- •Предисловие
- •Введение
- •Глава 1 выбор основных размеров
- •1.1. Последовательность выбора основных размеров
- •1.2. Пример расчета (выбор основных размеров)
- •Глава 2 обмоточные данные статора
- •2.1. Пример расчета (проектирование обмотки статора)
- •2.2. Контрольные вопросы и задания
- •Глава 3 обмоточные данные ротора
- •3.1. Расчет обмотки возбуждения
- •3.2. Пример расчета (обмоточные данные ротора)
- •Глава 4 электромагнитный расчет
- •4.1. Пример расчета (расчет магнитной цепи)
- •4.2. Пример расчёта (характеристика холостого хода)
- •Глава 5 индуктивные сопротивления обмотки статора в установившихся режимах
- •5.1. Последовательность расчёта индуктивных сопротивлений
- •5.2. Пример расчета (параметры обмотки статора)
- •Глава 6 ток возбуждения при нагрузке, диаграмма потье
- •6.1. Пример расчета (диаграмма Потье)
- •6.2. Пример расчета (определение окз и статической перегружаемости)
- •Глава 7 электрические параметры, постоянные времени, токи короткого замыкания
- •7.1. Пример расчёта (расчёт электрических параметров и постоянных времени)
- •7.2. Пример расчета (весовые характеристики турбогенератора)
- •Глава 8 расчет потерь и коэффициента полезного действия
- •8.1. Пример расчёта (потери короткого замыкания)
- •8.2. Пример расчета (потери холостого хода)
- •8.3. Пример расчёта (механические потери)
- •8.4. Контрольные вопросы и задания
- •Глава 9 характеристики турбогенератора
- •9.1. Характеристики короткого замыкания
- •9.2. Индукционная нагрузочная характеристика
- •9.3. Регулировочная характеристика
- •9.4. Внешняя характеристика
- •9.5. Нагрузочная характеристика
- •9.7. Построение характеристики коэффициента полезного действия
- •9.8. Контрольные вопросы и задания
- •Приложение 1 Титульный лист (образец)
- •«Национальный исследовательский томский политехнический университет»
- •Двухполюсный турбогенератор
- •Бланк задания (образец)
- •«Национальный исследовательский
- •Кафедра «Электромеханические комплексы и материалы»
- •Приложение 2 Кривые намагничивания электротехнических сталей и роторных поковок
- •Кривые намагничивания зубцов ротора турбогенераторов
- •Список литературы
- •Оглавление
9.7. Построение характеристики коэффициента полезного действия
Характеристика КПД представляется зависимостью , где – полезная мощность турбогенератора. В относительных единицах . В пояснительной записке курсового проекта приводится зависимость при токах нагрузки . Значение коэффициента полезного действия генератора при номинальной нагрузке (подп. 8.3.14) составляет 0,984, а суммарные потери (подп. 8.3.13) рассчитываются по формуле
Обычно в расчетах зависимости потери подразделяют на постоянные, не зависящие от нагрузки, и переменные, зависящие от нагрузки. К постоянным потерям, так называемым потерям холостого хода, относят потери в железе и механические. К переменным потерям относят электрические потери мощности в обмотках генератора. За исключением механических потерь практически все потери, представленные в формуле расчёта (подп. 8.3.13) зависят от нагрузки.
С изменением нагрузки изменяется магнитный поток машины. Косвенно изменение магнитного потока (индукции в железе магнитопровода) в зависимости от нагрузки характеризуется коэффициентом (табл. 9.1). Потери в железе магнитопровода при постоянной частоте перемагничивания зависят квадратично от индукции, и, в зависимости от тока нагрузки, могут быть пересчитаны по формуле
, кВт.
Электрические потери в обмотках зависят квадратично от токов в обмотках и пересчитываются по формулам:
в обмотке статора
, кВт;
в обмотке возбуждения
, кВт,
где – коэффициент, характеризующий изменение тока возбуждения в зависимости от нагрузки генератора (табл. 9.1).
Суммарные потери в зависимости от тока нагрузки
,
где – суммарные механические потери; =154,5 кВт.
Полезная активная мощность турбогенератора пропорциональна току нагрузки, поэтому
,
где – номинальная мощность турбогенератора, кВт.
КПД генератора в зависимости от тока нагрузки
.
Формулы и расчеты КПД целесообразно свести в табл. 9.5.
Таблица 9.5
, о.е. |
0,25 |
0,5 |
0,75 |
1,0 |
1,25 |
(табл. 9.1) |
0,935 |
0,954 |
0,977 |
1,0 |
1,028 |
, кВт |
226,7 |
236,06 |
247,6 |
259,4 |
302,5 |
, кВт |
19,2 |
76,9 |
172,95 |
307,5 |
480,4 |
(табл. 9.1) |
0,535 |
0,675 |
0,823 |
1,0 |
1,177 |
, кВт |
61,1 |
97,24 |
144,55 |
213,4 |
295,65 |
, кВт |
461,57 |
564,68 |
719,6 |
934,78 |
1233,1 |
, кВт |
15000 |
30000 |
45000 |
60000 |
75000 |
, о.е. |
0,970 |
0,981 |
0,9842 |
0,9846 |
0,9838 |
Зависимость представлена на рис. 9.9. КПД у спроектированного турбогенератора достигает максимального значения 98,46 % при номинальной нагрузке. Спроектированный турбогенератор несколько уступает по КПД серийному турбогенератору ТВФ 60-2 (см. табл. В2), у которого КПД = 98,5 %.
Рис. 9.9. Зависимость КПД от тока нагрузки
Обычно в электрических машинах и трансформаторах зависимость КПД от тока нагрузки объясняется соотношением постоянных и переменных потерь. С ростом нагрузки растут переменные потери, возрастает КПД и достигает своего максимального значения при равенстве переменных потерь постоянным потерям. При дальнейщем увеличении нагрузки переменные потери становятся больше постоянных потерь, и КПД начинает снижаться.