Расчет потерь и КПД турбогенератора ТГВ-200, страница 2

1. Потери холостого хода

1.1. Основные электромагнитные потери холостого хода

а) Основные электромагнитные потери холостого хода в спинке сердечника статора и в его зубцах определяются по следующим формулам соответственно:

Q_ca = 1,3∙q₀∙∙ G_a1∙10^-3

Q_cz = 1,5∙q₀∙k'∙∙ G_z1∙10^-3,

где q₀ = 0,8 Вт/кг – удельные потери при 1 Тл и 50 Гц для стали марки 3413 толщиной 0,5 мм;

 – среднее значение индукции ярма статора;

 – индукция на 1/3 высоты зубца статора;

коэффициенты 1,3 и 1,5 учитывают неравномерное распределение индукции и технологические отступления в производстве, связанные с заусенцами, неравномерной толщиной листов стали и пр.

Эффективная длина стали сердечника статора:

мм

Площадь спинки сердечника статора:

 м²

Масса спинки сердечника статора:

G_a1 = S_a∙l_e∙10^-3∙γ_э = 2,493∙4236,15∙10^-3∙7600 = 80261,676 кг

Тогда потери х.х в спинке сердечника статора:

Q_ca = 1,3∙q₀∙∙ G_a1∙10^-3 = 1,3∙0,8∙1,34² ∙80261,676 ∙10^-3 = 149,882 кВт

Площадь пазов статора:

Σq_п1 = Z₁∙b_п1∙ h₁ = 60∙ 38∙250 = 570000 мм²

Площадь зубцов сердечника статора:

S_z = [π∙(D₁ + h₁)∙ h₁ – Σq_п1]∙10^-6 = [π∙(1275 + 250) ∙ 250 – 570000]∙10^-6 = 0,628 м²

Масса зубцов сердечника статора:

G_z1 = S_z ∙l_e∙10^-3∙γ_э = 0,628∙4236,15∙10^-3∙7600 = 20218,297 кг

Тогда потери х.х. в зубцах сердечника статора:

Q_cz = 1,5∙q₀∙k'∙∙ G_z1∙10^-3 = 1,5∙0,8∙1,6∙1,58²∙ 20218,297 ∙10^-3 = 96,908 кВт

1.2. Добавочные потери холостого хода

Добавочные потери холостого хода зависят от гармонического состава поля ротора, пульсации потока в зубцах статора, потоков рассеяния в лобовом пространстве. Эти потери ориентировочно могут быть оценены по приближенной зависимости

 кВт

1.3. Суммарные потери холостого хода

Q_c = Q_ca + Q_cz + Q_d0 = 149,882 + 96,908 + 274,541= 521,269 кВт

2. Потери короткого замыкания

2.1. Основные электромагнитные потери

Основными электромагнитными потерями в режиме короткого замыкания считаются омические потери в меди проводников статора всех трех фаз:

Q_м = 3∙I_ф.н²∙r₁₍₇₅₎∙10^-3 = 3∙8625²∙0,001426∙10^-3 = 318,243 кВт,

где r₁₍₇₅₎ = 1,24∙r₁₍₁₅₎ = 1,24∙0,00115 = 0,001426 Ом – сопротивление обмотки статора при t=75˚С.

2.2. Добавочные потери в меди проводников обмотки статора

Добавочные потери в меди проводников обмотки статора связаны с явлением поверхностного эффекта, существованием поверхностного поля рассеяния в пазу, возбуждением током статора. Обусловленные этими полями вихревые токи в отдельных проводниках тем больше, чем дальше проводник от фазы.

В пазу статора генератора расположено два ряда сплошных проводников, между которыми находится вентиляционная трубка. В этом случае коэффициент добавочных потерь (коэффициент Фильда) можно принять равным коэффициенту Фильда для сплошных проводников. Для непосредственного охлаждения обмотки статора: .

Примем:

Добавочные потери в меди проводников обмотки статора:

Q_м.Ф = (k_Ф - 1)∙Q_м = (1,5 - 1)∙ 318,243 = 159,122 кВт

2.3. Добавочные потери в торцевой зоне турбогенератора

Это потери, вызванные полями рассеяния обмотки статора и ротора в лобовых частях, приводящие к нагреву крайних пакетов и конструктивных элементов, расположенных в лобовой части. Данные потери определяются по формуле:

 кВт

где A₁ = 1150 А/см – линейная нагрузка статора.

2.4. Добавочные потери в активной зоне турбогенератора

Это потери в зубцах сердечника статора и на поверхности ротора, обусловленные высшими гармониками и зубчатым строением.

 кВт

2.5. Сумма потерь короткого замыкания

Q_кΣ = Q_м + Q_м.Ф + Q_к.к + Q_кz = 318,243 + 159,122 + 107,494 + 383,755 = 968,614 кВт

3. Потери на возбуждение

Потери на возбуждение определяются по формуле:

Q_в = (i_н²∙r₂₍₇₅₎ + i_н∙ΔU_щ)∙10^-3 = (1880²∙0,2158 + 1880∙2)∙10^-3 = 766,483 кВт

где ΔU_щ = 2 В – падение напряжения под щетками на контактных кольцах;

r₂₍₇₅₎ = 1,24∙r₂₍₁₅₎ = 1,24∙0,174 = 0,2158 Ом – сопротивление обмотки ротора
при 75 ^оC.

Турбогенератор ТГВ – 200 имеет тиристорную систему самовозбуждения с последовательными трансформаторами и управляемыми статическими выпрямителями. В этой системе возбуждения возбудитель непосредственно присоединен к валу, поэтому необходимо учесть к.п.д. возбудителя ().

кВт

4. Механические потери

4.1. Потери на трение в подшипниках

Потери в двух подшипниках определяются по формуле

   

4.2. Потери на трение вращающейся бочки ротора о газ

Потери на трение бочки ротора и бандажей о воздух могут быть определены по зависимости

 кВт

Поскольку генератор ТГВ-200 наполнен водородом, потери на трение будут меньше, так как плотность водорода значительно меньше, чем воздуха. Если давление внутри корпуса атмосферное, то потери на трение уменьшаются в 10 раз.

При давлении водорода в корпусе в H раз выше атмосферного потери на трение будут составлять

 кВт.

4.3. Потери на вентиляцию

Расход охлаждающего газа

 м³/с,

где – отводимые газом потери;

с – удельная теплоемкость водорода;

– нагрев газа в машине;

– подогрев газа в вентиляторах.

Q = Q_c + Q_кΣ + Q_в + Q_2H = 521,269 + 968,614+ 806,825 + 163,758 = 2460,466кВт

Гидравлическое сопротивление может быть определено только при вентиляционном расчете. При водородном охлаждении напор вентилятора составит:

 Па

Потери на вентиляцию:

 кВт

где η_вн – к.п.д. вентилятора осевого типа.

4.4. Сумма механических потерь

Сумма механических потерь для машины с водородным охлаждением

Q_mΣ = Q_m + Q_2H + Q_н = 252,145 + 163,758 + 149,119= 565,022 кВт

5. Сумма потерь и к.п.д. при номинальной нагрузке

Сумма потерь при номинальной нагрузке

Q_Σ = Q_c + Q_кΣ + Q_mΣ + Q_в = 521,269 + 968,614 + 565,022 + 806,825 = 2861,73 кВт

Коэффициент полезного действия при номинальной нагрузке:

6. Анализ результатов

Таблица 2 – Результаты расчета

№	Вид потерь	Величина, кВт	Величина, %
Потери холостого хода
1	Основные потери мощности в спинке сердечника статора	149,882	5,24
2	Основные потери мощности в зубцах сердечника статора	96,908	3,39
3	Добавочные потери мощности в сердечнике и зубцах статора	274,541	9,59
	Суммарные потери холостого хода	521,269	18,22
Потери короткого замыкания
4	Основные потери короткого замыкания	318,243	11,12
5	Добавочные потери в меди проводников обмотки статора	159,122	5,56
6	Добавочные потери в торцевой зоне ТГ	107,494	3,76
7	Добавочные потери в активной зоне ТГ	383,755	13,41
	Суммарные потери короткого замыкания	968,614	33,85
Механические потери
8	Потери на трение в подшипниках	252,145	8,81
9	Потери на трение вращающейся бочки ротора о газ	163,758	5,72
10	Потери на вентиляцию	149,119	5,21
	Суммарные механические потери	565,022	19,74
Потери на возбуждение
11	Потери на возбуждение	806,825	28,19
Суммарные потери генератора при номинальной загрузке		2861,73	100
Коэффициент полезного действия			98.2

 кВт

Оценим погрешность расчетов:

 %

Список использованных источников

1.  Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. – Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. –  4-е изд., перераб. и доп – М.:Энергоатомиздат,1989. -608с.

2.  Абрамов А.И. и др. – Проектирование турбогенераторов: Учеб. Пособие для электромехан. и электротехн. спец. вузов/А.И. Абрамов, В.И. Извеков, Н.А. Серехин. – М.: Высш. шк., 1990. – 336 с.  

3.  Хуторецкий Г.М. и др. – Проектирование турбогенераторов/Г.М. Хуторецкий, М.И. Токов, Е.В. Толвинская. – Л.: Энергоатоиздат. Ленингр. отд-ние, 1987. – 256 с.