Проектирование турбогенератора

Пояснительная записка к курсовому проекту

" Проектирование турбогенератора"

Задание на проектирование

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 k_л 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:

h_мс — 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.

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.