Проектирование турбогенератора

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Пояснительная записка

к курсовому проекту

«Проектирование турбогенератора»

Задание на проектирование

Номинальная мощность

63 000

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

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. Уточнённая 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:

14. Определяем предварительно диаметр бочки ротора:

15. Выбираем диаметр бочки ротора из нормализованного ряда диаметров роторов, ближайший к полученному, табл. 3. 2:

Принимаем

16. Уточняем внутренний диаметр сердечника статора:

17. Определяем длину бочки ротора:

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 удаётся изменить критическую частоту вращения ротора за счёт 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 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.

21. Уточняем зубцовый шаг при

22. Уточняем линейную нагрузку при

Значение линейной нагрузки не отличается от предварительного более чем на 10%.

23. Число последовательно соединённых 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 трёхфазной 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 учётом 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 учётом 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 чётным 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 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

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 привёл её в расчётно-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

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

73. Расчётное 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%.

75. Коэффициент зубчатости статора:

76. Коэффициент, учитывающий радиальные вентиляционные каналы статора:

77. Коэффициент, учитывающий рифление поверхности ротора:

где — шаг рифления и — ширина выступа для турбогенераторов с косвенным охлаждением (рис. 6. 2).

78. Коэффициент, учитывающий «срезы» зубцов ротора через отверстия в клиньях пазов kл 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):

82. М.Д.С. воздушного зазора:

где

83. Ширина зубца статора на высоте от его коронки:

84. Расчётное сечение зубцов статора:

где — число пазов на полюс и фазу обмотки статора.

85. 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:

88. Высота спинки статора:

89. Расчётное сечение спинки статора:

90. Индукция в спинке статора:

91. Напряжённость в спинке статора по табл. П1.1 и рис. П1. 2:

При

92. Расчётная 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. Расчётное 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 расчётных сечениях ротора:

103. 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

при

106. М.Д.С. зубцов ротора:

107. Сечение спинки ротора:

108. Индукция в спинке ротора:

109. Напряжённость 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:

4. Характеристика холостого хода

Расчёт характеристики холостого хода проводят для ряда значений ЭДС:

115. 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

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:

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:

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

9. Весовые характеристики турбогенератора

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 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

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 учёта потерь в возбудителе:

где

168. Потери на возбуждение с учётом потерь в возбудителе:

где — к.п.д. возбудителя.

169. Суммарные потери, отводимые газом:

170. 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;

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:

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 =f(P), при U=const, Cos=const.

Расчёт характеристики коэффициента полезного действия ведётся при постоянном напряжении, равном номинальному и при номинальном коэффициенте мощности.

Задаёмся 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 расчёта регулировочной характеристики (табл. 10) для соответствующего тока якоря

180. Суммарные потери:

181. Подведённая активная мощность:

182. 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:

1. косвенное водородное охлаждение обмотки статора турбогенератора 63 и 110 МВт и непосредственное водяное охлаждение обмотки статора турбогенераторов большой мощности;

2. непосредственное водородное охлаждение обмотки ротора;

3. заполнение корпуса турбогенератора водородом;

4. термореактивная изоляция обмотки статора;

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.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой