Номинальная
мощность
|
63000
|
|
Номинальное
напряжение
|
10,5
|
|
Номинальная
частота напряжения
|
50
|
|
Номинальный
коэффициент мощности
|
0,8
|
|
Число фаз
обмотки статора
|
3
|
|
Схема
соединения обмотки статора
|
Звезда
|
Частота
вращения ротора
|
3000
|
|
Отношение
короткого замыкания
|
ОКЗ
|
0,6
|
Система
охлаждения
|
ТВ
|
Обмотки статора
|
Косвенное
водородом
|
Обмотки ротора
|
Косвенное
водородом
|
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
. Номинальное фазное напряжение при соединении обмотки статора
звездой:
. Номинальный фазный ток в обмотке статора:
. 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
. Предварительная величина воздушного зазора из условия
необходимого ОКЗ:
. Постоянная Арнольда по рис. 3.3, кривая б:
. 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
. Уточнённая длина сердечника статора:
. 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:
14. Определяем предварительно диаметр бочки ротора:
15. Выбираем диаметр бочки ротора из нормализованного ряда
диаметров роторов, ближайший к полученному, табл. 3.2:
Принимаем
. Уточняем внутренний диаметр сердечника статора:
. Определяем длину бочки ротора:
Рекомендуется длину бочки ротора для уменьшения магнитного
насыщения принимать больше длины сердечника статора на
. 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
удаётся изменить критическую частоту вращения ротора за счёт изменения размеров
шеек вала и их конфигурации, то необходимо пересмотреть основные размеры
машины.
.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:
. 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 чётным и кратным 6, то
принимаем
В соответствии с рекомендациями для турбогенераторов с косвенным
водородным охлаждением статора величины должны находиться в следующих пределах:
- чётным и кратным 6.
. Уточняем зубцовый шаг при
. Уточняем линейную нагрузку при
Значение линейной нагрузки не отличается от предварительного более
чем на 10%.
. Число последовательно соединённых витков в фазе при
. Число пазов на полюс и фазу:
. Предварительный шаг обмотки по пазам статора при укорочении:
26. Округляем шаг обмотки по пазам статора до целого:
. Уточняем
. Определяем угол сдвига по фазам в электрических градусах:
электромагнитный ротор статор обмоточный
29. По рассчитанным данным построены схемы трёхфазной двухслойной петлевой обмотки и звезда
пазовых ЭДС, и приведены в расчетно-пояснительной записке (рис. 1, 2).
. Коэффициент распределения обмотки статора:
. Коэффициент укорочения:
. Обмоточный коэффициент статора:
33. Магнитный поток в воздушном зазоре при холостом ходе и
номинальном напряжении:
. Полюсное деление статора:
. Уточняем индукцию в воздушном зазоре:
Полученное значение индукции в воздушном зазоре отличается от
предварительно выбранного менее чем на 10%.
. Предварительная ширина паза с учётом рекомендуемой индукции в
зубцах , табл. 4.3.
. 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
. 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 учётом сортамента сплошной обмоточной меди принимаем провод
марки ПСД по табл. П 1.11. следующих размеров:
. Уточненная ширина паза:
. Проверяем отношение:
расхождение менее 10% от рекомендаций:
. Принимаем предварительно плотность тока в проводниках обмотки
статора по рис. 4.3.
. Требуемое предварительно сечение стержня:
43. Предварительная высота элементарного проводника:
. 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:
. 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.
. Сечение меди стержня:
47. Проверяем плотность тока в обмотке статора:
Полученное значение плотности тока отличается от выбранного менее
чем на 2%.
. Суммарная толщина изоляции по высоте паза для напряжения по табл. 4.4 составляет:
. Высоту клина выбираем в соответствии с рекомендациями равной:
. Высота паза на транспонирование проводников:
,
где из табл. п1.13 по стороне в
. 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 чётным и кратным 4, а из опыта хорошо показавших себя на
практике генераторов и возможно меньшим значением
. Уточняем:
. По кривым рис. 5.1 при принимаем предварительно:
и
56. Определяем предварительно высоту паза ротора:
. Зубцовое деление в основании зубца ротора (предварительно):
. Принимаем паз ротора с параллельными стенками.
Предварительную ширину паза определяем из соотношений:
. Ширина зубца в наиболее узком сечении (предварительно):
Полученное значение ширины зубца в наиболее узком сечении
соответствует рекомендациям:
При минимальное значение
. 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.
. Из табл. П1.14 выбираем эффективный проводник прямоугольного
сечения шириной , сечением и
. 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 учётом 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
70.Число витков обмотки возбуждения на полюс:
71.Сопротивление обмотки возбуждения:
При температуре 15єС:
При температуре 75єС:
При температуре 130єС:
По обмоточным данным ротора построил схему обмотки возбуждения и
привёл её в расчётно-пояснительной записке (рис 7).
70.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
Расчёт 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
. Расчётное сечение воздушного зазора:
где - поправочный коэффициент, учитывающий
форму магнитного поля в зазоре.
. Индукция в воздушном зазоре:
Тл
Отличие полученной индукции в воздушном зазоре от предварительно выбранной менее, чем на 10%.
. Коэффициент зубчатости статора:
. Коэффициент, учитывающий радиальные вентиляционные каналы
статора:
. Коэффициент, учитывающий рифление поверхности ротора:
где - шаг рифления и - ширина выступа для турбогенераторов с
косвенным охлаждением (рис. 6.2).
. Коэффициент, учитывающий «срезы» зубцов ротора через отверстия в
клиньях пазов kdл для забора и выпуска газа.
Для турбогенераторов серии Т и ТВ:
79. Коэффициент, учитывающий ступенчатость крайних пакетов
сердечника статора:
80. Коэффициент зубчатости ротора:
81. Коэффициент воздушного зазора (коэффициент Картера):
. М.Д.С. воздушного зазора:
где
. Ширина зубца статора на высоте от его коронки:
. Расчётное сечение зубцов статора:
где - число пазов на полюс и фазу обмотки
статора.
. Индукция в зубцах статора:
86. Напряжённость 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
напряжённость магнитного поля определять по кривым рис. П1.2, применяя
коэффициент, учитывающий ответвление потока в пазы:
87. М.Д.С. зубцов статора:
. Высота спинки статора:
89. Расчётное сечение спинки статора:
90. Индукция в спинке статора:
. Напряжённость в спинке статора по табл. П1.1 и рис. П1.2:
При
. Расчётная длина магнитной линии в спинке статора:
. М.Д.С. в спинке статора:
. М.Д.С. немагнитного зазора, зубцов и ярма статора:
. Диаметр бочки ротора на высоте от основания паза ротора (рис. 6.3):
. Диаметр бочки ротора на высоте от основания паза ротора:
97. Сумма проекций ширине пазов ротора:
98. Расчётное сечение зубцов ротора на высоте: и от основания паза:
99. Проводимость потока рассеяния зубцовой зоны ротора:
. Поток рассеяния ротора:
. Магнитный поток ротора:
102. Индукция в расчётных сечениях ротора:
. Ширина зубца ротора в расчётных сечениях:
104. Коэффициенты, учитывающие ответвление потока в пазы ротора:
105. Напряжённость магнитного поля в расчётных сечениях зубцов
ротора при индукциях менее определяется по табл. П. 1.9 при индукциях более определяется по рис. П. 1.10
при
. М.Д.С. зубцов ротора:
107. Сечение спинки ротора:
. Индукция в спинке ротора:
. Напряжённость в спинке ротора по табл. П1.9 и по рис. П1.10:
при
. Средняя длина магнитных линий в спинке ротора:
. М.Д.С. в спинке ротора:
112. М.Д.С. обмотки возбуждения, необходимая для обеспечения
в обмотке статора номинального напряжения в режиме холостого хода:
. 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:
4. Характеристика холостого хода
Расчёт характеристики холостого хода проводят для ряда
значений ЭДС:
. Результаты расчётов удобно свести в табл. 8.
Рекомендуется построить рассчитанную характеристику холостого хода
в относительных единицах и сравнить её 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
расчёта характеристики холостого хода ТВ
5. Индуктивное сопротивление рассеяния обмотки
статора
. 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.
. Индуктивное сопротивление рассеяния лобовых частей обмотки
в относительных единицах при немагнитных бандажах ротора:
где
. Индуктивное сопротивление рассеяния обмотки статора:
Дифференциальным рассеянием можно пренебречь, так как число пазов
на полюс и фазу
. 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
. Э.д.с. в обмотке статора при равна (рис. 9).
. Плотность тока в обмотке возбуждения при номинальном токе
возбуждения:
Для турбогенераторов с косвенным охлаждением допустимая плотность
тока в обмотке возбуждения
. 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
. 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):
. Ток возбуждения, соответствующий номинальному току статора при
установившемся трехфазном коротком замыкании:
где
. Отношение короткого замыкания:
Эта величина ОКЗ соответствует требованиям ГОСТа 533-85 ().
. Статическая перегружаемость:
Это значение соответствует требованиям ГОСТа 533-85,
согласно которому для турбогенераторов
8. Параметры, постоянные времени и токи короткого
замыкания
. Активное сопротивление обмотки статора при температуре
нагрева 75 0С:
где
. Активное сопротивление обмотки статора в относительных единицах:
. Индуктивное сопротивление реакции якоря
по продольной оси
по поперечной оси
. Синхронное индуктивное сопротивление
по продольной оси
по поперечной оси
Обычно в турбогенераторах ненасыщенное значение
Полученное значение хорошо согласуется с рекомендациями.
. Коэффициент рассеяния обмотки возбуждения:
где - коэффициент приведения м.д.с. обмотки
якоря к обмотке возбуждения;
Для прямоугольных пазов
. Индуктивное сопротивление обмотки возбуждения:
. Индуктивное сопротивление рассеяния обмотки возбуждения:
. Переходное сопротивление обмотки якоря по продольной оси:
. Сверхпереходное индуктивное сопротивление обмотки якоря
по продольной оси
по поперечной оси
138. Индуктивное сопротивление обратного следования фаз:
. Индуктивное сопротивление обмотки якоря токам нулевой
последовательности при при соединении фаз в звезду:
hмс -
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 из-за демпфирующего действия вихревых токов, возникающих в
массивном роторе при переходных процессах.
141. Постоянная времени переходной периодической составляющей тока
статора при трехфазном коротком замыкании:
. Постоянная времени сверхпереходной периодической составляющей
тока статора при трехфазном коротком замыкании:
. Постоянная времени апериодической составляющей тока якоря при
трехфазном коротком замыкании:
. Сверхпереходный, переходный и установившийся токи при трехфазном
коротком замыкании, которому предшествовал режим холостого хода при напряжении в относительных единицах:
. Кратность тока в обмотке статора при двухфазном внезапном
коротком замыкании:
. Кратность тока в обмотке статора при однофазном внезапном
коротком замыкании:
. Ударный ток внезапного короткого замыкания:
Ударный ток внезапного короткого замыкания может достигать
значений
9. Весовые характеристики турбогенератора
148. Масса меди обмотки статора:
где - удельная плотность меди.
. Масса меди обмотки ротора при косвенном охлаждении:
. Масса спинки сердечника статора:
где - удельная плотность
электротехнической стали.
. Масса зубцов сердечника статора:
. Удельные расходы материалов:
меди
электротехнической стали
10. Расчет потерь и коэффициента полезного
действия
Потери холостого хода
. 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:
. Добавочные потери холостого хода:
. Сумма потерь холостого хода в стали:
Потери короткого замыкания
157. Основные электрические потери в меди обмотки статора:
158. Коэффициенты увеличения активных потерь за счёт
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
. Добавочные электрические потери в обмотке статора:
160. Добавочные потери короткого замыкания в активной зоне
машины:
. 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.
. 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.
. Потери в обмотке возбуждения без учёта потерь в возбудителе:
где
. Потери на возбуждение с учётом потерь в возбудителе:
где - к.п.д. возбудителя.
. Суммарные потери, отводимые газом:
. Расход охлаждающего газа
При водородном охлаждении:
где - удельная теплоёмкость 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;
. Гидравлическое сопротивление при водородном охлаждении:
. Потери на вентиляцию:
где - к.п.д. центробежного вентилятора,
применяемого в турбогенераторах с косвенным охлаждением.
. Суммарные механические потери:
. Потери в турбогенераторе при номинальной нагрузке:
. Коэффициент полезного действия турбогенератора при номинальной
нагрузке:
11. Характеристики турбогенератора
176. Регулировочная характеристика
при
Для расчёта 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 расчётов 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.
Расчёт характеристики коэффициента полезного действия ведётся при
постоянном напряжении, равном номинальному и при номинальном коэффициенте
мощности.
Задаёмся значениями нагрузки, равными:
. Потери холостого хода и механические при постоянном напряжении
можно считать постоянными:
. Потери короткого замыкания пропорциональны квадрату тока якоря:
. Потери на возбуждение:
где - ток возбуждения, необходимо взять по
данным расчёта регулировочной характеристики (табл. 10) для соответствующего
тока якоря
. Суммарные потери:
. Подведённая активная мощность:
. Коэффициент полезного действия:
Результаты расчёта свести в табл. 13 и построить характеристику
коэффициента полезного действия (рис. 14.).
Таблица 13. Зависимость коэффициента полезного действия от
нагрузки
Рис 12.
Рис. 13.
Заключение
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
надёжности 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:
. косвенное водородное охлаждение обмотки статора
турбогенератора 63 и 110 МВт и непосредственное водяное охлаждение обмотки
статора турбогенераторов большой мощности;
. непосредственное водородное охлаждение обмотки
ротора;
. заполнение корпуса турбогенератора водородом;
. термореактивная изоляция обмотки статора;
. жесткое монолитное крепление лобовых частей обмотки
статора, плотное закрепление обмотки статора в пазу;
. жесткое крепление сердечника статора в корпусе
турбогенераторов 63 и 110 МВт и эластичное присоединение сердечника статора к
корпусу турбогенераторов большей мощности;
. 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.