проектирование ТГ

39

росту коэффициента вытеснения тока kф. При непосредственном охлаждении об-

моток водой рекомендуется брать kф£1,6 и только в отдельных случаях при значи-

тельных заглублениях паза допускается брать kф»2. Таким образом, при непо-

средственном охлаждении обмоток можно принимать

kф = 1,5 – 2. (56)

Если на один полый проводник в комбинированном стержне принимать 2–3

сплошных, то отношение площади сечения всех каналов sK1 в стержне к площади сечения меди стержня s1

sK1 /s1 =0,12 – 0,3.

(57)

По воде все стержни могут быть соединены параллельно или последова-

тельно. При параллельном соединении вода подается в каналы всех стержней с одной стороны турбогенератора и отводится с другой стороны. Однако такая схе-

ма не очень удобна по конструктивным соображениям, хотя в этом случае можно взять меньшее значение отношения sK1/ s1 и уменьшить kф.

Более конструктивной является схема последовательного соединения двух стержней по воде, при которой все подводы и отводы воды выполняются с одной стороны, противоположной электрической схеме соединения обмотки. Длина по-

следовательно соединенных по воде каналов двух стержней
	lK » 2× (l1+2,5×D1).								(58)
Плотность тока в обмотке статора при непосредственном водяном охлажде-
нии (предварительно) определяется по формуле
	D1 = 14 ×106 ×		θ B ×υ	×	sK1			,	(59)
			lK × kФ s1
где qВ =15–30	°С – подогрев воды при	протекании						ее по	каналам стержней;
u = 0,8–2 м/с –	скорость движения воды.

Полученную плотность тока следует сравнить с рекомендуемой в табл. 8.

Как было сказано выше, при непосредственном охлаждении стержень со-

стоит из сплошных и полых проводников, т.е. он комбинированный. Один полый

40

и несколько сплошных проводников образуют группу. Число сплошных провод-

ников mЭ.ГР на один полый выбирают в зависимости от мощности. При

РН≤160 МВт можно брать mЭ.ГР = 3÷4, при РН=200–500 МВт mЭ.ГР =2÷3, при РН от

500 МВт и выше mЭ.ГР =1÷2 или применять только полые элементарные провод-

ники в стержне. Выбирают число сплошных проводников на один полый. Соот-

ношение между высотами сплошного проводника аЭ и полого аЭП

	аЭ/аЭП = 0,3 – 0,7.							(60)
Ориентировочно определяют высоту полого элементарного проводника
a = 0,153 ×10−3 ×		bП1	×ν ×	(1 - s	)× (k	-1)	,	(61)
ЭП		s1¢			K	Ф
где n – коэффициент, определяемый по				рис.	8; sK=(аК×bК)/(аЭП×bЭП)=0,15÷0,4
(меньшие значения для узких пазов); kф = 1,6 (kф =1,5÷2,0); s¢1 –								по формуле (46).

Рис. 8. Коэффициент n для определения высоты полого проводника в комбинированных стержнях

Полученное по формуле (61) значение аЭП округляют до ближайшего стан-

дартного по табл. 9 для выбранного ранее bЭП. Таким образом, полые проводники выбраны, их размер аЭП × bЭП и сечение sЭП. Следует определить размеры канала внутри полых проводников аК ×и bК. Для этого используется табл. 9.

mЭВ= nГР(1+ mЭ.ГР).

Высота изолированных сплошного и полого проводников

аИ=аЭ+dЭ, аИП=аЭП+dЭП,

41

Размер аЭ сплошного проводника предварительно определяют по выбран-

ному отношению (60) и аЭ П :

аЭ=аЭП×( аЭ/ аЭП).

(62)

Размер округляют до ближайшего стандартного в соответствии с выбранным ра-

нее значением bЭ по табл. 6. Таким образом, сплошные проводники выбраны, их размер аЭ × bЭ и сечение sЭ.

Площадь сечения меди всех проводников в группе

sГР= mЭ.ГР× sЭ+ sЭП ,

(63)

где sЭ , sЭП – площади сечения меди элементарных (сплошного и полого) провод-

ников по табл. 6 и 9.

Все элементарные проводники, объединенные в группы, располагают по

ширине паза в два столбца (mЭ.Ш =2). Число групп			по высоте стержня в одном
столбце
	′
	s1
nГР =		.	(64)
	2 × sГР
Округляют nГР до целого числа и уточняют площадь сечения меди комби-
нированного стержня:
s1=2×nГР×sГР.			(65)

Уточняют плотность тока в стержне по формуле (49), которую следует сравнить с рекомендуемой по табл. 8.

Общее число сплошных и полых проводников по высоте стержня (в одном столбце)

(66)

(67)

(68)

где d Э – двусторонняя толщина изоляции сплошного проводника по высоте

(табл. 7); d ЭП – двусторонняя толщина изоляции полого проводника составляет

0,2÷0,4 мм, т.е. близка к толщине изоляции сплошных проводников типа ПСД.

42

Высота изолированных элементарных проводников одного стержня

hИ= nГР×(аИ ×mЭ.ГР+ аИП)+ аИП . (69)

Высота паза рассчитывается по формуле (53). Затем проверяют рекоменда-

ции (54) и (55). В соответствии с табл. 5 и проведенными расчетами следует сде-

лать в масштабе чертеж заполненного паза статора, как показано на рис. 7. Все необходимые размеры для дальнейших расчетов параметров обмотки следует брать по этому рисунку.

2.6. Ярмо и внешний диаметр статора

Для определения высоты ярма (спинки) статора необходимо учесть тип ста-

ли и направление прокатки для холоднокатаной стали (вдоль потока в ярме или

поперек). По табл. 4 выбрать рекомендуемое значение индукции в ярме статора при холостом ходе Ва1 и определить высоту ярма статора:

ha1 =		Ф		.	(70)
	2 × lC	× kC
			× Ba1
Внешний диаметр сердечника статора
Dа=D1+2×(hа1+ hП1)					(71)

нужно округлить до второго знака после запятой (т.е. до целых сантиметров).

Нужно стремится к сохранению наружного диаметра статора для машин разной мощности, так как это дает экономию при изготовлении корпусов статоров благо-

даря унификации многих деталей.

Затем уточняют высоту ярма статора:

ha1 =	Da - D1 - 2 × hП1	,	(72)
2
которая должна быть близка к рассчитанной по формуле (70).
Для двухполюсных турбогенераторов отношение
Dа/D1=2–2,1.			(73)

43

2.7. Параметры обмотки статора

Под параметрами обмотки статора понимают активное и индуктивные со-

противления фазы обмотки. Длина витка обмотки статора
lВ1=2× ( l1+ l1Л) ,	(74)
где l1Л »2,5×D1 – длина лобовых частей обмотки статора.

Активное сопротивление фазы обмотки статора, Ом, при расчетной темпе-

ратуре 75 °С

	w × l	B1	×10	−6
r1(75) =	1					.	(75)
	46 × a1 × s1
В относительных единицах (о.е.)
r1(75)* = r1(75) ×			I1НФ				(76)
		U1НФ
обычно находится в пределах
r1(75)*=0,003–0,001							(77)

или близко к ним. Для машин большей мощности активное сопротивление r1*

меньше.

Индуктивное сопротивление рассеяния фазы обмотки статора определяется потоками пазового, лобового и дифференциального рассеяния. В расчете индук-

тивного сопротивления пазового рассеяния следует иметь в виду, что при укоро-

ченном шаге двухслойной обмотки в одном пазу находятся стержни, принадле-

жащие разным фазам, что приводит к уменьшению общего тока в пазу (по срав-

нению с диаметральным шагом), уменьшению поля пазового рассеяния и сниже-

нию индуктивного сопротивления рассеяния. Это обстоятельство учитывается укорочением шага обмотки β.

При больших зазорах между статором и ротором к потоку пазового рассея-

ния добавляется поток рассеяния между коронками соседних зубцов. Для двухпо-

люсных турбогенераторов с укороченным шагом обмотки индуктивное сопротив-

44

ление пазового рассеяния в относительных единицах с учетом рассеяния по ко-

ронкам зубцов определяют по формуле

w

2

l

σ 1

× I

1НФ

3 × β +1

h + 3 × h

4

δ

= 0,47 ×

1

11

,

(78)

x1П*

×

×

×

+

+ 0,2

Z1

×U1НФ

4

3 × bП1

× t1

+ δ / 2

10

2

где lσ1=l1– 0,2×bК×nК – расчётная длина пазового рассеяния с учётом вентиляцион-

ных каналов (nК=nП – 1 – число вентиляционных каналов сердечника статора); h11, h4 – размеры, взяты по рис. 6 или 7. Их можно также рассчитать по формулам,

приведенным в [2].

Индуктивное сопротивление рассеяния лобовых частей обмотки при банда-

жах ротора, выполненных из немагнитного материала,

	w × k		01		2		I	1НФ	× lЛ1 ×10−2 ,
xЛ1*	= 3,23 ×	1			×					(79)
		10				U1НФ

где lЛ » 2,5×D1 – длина лобовой части полувитка обмотки.

В генераторах РН ≤12 МВт бандажи ротора магнитные. Для них можно счи-

тать, что
хЛМ*»1,5× хЛ1*.									(80)
Индуктивное сопротивление взаимной индукции
				k	τ
2			× μ0 ×				A
xad * =				01	× δ	×		,	(81)
	π			k !			B
				δ			δ
где m0 =4×p×10–7 – магнитная проницаемость вакуума; k¢δ =1,07¸1,15 –									предвари-

тель-ное значение коэффициента воздушного зазора (меньшие значения соответ-

ствуют большим мощностям); t – полюсное деление в метрах.

Магнитное поле дифференциального (или разностного) рассеяния создается МДС, представляющих собой разность между полной волной МДС якоря и ее первой гармонической, т.е. создается высшими гармоническими МДС обмотки якоря. Поле дифференциального рассеяния наводит в обмотке якоря ЭДС основ-

ной частоты 50 Гц и определяет индуктивное сопротивление дифферен-

циального рассеяния.

45

В современных турбогенераторах с большими немагнитными зазорами ме-

жду ротором и статором индуктивное сопротивление дифференциального рас-

сеяния мало по сравнению с общим индуктивным сопротивлением и его учиты-

вают приближенно:

	xдиф1*	= 0,375 ×		δ × t1		× xad* ,	(82)
			q1	×bМ1	×τ

где bМ1=2×bЭ .

Индуктивное сопротивление рассеяния

хσ1*=хП1*+хЛ1*+хдиф1* .

(83)

2.8. Зубцовая зона и ярмо ротора

Ротор является самым напряженным узлом турбогенератора в отношении механических и тепловых нагрузок, а также магнитных насыщений. МДС обмот-

ки ротора должна не только компенсировать в номинальном режиме МДС обмот-

ки статора, но и создавать рабочий магнитный поток. Поэтому линейная токовая нагрузка ротора существенно выше линейной нагрузки статора. Чтобы иметь воз-

можность разместить обмотку возбуждения в пазах ротора при ограниченном его диаметре, приходится в 1,5–2 раза, а иногда и более увеличивать плотность тока в ней по сравнению с плотностью тока в обмотке статора.

Распределение поперечного сечения бочки ротора между пазами, зубцами и ярмом должно быть таким, чтобы механические напряжения не превосходили до-

пустимых не в одной точке ротора. Эти особенности расчета ротора учтены в ре-

комендациях, приводимых далее. Однако после полного выбора всей геометрии сечения ротора и электромагнитного расчета необходимо выполнить расчеты ме-

ханической прочности наиболее напряженных участков ротора.

Длина бочки ротора l2 предварительно была определена при выборе основ-

ных размеров - формула (9). Теперь ее следует уточнить в соответствии со значе-

нием l1, рассчитанным по формуле (36):

46

l2=l1+(0,05 – 0,15).

Возможное число пазовых делений, равномерно распределенных по всей

окружности ротора, можно ориентировочно принять
Z¢2» (45¸55)×D2 ,	(84)
где D2 – диаметр ротора, м.
Число реальных (обмотанных) пазов
Z2=g × Z¢2 ,	(85)
где g – отношение обмотанной части окружности ротора к полной
g =Z2/ Z¢2 =0,667 – 0,72.	(86)
По табл. 10 следует выбрать Z2 и g.
Число катушек обмотки ротора на один полюс
q2=Z2/(2×2×р).	(87)

Отсюда следует, что число обмотанных пазов в двухполюсных турбогенераторах всегда кратно четырем: 12; 16; 20; 24; 28; 32; 36; 40; 44.

В табл. 10 приведены наиболее часто применяемые числа обмотанных пазов

Z2, а также числа полных пазовых делений Z¢2 и отношения g. В табл. 11 приведе-

ны значения обмоточного коэффициента k02 основной волны МДС ротора.

Для определенного значения Z¢2 предпочтительнее выбирать меньшие зна-

чения g, так как при этом уменьшается число обмотанных пазов Z2, что в свою очередь, приводит к уменьшению расхода обмоточной меди, электрической изо-

ляции и удешевляет производство ротора. Если соблюдается (86), то имеет место достаточно высокое магнитное использование ротора с достаточно хорошей

(близкой к синусоиде) формой кривой МДС.

47

Таблица 10

Отношение γ обмотанной части окружности ротора к полной

	Z′2					Z2
		16	20	24	28	32	36	40	44

200,800

210,762

220,727

230,696

24	0,667	0,833
25	0,640	0,800
26	0,615	0,769
27	0,592	0,741
28	0,572	0,714
29	0,552	0,690	0,828
30	0,533	0,667	0,800
31		0,645	0,774
32		0,625	0,750
33		0,606	0,727	0,848
34		0,588	0,706	0,824
35		0,571	0,686	0,800
36		0,566	0,667	0,778
37		0,541	0,649	0,757
38		0,527	0,632	0,737	0,848
39		0,513	0,615	0,718	0,821
40		0,5	0,600	0,700	0,800
41			0,585	0,683	0,780
42			0,572	0,667	0,762
43			0,558	0,651	0,744	0,737
44			0,546	0,636	0,727	0,818
45			0,534	0,622	0,711	0,800
46			0,522	0,609	0,696	0,783
47				0,597	0,681	0,766
48				0,584	0,667	0,750	0,833
49				0,572	0,653	0,735	0,816
50				0,560	0,640	0,720	0,800
51				0,550	0,628	0,706	0,784
52				0,539	0,615	0,692	0,769
53				0,528	0,604	0,679	0,755	0,833
54					0,593	0,667	0,741	0,815
55					0,582	0,655	0,727	0,800
56					0,572	0,643	0,714	0,786

48

Окончание табл. 10

Z′2					Z2
	16	20	24	28		32	36	40	44
57						0,562	0,632	0,702	0,772
58						0,552	0,621	0,690	0,758
59						0,543	0,610	0,678	0,745
60						0,534	0,600	0,667	0,733
61							0,590	0,656	0,722
62							0,581	0,645	0,710
63							0,572	0,635	0,699
64							0,563	0,625	0,688
65							0,554	0,615	0,677
66							0,546	0,606	0,667
67							0,537	0,598	0,657
68									0,647
69									0,638
70									0,628
71									0,620
72									0,611
73									0,603

								Таблица 11
	Обмоточный коэффициент k02 основной волны МДС ротора
Z′2					Z2
	16	20	24	28	32	36	40	44

20 0,760

210,781

220,799

230,815

24	0,829	0,740
25	0,842	0,759
26	0,853	0,776
27		0,791
28		0,805
29		0,817	0,743
30		0,829	0,758
31		0,839	0,772
32		0,848	0,785
33		0,857	0,797	0,730
34		0,865	0,808	0,745
35		0,872	0,819	0,758
36		0,879	0,828	0,770