Определение основных размеров и электромагнитных нагрузок. Расчет обмоточных данных статора, зубцовой зоны ротора и обмотки возбуждения. Параметры, постоянная времени и токи короткого замыкания, расчет потерь и КПД. Характеристики турбогенератора.
Аннотация к работе
Выбираем диаметр бочки ротора из нормализованного ряда диаметров роторов, ближайший к полученному, табл. Определяем длину бочки ротора: Рекомендуется длину бочки ротора для уменьшения магнитного насыщения принимать больше длины сердечника статора на Отношение: - Число пазов статора: Так как число пазов на статоре должно быть четным и кратным 6, то принимаем Проверяем отношения и и сравниваем с рекомендуемыми что соответствует отклонению от рекомендаций менее чем на 10%: что соответствует рекомендациям: В расчетно-пояснительной записке выполнил в масштабе чертеж заполненного паза статора и спецификацию паза в соответствии с проведенными расчетами. Число витков обмотки возбуждения на полюс: Сопротивление обмотки возбуждения: При температуре 15ЄС: При температуре 75ЄС: При температуре 130ЄС: По обмоточным данным ротора построил схему обмотки возбуждения и привел ее в расчетно-пояснительной записке (рис 7).Отечественные турбогенераторы, не уступая по электрическим параметрам и коэффициенту полезного действия лучшим зарубежным аналогам, имеют несколько большие значения удельных расходов материалов и меньшее количество пусков в год (маневренность - 50-100 пусков в год по сравнению с 300 у зарубежных аналогов). В связи с повышенными требованиями маневренности и надежности турбогенераторов создана единая серия турбогенераторов мощностью от 63 до 800 МВТ, 3000 об/мин. В этих турбогенераторах использованы схемы охлаждения, которые обеспечивают стабильное тепловое состояние и оптимальные условия работы изоляции. В единой серии турбогенераторов приняты следующие основные технические решения: 1.
Введение
Турбогенераторами называются электрические генераторы, механическим приводом которых являются паровые турбины. С целью получения высоких технико-экономических показателей паровые турбины выполняют быстроходными. Турбогенераторы для работы на тепловых электростанциях строят на максимальные частоты вращения ротора 3000 об/мин с двумя полюсами при частоте напряжения 50 Гц.
Турбогенераторы для атомных электростанций (АЭС) выполняют четырех полюсными с частотой вращения ротора 1500 об/мин, что связано с относительно низкими параметрами пара, получаемого от реакторов АЭС.
В связи с высокими частотами вращения и значительными механическими напряжениями в теле ротора турбогенераторы изготавливают как неявнополюсные машины горизонтального исполнения.
Развитие страны предусматривает опережающий рост энергетики, главным образом, за счет возведения тепловых и атомных электростанций, оснащенных современными мощными турбогенераторами.
Турбогенераторы являются сложными и современными электрическими машинами, при проектировании которых постоянно находят применение последние достижения науки и техники.
Проектирование электрических машин - это искусство, соединяющее знание процессов электромеханического преобразования энергии с опытом, накопленным поколениями инженеров-электромехаников, умеющих применять вычислительную технику, и талантом инженера, создающего новую или улучшающего уже выпускаемую машину.
Прогресс в развитии вычислительной техники, появление современных компьютерных технологий позволяют автоматизировать процесс проектирования электрических машин.
Но прежде, чем заниматься вопросами автоматизации и оптимизации проектирования, необходимо освоить методику проектирования турбогенераторов, связанную с выбором основных размеров, электромагнитными и другими расчетами турбогенераторов.
1. Определение основных размеров и электромагнитных нагрузок
1.1 Полная номинальная мощность электромагнитный ротор статор обмоточный
2. Номинальное фазное напряжение при соединении обмотки статора звездой:
3. Номинальный фазный ток в обмотке статора:
4. Предварительный диаметр расточки статора по рис. 3. 2, кривая б: 5. Выбираем предварительную линейную нагрузку и магнитную индукцию для заданного типа охлаждения и номинальной полной мощности по табл. 3.1, а: и 6. Предварительная величина воздушного зазора из условия необходимого ОКЗ:
7. Постоянная Арнольда по рис. 3.3, кривая б:
8. Предварительное значение длины сердечника статора:
9. Принимаем в соответствии с рекомендациями ширину одного пакета статора и величину вентиляционного канала соответственно: и Тогда число вентиляционных каналов:
Принимаем
10. Уточненная длина сердечника статора:
11. Длина сердечника статора без вентиляционных каналов:
12. Эффективная длина сердечника статора:
где - коэффициент заполнения пакета железа при толщине листа 0,5 мм.
13. Предварительно из условия виброустойчивости определяем наружный диаметр сердечника статора:
Рекомендуется длину бочки ротора для уменьшения магнитного насыщения принимать больше длины сердечника статора на
18. Определяем диаметр центрального отверстия ротора:
19. Проверяем отношения:
Отношение находится в рекомендуемых пределах Если выходит за указанные пределы, то рекомендуется перейти на другие диаметры ротора и статора или изменить значение электромагнитных нагрузок.
При полученном отношении частоты вращения ротора, из рис. 3.4: и что отличается более чем на 10% от рабочей частоты вращения ротора . В исключительных случаях, если не удается изменить критическую частоту вращения ротора за счет изменения размеров шеек вала и их конфигурации, то необходимо пересмотреть основные размеры машины.
1.2 Расчет обмоточных данных статора
В соответствии с рекомендациями хорошо зарекомендовавших себя на практике турбогенераторов в современных машинах применяются на статоре двухслойные петлевые обмотки с укороченным шагом.
Обычно укорочение шага при двухслойной петлевой обмотке выбирают в пределах:
20. Выбор числа пазов статора , числа параллельных ветвей
Для турбогенераторов с косвенным охлаждением заданной мощности число параллельных ветвей может быть равным
Вариант при
- Ток в пазу статора:
где - число стержней по высоте паза в двухслойной обмотке.
- Предварительно зубцовый шаг по расточке статора:
- Отношение: - Число пазов статора:
Так как число пазов на статоре должно быть четным и кратным 6, то принимаем
В соответствии с рекомендациями для турбогенераторов с косвенным водородным охлаждением статора величины должны находиться в следующих пределах:
- четным и кратным 6.
21. Уточняем зубцовый шаг при
22. Уточняем линейную нагрузку при
Значение линейной нагрузки не отличается от предварительного более чем на 10%.
23. Число последовательно соединенных витков в фазе при
24. Число пазов на полюс и фазу:
25. Предварительный шаг обмотки по пазам статора при укорочении:
26. Округляем шаг обмотки по пазам статора до целого: 27. Уточняем
28. Определяем угол сдвига по фазам в электрических градусах:
электромагнитный ротор статор обмоточный
29. По рассчитанным данным построены схемы трехфазной двухслойной петлевой обмотки и звезда пазовых ЭДС, и приведены в расчетно-пояснительной записке (рис. 1, 2).
30. Коэффициент распределения обмотки статора:
31. Коэффициент укорочения:
32. Обмоточный коэффициент статора:
33. Магнитный поток в воздушном зазоре при холостом ходе и номинальном напряжении:
34. Полюсное деление статора:
35. Уточняем индукцию в воздушном зазоре:
Полученное значение индукции в воздушном зазоре отличается от предварительно выбранного менее чем на 10%.
36. Предварительная ширина паза с учетом рекомендуемой индукции в зубцах , табл. 4.3.
37. В соответствии с рекомендациями и указанием преподавателя по данному курсовому проекту. Так как мощность проектируемого генератора отличается от рекомендуемой( ) незначительно. Применяется термореактивная корпусная изоляция типа «слюдотерм», ВЭС-2, «монолит».
По табл. 4.5 выбираем двухстороннюю толщину пазовой изоляции при напряжении
38. Предварительная ширина элементарного проводника при числе проводников по ширине паза где - собственная двухсторонняя толщина изоляции для проводов марки ПСД по стороне а из табл. П 1.13
С учетом сортамента сплошной обмоточной меди принимаем провод марки ПСД по табл. П 1.11. следующих размеров: 39. Уточненная ширина паза:
40. Проверяем отношение:
расхождение менее 10% от рекомендаций: 41. Принимаем предварительно плотность тока в проводниках обмотки статора по рис. 4.3.
42. Требуемое предварительно сечение стержня:
43. Предварительная высота элементарного проводника:
44. Уточненные размеры элементарного проводника с учетом размеров обмоточной меди по табл. П. 1.11 и рекомендации по сечению элементарного проводника с учетом потерь на вихревые токи.
Рекомендуется
и м
Из табл. П1.11 выбираем провода прямоугольного сечения марки ПСД со следующими размерами: 45. Число элементарных проводников в стержне.
Так как стержень по ширине состоит из двух столбцов, то число элементарных проводников должно быть четным и целым:
Принимаем то есть по 16 элементарных проводника в одном столбце.
46. Сечение меди стержня:
47. Проверяем плотность тока в обмотке статора:
Полученное значение плотности тока отличается от выбранного менее чем на 2%.
48. Суммарная толщина изоляции по высоте паза для напряжения по табл. 4.4 составляет: 49. Высоту клина выбираем в соответствии с рекомендациями равной: 50. Высота паза на транспонирование проводников: , где из табл. п1.13 по стороне в
51. Высота паза статора:
52. Проверяем отношения и и сравниваем с рекомендуемыми что соответствует отклонению от рекомендаций менее чем на 10%: что соответствует рекомендациям: В расчетно-пояснительной записке выполнил в масштабе чертеж заполненного паза статора и спецификацию паза в соответствии с проведенными расчетами. 1.009.00.01.ПЗ и табл. 4.
2. Расчет зубцовой зоны ротора и обмотки возбуждения
53. Предварительно возможное число зубцовых делений ротора определяется из соотношения:
Принимаем
Число обмотанных пазов ротора:
где - рекомендуемое отношение числа обмотанных пазов ротора к возможному числу зубцовых делений.
Принимаем выбирается из рекомендации, быть четным и кратным 4, а из опыта хорошо показавших себя на практике генераторов и возможно меньшим значением
54. Уточняем:
55. По кривым рис. 5.1 при принимаем предварительно:
и 56. Определяем предварительно высоту паза ротора:
57. Зубцовое деление в основании зубца ротора (предварительно):
58. Принимаем паз ротора с параллельными стенками.
Предварительную ширину паза определяем из соотношений:
59. Ширина зубца в наиболее узком сечении (предварительно):
Полученное значение ширины зубца в наиболее узком сечении соответствует рекомендациям: При минимальное значение
60. Предварительная ширина проводника обмотки возбуждения:
где - двухсторонняя толщина изоляции по ширине паза табл. 5.1.
61. По табл. П1.14 выбираем для обмотки возбуждения провод прямоугольного сечения: 62. Уточняем ширину паза ротора:
63. Уточняем ширину зубца в наиболее узком месте:
Убеждаемся, что соответствует минимальным допустимым значениям при и принимаем
64. Магнитодвижущая сила (МДС) реакции якоря по прямоугольной волне на пару полюсов:
65. Предварительная величина МДС обмотки возбуждения при номинальной нагрузке:
где
66. Предварительная площадь поперечного сечения эффективного проводника обмотки возбуждения:
где
- предварительное номинальное напряжение обмотки возбуждения для мощности из табл. 5.3;
- длина витка обмотки возбуждения;
- предварительная длина бочки ротора;
- длина лобовой части витка обмотки возбуждения.
67. Из табл. П1.14 выбираем эффективный проводник прямоугольного сечения шириной , сечением и 68. Число эффективных проводников по высоте паза ротора:
Принимаем где из табл. 5.1. и рис. 5.3:
м - подклиновая изоляция, с учетом стальной ленты, толщиной 1 мм.
- общая толщина гильзы и прокладок на дне паза;
- толщина витковой изоляции по высоте паза.
Возможное число эффективных проводников при косвенном охлаждении обычно от 13 до 26.
69. Уточняем высоту паза ротора с учетом данных табл. 5.1:
Так как окончательная высота паза ротора не более предварительно вычисленной при неизменной ширине паза, то проверку допустимой минимальной ширины зубца ротора в его основании не делаем.
Выполнил в масштабе чертеж заполненного паза ротора, и поместить в расчетно-пояснительной записке 1.009.00.02.ПЗ и табл. 6
Число витков обмотки возбуждения на полюс: Сопротивление обмотки возбуждения:
При температуре 15ЄС: При температуре 75ЄС: При температуре 130ЄС:
По обмоточным данным ротора построил схему обмотки возбуждения и привел ее в расчетно-пояснительной записке (рис 7).
Проверка предварительных значений номинального тока и плотности тока в обмотке ротора:
Для косвенного водородного охлаждения рекомендуемые значения номинального тока в обмотке ротора и Полученные предварительные значения номинального тока в обмотке возбуждения и плотность тока соответствуют рекомендациям.
3. Электромагнитный расчет
Расчет магнитной цепи проводится на пару полюсов.
Магнитная цепь разделяется на пять отдельных участков: воздушный зазор, зубцы статора, ярмо статора, зубцы ротора и ярмо ротора.
При расчете значений магнитной индукции на каждом из этих участков целесообразно руководствоваться рекомендациями, приведенными в таблице 4.3.
Если значения индукции на отдельных участках будут отличатся более чем на 10%, то необходимо ввести коррективы в расчет. Как правило, при правильно выбранных и и главных размерах, необходимо скорректировать площадь сечений отдельных участков
73. Расчетное сечение воздушного зазора:
где - поправочный коэффициент, учитывающий форму магнитного поля в зазоре.
74. Индукция в воздушном зазоре: Тл
Отличие полученной индукции в воздушном зазоре от предварительно выбранной менее, чем на 10%.
83. Ширина зубца статора на высоте от его коронки:
84. Расчетное сечение зубцов статора:
где - число пазов на полюс и фазу обмотки статора.
85. Индукция в зубцах статора:
86. Напряженность магнитного поля в зубцах статора.
Для турбогенераторов мощностью до для изготовления сердечника статора применяют горячекатаную сталь марок 1513 и 1514 (прежнее обозначение Э43 и Э43А). В соответствии с рекомендациями для рассчитываемого турбогенератора при его мощности выбираем сталь марки 1513. При индукции табл. П1.1.
Если полученное значение магнитной индукции в зубцах для горячекатаной стали, то необходимо напряженность магнитного поля определять по кривым рис. П1.2, применяя коэффициент, учитывающий ответвление потока в пазы:
87. М.Д.С. зубцов статора:
88. Высота спинки статора:
89. Расчетное сечение спинки статора:
90. Индукция в спинке статора:
91. Напряженность в спинке статора по табл. П1.1 и рис. П1.2: При
92. Расчетная длина магнитной линии в спинке статора:
93. М.Д.С. в спинке статора:
94. М.Д.С. немагнитного зазора, зубцов и ярма статора:
95. Диаметр бочки ротора на высоте от основания паза ротора (рис. 6.3):
96. Диаметр бочки ротора на высоте от основания паза ротора:
97. Сумма проекций ширине пазов ротора:
98. Расчетное сечение зубцов ротора на высоте: и от основания паза:
99. Проводимость потока рассеяния зубцовой зоны ротора:
100. Поток рассеяния ротора:
101. Магнитный поток ротора:
102. Индукция в расчетных сечениях ротора:
103. Ширина зубца ротора в расчетных сечениях:
104. Коэффициенты, учитывающие ответвление потока в пазы ротора:
105. Напряженность магнитного поля в расчетных сечениях зубцов ротора при индукциях менее определяется по табл. П. 1.9 при индукциях более определяется по рис. П. 1.10 при при
106. М.Д.С. зубцов ротора:
107. Сечение спинки ротора:
108. Индукция в спинке ротора:
109. Напряженность в спинке ротора по табл. П1.9 и по рис. П1.10: при
110. Средняя длина магнитных линий в спинке ротора:
111. М.Д.С. в спинке ротора:
112. М.Д.С. обмотки возбуждения, необходимая для обеспечения в обмотке статора номинального напряжения в режиме холостого хода:
113. Коэффициент насыщения магнитной цепи:
В современных турбогенераторах коэффициент насыщения магнитной цепи находится в пределах
114. Ток в обмотке возбуждения на холостом ходу при номинальном напряжении:
Расчет характеристики холостого хода проводят для ряда значений ЭДС:
115. Результаты расчетов удобно свести в табл. 8.
Рекомендуется построить рассчитанную характеристику холостого хода в относительных единицах и сравнить ее с нормальной характеристикой холостого хода машины с неявнополюсным ротором, которую строят на том же графике по данным табл. 6.1.
Также сравнение позволяет оценить использование активного железа в спроектированном турбогенераторе по сравнению со средними данными серийных турбогенераторов.
Результаты расчета характеристики холостого хода ТВ
5. Индуктивное сопротивление рассеяния обмотки статора
116. Индуктивное сопротивление пазового рассеяния в относительных единицах:
где
Из табл. 4.5 и рис. 4.2:
- односторонняя толщина изоляции по высоте стержня;
- толщина прокладки на дне паза.
117. Индуктивное сопротивление рассеяния лобовых частей обмотки в относительных единицах при немагнитных бандажах ротора:
где
118. Индуктивное сопротивление рассеяния обмотки статора:
Дифференциальным рассеянием можно пренебречь, так как число пазов на полюс и фазу
119. Индуктивное сопротивление Потье:
6. Ток возбуждения при нагрузке. Диаграмма Потье
120. На основании данных табл. 8 строится в относительных единицах характеристика холостого хода в масштабе для напряжения и для тока (рис. 9).
Под углом к вектору напряжения проводится вектор тока Из точки перпендикулярно вектору тока проводится вектор падения напряжения на индуктивном сопротивлении Потье в масштабе напряжения:
Активным сопротивлением обмотки статора пренебрегают. Соединяют конец вектора с началом координат и получают вектор . Затем по характеристике холостого хода, как показано на рис. 10.6, определяют ток в обмотке возбуждения на оси абсцисс соответствующей э.д.с. . Под углом к оси абсцисс откладывается найденный вектор тока и из конца этого вектора проводится вектор тока реакции якоря приведенный к обмотке возбуждения в масштабе тока, параллельно вектору тока
Вектор тока:
Геометрическая сумма векторов токов и дает значение номинального тока возбуждения при номинальной нагрузке: или в абсолютных единицах
121. Э.д.с. в обмотке статора при равна (рис. 9).
122. Плотность тока в обмотке возбуждения при номинальном токе возбуждения:
Для турбогенераторов с косвенным охлаждением допустимая плотность тока в обмотке возбуждения
123. Номинальное напряжение на кольцах возбудителя:
С учетом падения напряжения на щетках:
где - падение напряжения на щетках.
С целью обеспечения достаточной механической прочности изоляции обмотки возбуждения
124. Номинальная мощность возбудителя:
7. Определение ОКЗ и статической перегружаемости из диаграммы Потье
125. Ток холостого хода при номинальном напряжении по спрямленной части характеристики холостого хода (рис. 9): 126. Ток возбуждения, соответствующий номинальному току статора при установившемся трехфазном коротком замыкании:
где
127. Отношение короткого замыкания:
Эта величина ОКЗ соответствует требованиям ГОСТА 533-85 ( ).
128. Статическая перегружаемость:
Это значение соответствует требованиям ГОСТА 533-85, согласно которому для турбогенераторов
8. Параметры, постоянные времени и токи короткого замыкания
129. Активное сопротивление обмотки статора при температуре нагрева 75 0С:
где
130. Активное сопротивление обмотки статора в относительных единицах:
131. Индуктивное сопротивление реакции якоря
- по продольной оси
- по поперечной оси
132. Синхронное индуктивное сопротивление
- по продольной оси
- по поперечной оси
Обычно в турбогенераторах ненасыщенное значение
Полученное значение хорошо согласуется с рекомендациями.
133. Коэффициент рассеяния обмотки возбуждения:
где - коэффициент приведения м.д.с. обмотки якоря к обмотке возбуждения;
Для прямоугольных пазов
134. Индуктивное сопротивление обмотки возбуждения:
135. Индуктивное сопротивление рассеяния обмотки возбуждения:
136. Переходное сопротивление обмотки якоря по продольной оси:
137. Сверхпереходное индуктивное сопротивление обмотки якоря
- по продольной оси
- по поперечной оси
138. Индуктивное сопротивление обратного следования фаз:
139. Индуктивное сопротивление обмотки якоря токам нулевой последовательности при при соединении фаз в звезду:
hmc - прокладка между стержнями.
140. Постоянная времени обмотки возбуждения при разомкнутой обмотке статора с учетом демпфирующего действия контуров тока в массивной бочке ротора:
где - коэффициент, учитывающий увеличение постоянной времени изза демпфирующего действия вихревых токов, возникающих в массивном роторе при переходных процессах.
141. Постоянная времени переходной периодической составляющей тока статора при трехфазном коротком замыкании:
142. Постоянная времени сверхпереходной периодической составляющей тока статора при трехфазном коротком замыкании:
143. Постоянная времени апериодической составляющей тока якоря при трехфазном коротком замыкании:
144. Сверхпереходный, переходный и установившийся токи при трехфазном коротком замыкании, которому предшествовал режим холостого хода при напряжении в относительных единицах:
145. Кратность тока в обмотке статора при двухфазном внезапном коротком замыкании:
146. Кратность тока в обмотке статора при однофазном внезапном коротком замыкании:
147. Ударный ток внезапного короткого замыкания:
Ударный ток внезапного короткого замыкания может достигать значений
148. Масса меди обмотки статора:
где - удельная плотность меди.
149. Масса меди обмотки ротора при косвенном охлаждении:
150. Масса спинки сердечника статора:
где - удельная плотность электротехнической стали.
151. Масса зубцов сердечника статора:
152. Удельные расходы материалов: - меди
- электротехнической стали
10. Расчет потерь и коэффициента полезного действия
Потери холостого хода
153. Потери в спинке сердечника статора:
где - коэффициент, учитывающий неравномерное распределение индукции и технологические отступления в производстве, связанные с заусеницами, неравномерной толщиной стали и прочее;
- коэффициент увеличения потерь для горячекатаной стали;
- удельные потери для горячекатаной стали 1513.
154. Потери в зубцах сердечника статора:
155. Добавочные потери холостого хода:
156. Сумма потерь холостого хода в стали:
Потери короткого замыкания
157. Основные электрические потери в меди обмотки статора:
158. Коэффициенты увеличения активных потерь за счет вытеснения тока (коэффициент Фильда) для паза с обмоткой, выполненной из сплошных проводников:
где - число элементарных проводников по высоте стержня;
- число элементарных проводников по ширине стержня.
Рекомендуется при косвенном охлаждении коэффициент Фильда иметь не более
159. Добавочные электрические потери в обмотке статора:
160. Добавочные потери короткого замыкания в активной зоне машины:
161. Добавочные потери в торцевых листах статора от полей рассеяния лобовых частей обмотки статора:
162. Суммарные потери короткого замыкания:
Механические потери
163. Масса ротора:
где - плотность материала поковки ротора.
164. Диаметр шейки вала и длина цапфы вала:
где - рекомендуемое давление в подшипниках скольжения.
Принимаем тогда:
165. Потери в двух подшипниках турбогенератора:
166. Потери на трение ротора о воздух
При водородном охлаждении:
где - давление водорода в корпусе турбогенератора при косвенном охлаждении обмоток.
167. Потери в обмотке возбуждения без учета потерь в возбудителе:
где
168. Потери на возбуждение с учетом потерь в возбудителе: где - к.п.д. возбудителя.
169. Суммарные потери, отводимые газом:
170. Расход охлаждающего газа
При водородном охлаждении:
где - удельная теплоемкость для турбогенераторов серии ТВ, ТВФ, ТВВ;
- абсолютное давление водорода в корпусе машины;
- подогрев газа для турбогенератора при водородном охлаждении;
- подогрев воздуха в вентиляторах при водородном охлаждении;
171. Гидравлическое сопротивление при водородном охлаждении:
172. Потери на вентиляцию:
где - к.п.д. центробежного вентилятора, применяемого в турбогенераторах с косвенным охлаждением.
173. Суммарные механические потери:
174. Потери в турбогенераторе при номинальной нагрузке:
175. Коэффициент полезного действия турбогенератора при номинальной нагрузке: при
Для расчета и построения регулировочной характеристики необходимо построить векторные диаграммы Потье для ряда токов нагрузки (рис. 11), например для: при и и определить из них
Так как реакция якоря и падение напряжения на индуктивном сопротивлении Потье пропорциональны току нагрузки, то целесообразно разделить отрезки, соответствующие этим величинам на диаграмме Потье на четыре равные части, каждая из которых соответствует и повторить построение диаграммы Потье для этих токов, используя в качестве исходной диаграмму Потье, построенную для номинальной нагрузки . Порядок построения понятен из рис. 9
Результаты расчетов занести в таблицу 10 и построить по ним регулировочную характеристику (рис. 12).
Таблица 10. Регулировочная характеристика турбогенератора ТВ
Диаграмма Потье позволяет определить и изменение выходного напряжения турбогенератора при сбросе нагрузки от номинальной до нуля (рис. 9.):
Характеристика коэффициента полезного действия h=f(P), при U=const, Cosj=const.
Расчет характеристики коэффициента полезного действия ведется при постоянном напряжении, равном номинальному и при номинальном коэффициенте мощности.
Задаемся значениями нагрузки, равными: 177. Потери холостого хода и механические при постоянном напряжении можно считать постоянными:
178. Потери короткого замыкания пропорциональны квадрату тока якоря:
179. Потери на возбуждение:
где - ток возбуждения, необходимо взять по данным расчета регулировочной характеристики (табл. 10) для соответствующего тока якоря
180. Суммарные потери:
181. Подведенная активная мощность:
182. Коэффициент полезного действия:
Результаты расчета свести в табл. 13 и построить характеристику коэффициента полезного действия (рис. 14.).
Таблица 13. Зависимость коэффициента полезного действия от нагрузки
Рис 12.
Рис. 13.
Вывод
Отечественные турбогенераторы, не уступая по электрическим параметрам и коэффициенту полезного действия лучшим зарубежным аналогам, имеют несколько большие значения удельных расходов материалов и меньшее количество пусков в год (маневренность - 50-100 пусков в год по сравнению с 300 у зарубежных аналогов). В связи с повышенными требованиями маневренности и надежности турбогенераторов создана единая серия турбогенераторов мощностью от 63 до 800 МВТ, 3000 об/мин.
Единая унифицированная серия турбогенераторов спроектирована на базе серии ТВВ и ТВФ. В единой серии турбогенераторов применены только проверенные и оправдавшие себя в эксплуатации конструктивные решения основных узлов турбогенераторов. В этих турбогенераторах использованы схемы охлаждения, которые обеспечивают стабильное тепловое состояние и оптимальные условия работы изоляции. Выбранные конструктивные решения и электромагнитные нагрузки обеспечивают стабильный и низкий уровень вибрации, а также необходимые запасы для работы в маневренных и аномальных режимах. В единой серии турбогенераторов приняты следующие основные технические решения: 1. косвенное водородное охлаждение обмотки статора турбогенератора 63 и 110 МВТ и непосредственное водяное охлаждение обмотки статора турбогенераторов большой мощности;
5. жесткое монолитное крепление лобовых частей обмотки статора, плотное закрепление обмотки статора в пазу;
6. жесткое крепление сердечника статора в корпусе турбогенераторов 63 и 110 МВТ и эластичное присоединение сердечника статора к корпусу турбогенераторов большей мощности;
7. выносные стояковые опорные подшипники.
С повышением электромагнитных нагрузок в единой серии стало возможным сократить габаритные размеры и снизить удельное использование материалов.
Список литературы
1. Г.Г. Константинов Проектирование турбогенераторов - изд. ИРГТУ, 2004 - 268 с.
2. Извеков В.И проектирование турбогенераторов - 2-е издание. М: МЭИ, 2005. - 440 с.