных линий в спинке ротора

м.

4.1.42. МДС спинки ротора

4.1.43. МДС обмотки возбуждения, необходимая для обеспечения в обмотке статора номинального напряжения в режиме холостого хода,

4.1.44. Коэффициент насыщения магнитной цепи

в нормально спроектированных машинах .

4.1.39. Ток возбуждения в режиме холостого хода

Характеристика холостого хода

Расчёт характеристики холостого хода заключается в расчётах магнитной цепи при напряжениях холостого хода номинального фазного напряжения.

Характеристики холостого хода - нормальная 1 и спроектированного турбогенератора 2 представлены на рис.1.

Рис.5 - Характеристики холостого хода турбогенераторов:

1 - нормальная; 2 - спроектированного турбогенератора

Как видно, спроектированный турбогенератор характеристика холостого хода, которого расположена ниже нормальной характеристики холостого хода имеет несколько выше использование железа по сравнению со среднестатистическими серийными турбогенераторами.

ГЛАВА 5. ИНДУКТИТВННЫЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ОБМОТКИ СТАТОРА В УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ

5.1.1. Обмоточный коэффициент обмотки возбуждения

5.1.2. Коэффициент

5.1.3. Коэффициенты и

5.1.4. Коэффициенты реакции якоря по продольной и поперечной оси ротора

5.1.5. Индуктивные сопротивления реакции якоря

где - МДС реакции якоря по прямоугольной волне на пару полюсов, - МДС воздушного зазора на пару полюсов.

5.1.6. Размеры по высоте паза статора (рис. 2.4 [1])

м,

м,

где - толщина двухсторонней изоляции по ширине паза (табл. 2.3 [1]), - толщина прокладки между стержнями, поз. 6, - высота клина, - толщина прокладки под клином, поз.7 (рис. 2.4 [1]).

5.1.7. Коэффициент , учитывает уменьшение коэффициентов проводимости пазового рассеяния и рассеяния по коронкам зубцов. При коэффициенте укорочении шага обмотки ,

5.1.8. Коэффициент проводимости пазового рассеяния

5.1.9. Коэффициент рассеяния по коронкам зубцов

5.1.10. Длина сердечника статора с учетом радиальных вентиляционных каналов

м,

где и - ширина и число радиальных вентиляционных каналов

5.1.11. Суммарное индуктивное сопротивление пазового рассеяния и рассеяния по коронкам зубцов

5.1.12. Индуктивное сопротивление лобового рассеяния обмотки статора при немагнитных бандажах ротора

5.1.13. Индуктивное сопротивление дифференциального рассеяния

5.1.13. Индуктивное сопротивление рассеяния обмотки статора турбогенератора

5.1.14. Синхронные индуктивные сопротивления:

по продольной оси

по поперечной оси

5.1.15. В отличие от индуктивного сопротивления рассеяния индуктивное сопротивление Потье учитывает увеличение потока рассеяния в роторе при нагрузке по сравнению с режимом холостого хода. Индуктивное сопротивление Потье рассчитывается по формуле

и используется при построении диаграммы Потье.

5.1.15. Длина полувитка лобовой части обмотки статора

м,

где - номинальное линейное напряжение в кВ;

5.1.16. Активное сопротивление обмотки статора при температуре нагрева 75 0С

Ом,

где - средняя длина витка,

м,

- сечение стержня.

Активное сопротивление обмотки статора в относительных единицах

ГЛАВА 6. ТОК ВОЗБУЖДЕНИЯ ПРИ НАГРУЗКЕ, ДИАГРАММА ПОТЬЕ

Диаграмма Потье строится с целью определения тока возбуждения, необходимого для обеспечения номинального режима работы турбогенератора с учетом насыщения магнитной цепи.

Диаграмма Потье представлена на рис. 6. Построение диаграммы проводится в следующем порядке.

6.1.1. Строится характеристика холостого хода в относительных единицах в масштабе: для напряжения мм/о. е., для тока - мм/о. е. К характеристике холостого хода (ХХХ) проводится касательная.

- вектор тока статора. - вектор падения напряжения на индуктивном сопротивлении Потье.

мм.

- ток в обмотке возбуждения, соответствующий ЭДС .

- вектор тока реакции якоря, приведенный к обмотке возбуждения,

мм.

Сумма векторов и дает значение тока возбуждения при номинальной нагрузке

6.1.2. Плотность тока в обмотке возбуждения, А/мм2,

в пазовой части

в лобовой части

6.1.3. Номинальное напряжение на кольцах обмотки возбуждения

В,

с учетом падения напряжения на щетках

В.

С целью обеспечения достаточной механической прочности изоляции обмотки возбуждения напряжение возбуждения должно быть менее 600 В.

6.1.4. Номинальная мощность возбудителя

кВт.

Определение и статической перегружаемости

6.2.1. Ток холостого хода по спрямленной части характеристики холостого хода (рис.6)

6.2.2. Ток реакции якоря, приведенный к обмотке возбуждения,

6.2.3. Ток возбуждения при установившемся трехфазном коротком замыкании при токе короткого замыкания равным току ,

6.2.4. Отношение короткого замыкания (ОКЗ)

Отношение короткого замыкания (по спрямленной части ХХХ без учета насыщения):

Обычно ОКЗ определяют с учетом насыщения по формуле

где - коэффициент насыщения,

6.2.5. Статическая перегружаемость

Статическая перегружаемость должна быть не менее 1,7 для турбогенераторов мощностью до 160 МВт.

ГЛАВА 7. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ, ПОСТОЯННЫЕ ВРЕМЕНИ, ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

7.1.1. Коэффициент проводимости пазового рассеяния для прямоугольного паза ротора

где - высота клина, - толщина стеклотекстолитовой прокладки (рис. 3.8, поз.1 [1]).

7.1.2. Рассеяние по коронкам зубцов ротора

7.1.3. коэффициент рассеяния пазовой части обмотки возбуждения

7.1.4. Индуктивное сопротивление рассеяния обмотки возбуждения при немагнитных бандажах

7.1.5. Полное индуктивное сопротивление обмотки возбуждения по

7.1.6. Переходное индуктивное сопротивление по продольной оси

7.1.7. Сверхпереходные индуктивные сопротивления:

по продольной оси ротора

по поперечной оси ротора

7.1.8. Индуктивное сопротивление токов обратной последовательности

7.1.9. Индуктивное сопротивление пазового рассеяния токов нулевой последовательности при коэффициенте укорочения шага обмотки

где - коэффициент проводимости пазового рассеяния,

7.1.10. Дифференциальное рассеяние токов нулевой последовательности

7.1.11. Индуктивное сопротивление токов нулевой последовательности

7.1.12. Постоянная времени обмотки возбуждения при разомкнутых обмотках статора и демпферной обмотки

с.

7.1.13. Постоянная времени демпферной обмотки

с.

7.1.14. Постоянная времени переходной составляющей тока

с.

7.1.15. Постоянная времени сверхпереходной составляющей тока

с.

7.1.16. Постоянная времени апериодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания

с.

7.1.17. Кратность установившегося тока трехфазного короткого замыкания

где - ЭДС холостого хода по спрямленной характеристике ХХ, о. е.

7.1.18. Кратность установившегося тока двухфазного короткого замыкания

7.1.19. Кратность установившегося тока однофазного короткого замыкания

7.1.20. Кратность ударного тока трехфазного внезапного короткого замыкания

Обычно кратность ударного тока о. е.

7.1.21. Величины составляющих тока трехфазного короткого замыкания:

сверхпереходного о. е.,

переходного о. е.,

установившегося тока о. е.

Весовые характеристики турбогенератора

7.2.1. Масса обмотки статора

где =8900 кг/м3 - удельная плотность меди, - сечение стержня, - число параллельных ветвей обмотки статора.

7.2.2. Масса меди обмотки ротора

где =1 - число параллельных ветвей обмотки возбуждения.

7.2.3. Масса спинки сердечника статора

где =7600 кг/м3 - удельная плотность электротехнической стали.

7.2.4. Масса зубцов сердечника статора

7.2.5. Удельные расходы материалов в кг/кВА:

меди

электротехнической стали

где - полная мощность турбогенератора.

ГЛАВА 8. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ И КОЭФФИЦИЕНТА ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ

8.1.1. Активные потери в меди обмотки статора

Вт.

8.1.2. Коэффициент увеличения активных потерь (коэффициент Фильда) для сплошных проводников

где - ширина меди в пазу, мм; - ширина паза, мм; - число сплошных проводников по высоте стержня; -толщина элементарного проводника стержня, мм.

8.1.3. Добавочные активные потери в меди обмотки статора, вызванные вытеснением тока в проводниках стержня

8.1.4. Добавочные потери мощности в зубцах и спинке статора от высших гармоник МДС обмотки возбуждения при коротком замыкании:

где - удельные потери на гистерезис, - на вихревые токи электротехнических сталей, - поправочные коэффициенты, для холоднокатаных сталей, и - магнитные индукции в зубцах и спинке статора при номинальном напряжении в режиме холостого хода.

8.1.5. Добавочные потери мощности в статоре от зубцовых гармонических МДС обмотки возбуждения при коротком замыкании

где - коэффициент потерь,

- МДС обмотки возбуждения при установившемся трехфазном коротком замыкании и номинальном токе,

8.1.6. Пульсационные потери активной мощности в зубцах статора при коротком замыкании.

Дополнительно пульсационные потери возрастают от зубцовых гармонических МДС ротора.

где - коэффициент потерь,

8.1.7. Добавочные потери на поверхности бочки ротора от высших гармонических МДС обмотки статора при коротком замыкании.

где - коэффициент потерь, определяется по табл. 8.4[1] в зависимости от коэффициента укорочения шага обмотки .

8.1.8. Потери на поверхности бочки ротора от зубцовых гармонических обмотки статора при коротком замыкании.

где - коэффициент потерь, определяется по табл. 8.5[1], в расчетах потерь принимается .

8.1.9. Потери в торцевой зоне турбогенератора, вызванные полями рассеяния лобовых частей обмотки статора,

8.1.10. Суммарные потери короткого замыкания

8.2.1. Основные потери в спинке сердечника статора на гистерезис и вихревые токи рассчитываются

8.2.2. Основные потери в зубцах статора

8.2.3. Суммарные основные потери холостого хода

8.2.4. Добавочные потери мощности в железе статора от высших гармонических МДС обмотки возбуждения при холостом ходе

8.2.5. Добавочные потери мощности в железе статора от зубцовых гармонических МДС обмотки возбуждения при холостом ходе

где - потери в статоре от зубцовых гармонических обмотки ротора при коротком замыкании.

8.2.6. Добавочные пульсационные потери в зубцах статора от зубчатости ротора

где - коэффициент зубчатости ротора,

- пульсационные потери в зубцах статора при коротком замыкании.

8.2.7. Добавочные потери на поверхности массивного ротора от зубчатости статора при холостом ходе

где - коэффициент зубчатости статора, - коэффициент,

причем

8.2.9. Сумма потерь холостого хода в железе

.кВт.

Механические потери

8.3.1. Масса ротора

кг.

8.3.2. Диаметр шейки вала

м.

8.3.3. Длина шейки вала

м.

8.3.4. Потери в подшипниках

8.3.5. Потери на трение ротора о воздух

При водородном охлаждении турбогенераторов серий ТВ, ТВВ и ТВФ потери на трение ротора меньше, чем при воздушном охлаждении и пересчитываются по формуле

кВт,

где - давление водорода в корпусе турбогенератора, атм.

Для турбогенераторов ТВ давление атм.

8.3.6. Потери в обмотке возбуждения

Вт,

где - падение напряжения на щетках, =2 В.

8.3.7. Потери на возбуждение с учетом потерь в возбудителе

кВт,

где - КПД возбудителя.

8.3.8. Суммарные потери, отводимые газом

кВт.

8.3.9. Расход охлаждающего газа рассчитывается по формуле

где - удельная теплоемкость газа, , - температура подогрева газа, .

Удельная теплоемкость газа: - для турбогенераторов типа Т, Т2 с воздушным охлаждением.

Температура подогрева газа: 0С для турбогенераторов типа Т, Т2.

8.3.10. Гидравлическое сопротивление при водородном охлаждении

8.3.11. Потери на вентиляцию

кВт,

где - КПД вентилятора, =0,5 - для осевого вентилятора.

8.3.12. Суммарные механические потери

кВт.

8.3.13. Потери в турбогенераторе при номинальной нагрузке

кВт.

8.3.14. Коэффициент полезного действия турбогенератора при номинальной нагрузке

где - номинальная мощность турбогенератора, кВт.

ГЛАВА 9. ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБОГЕНЕРАТОРА

Характеристики короткого замыкания

Характеристикой короткого замыкания (ХКЗ) называется зависимость тока обмотки якоря от тока обмотки возбуждения при замкнутой накоротко обмотке якоря и частоте

Токи установившегося короткого замыкания - трехфазного о. е., двухфазного о. е. и однофазного о. е. Эти токи коротких замыканий соответствуют току возбуждения о. е.

Определим токи возбуждения , при которых токи однофазного (i=1), двухфазного (i=2) и трехфазного (i=3) короткого замыкания равны 1 о. е.

Характеристики короткого замыкания турбогенератора представлены на рис. 7. Характеристики: 1 - однофазного; 2 - двухфазного, 3 - трехфазного короткого замыкания; 4 - индукционная нагрузочная

Линейность характеристик короткого замыкания объясняется тем, что основной магнитный поток и потоки рассеяния обмоток генератора при коротком замыкании не оказывают заметного влияния на насыщение железа магнитной цепи. Индуктивные сопротивления, характеризующие короткие замыкания, остаются постоянными, а характеристики короткого замыкания - линейными. Трёхфазное короткое замыкание относится к симметричным коротким замыканиям и характеризуется в установившемся режиме отсутствием обратно вращающихся магнитных полей. Одно и двухфазные короткие замыкания относятся к несимметричным коротким замыканиям. Магнитное поле в этом случае носит пульсирующий характер и может быть представлено суммой прямо и обратно вращающихся магнитных полей.

На размагничивающее действие реакции якоря основное влияние оказывает прямо вращающее магнитное поле обмотки статора. Чем больше размагничивающее действие реакции якоря, тем меньше установившийся ток короткого замыкания.

Размагничивающее действие реакции якоря максимальное при трехфазном коротком замыкании (ток короткого замыкания минимальный) и минимальное при однофазном коротком замыкании (ток короткого замыкания максимальный).

Индукционная нагрузочная характеристика

Индукционная характеристика определяется зависимостью при , , В курсовом проекте принимается о. е.

Индукционная характеристика (рис.7, кривая 4) строится с помощью характеристики холостого хода (ХХХ) и треугольника короткого замыкания СВА (реактивный треугольник).

Индукционная нагрузочная характеристика проходит ниже ХХХ. Объясняется это падением напряжения на индуктивном сопротивлении рассеяния обмотки статора (сторона ВС треугольника) и размагничивающим действием реакции якоря (сторона СА треугольника).

В масштабе отрезок 0С характеризует ток возбуждения необходимый для компенсации падения напряжения на индуктивном сопротивлении рассеяния обмотки статора, а отрезок СА - ток возбуждения необходимый для компенсации размагничивающего действия реакции якоря.

Регулировочная характеристика

Регулировочная характеристика определяется зависимостью тока возбуждения от тока нагрузки при коэффициенте мощности и частоте и показывает, как необходимо регулировать ток возбуждения, чтобы при изменении нагрузки напряжение генератора оставалось неизменным.

Регулировочную характеристику генератора можно получить построением ряда диаграмм Потье при различных нагрузках, взяв за исходную диаграмму Потье (рис.6) для номинального режима работы генератора. Построение диаграмм к определению регулировочной характеристики представлено на рис.8.

Отношения и необходимы для расчетов и построения кривой коэффициента полезного действия .

Таблица 2

Оглавление

- Введение

- Выбор главных размеров

- Электромагнитный расчет

- Расчеты и построения характеристик

- Заключение

- Список использованных источников

- Спецификация к сборочному чертежу турбогенератора

- Графический материал

- Сборочный чертеж турбогенератора - 1 лист

- Дата выдачи задания ________ Руководитель курсового проекта __________________ подпись

- Задание к выполнению принял ______________ ________ подпись студента, дата__

Заключение

В ходе расчета турбогенератора я определил его основные размеры. Провел расчет магнитной цепи, построил основные характеристики генератора. Была определена статическая перегружаемость генератора и отношение короткого замыкания.

Данный генератор имеет, довольно, высокий КПД, что не исключает его возможного использования в промышленных целях по обеспечению небольшого города или небольших заводов электроэнергией.

Список литературы

1 Расчет двухполюсных турбогенераторов / В.С. Баклин - Издательство ТПУ, 2011. - 137 с.

2 Вольдек А.И. Электрические машины. - Л: Энергия, 1974. - 840 с.

3 Извеков В.И. Проектирование турбогенераторов: учебное пособие для вузов / В.И. Извеков, Н.А. Серихин, А.И. Абрамов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2005. - 440 с.