Файл: Данилевич, Я. Б. Добавочные потери в турбо- и гидрогенераторах.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 21.10.2024
Просмотров: 88
Скачиваний: 0
Т а б л и ц а В-3 (продолжение)
Наименование потерь
Встаторе от высших гар монических поля об мотки ротора
Вроторе из-за зубчатого строения статора 2
Встаторе из-за зубча того строения ротора (в турбогенераторах)
Обозиа- |
Источник |
Место |
проявления |
|||
чеппе |
||||||
|
|
|
|
|
||
|
Неспнусопдальиость |
Зубцы |
и |
спипка сер |
||
|
кривой мдс и по |
дечника статора |
||||
|
тока ротора |
Зубцы и клинья рото |
||||
|
Пульсации потока |
|||||
|
в роторе из-за зуб |
ра |
в |
турбогенера |
||
|
чатого строения |
торах; |
полюсы и |
|||
|
статора |
демпферная |
обмот |
|||
|
|
ка |
(если |
имеется) |
||
|
|
в гидрогенераторах |
||||
Quo |
Пульсации потока |
Зубцы |
статора |
|||
|
в статоре из-за зуб |
|
|
|
|
чатого строения ро тора
П р и м е ч а н и е . Добавочные потери не наблюдаются: 1 — при холостом ходе; 2 — при коротком замыкании.
венным образом сказываются на характере распределения потерь в целом, особенно добавочных потерь. Поэтому вопросы, связан ные с изучением особенностей добавочных потерь в крупных турбо- и гидрогенераторах, разработкой методов их расчета и исследования, имеют большое практическое и научное значение.
В . 2 . Источники добавочных потерь
Источником добавочных потерь в турбо- и гидрогенераторах являются поля рассеяния обмоток и высшие гармонические поля статора и ротора.
В табл. В-3 дана систематизация основных составляющих добавочных потерь, имеющих место в турбо- и гидрогенераторах, а также указывается место их проявления. При этом имеются в виду только потери в установившихся режимах. Потери в анор
мальных режимах, |
при |
внезапных коротких замыканиях и т. п. |
в настоящей работе |
не |
исследуются. |
Режим номинальной нагрузки обычно рассматривается как наложение режимов холостого хода при номинальном напряжении и установившегося трехфазного короткого замыкания при номи нальном токе. Аналогично этому добавочные потери также раз деляются на потери холостого хода и короткого замыкания. При вычислении суммарных потерь номинального режима потери холостого хода и короткого замыкания складываются.
Такой прием определения суммарных потерь является при ближенным. Для машин с косвенным охлаждением, в которых добавочные потери относительно невелики, а вызываемые ими
8
местные перегревы несущественны, ошибка, допускаемая при сложении потерь холостого хода и короткого замыкания, не имеет
принципиального значения |
и |
практически |
не сказывается на |
|
величине кпд. При увеличении |
единичной мощности генераторов |
|||
и связанном с этим росте линейной нагрузки интенсивность |
полей |
|||
рассеяния и полей высших |
гармонических |
значительно |
возра |
стает. В результате точность определения добавочных потерь начинает сказываться на уровне кпд крупных машин, а возни кающие местные перегревы начинают в некоторых случаях огра ничивать их работу. Поэтому для крупных машин с непосредст венным охлаждением требуется уточнить методы предопределения добавочных потерь при номинальной нагрузке и оценить ошибку,
которая может возникнуть при определении |
суммарных |
потерь |
||
по потерям холостого хода |
и короткого замыкания. |
|
|
|
В . З . Основные задачи исследования добавочных потерь |
|
|||
К о н с т р у к т и в н ы е |
э л е м е н т ы |
и |
к р а й н и е |
|
п а к е т ы с е р д е ч н и к а |
с т а т о р а . |
Значительное |
повы |
шение линейных нагрузок связано с существенным усилением интенсивности полей рассеяния в торцовой зоне турбо- и гидро генераторов.
Опыт эксплуатации турбогенераторов показывает, что в гене раторах мощностью 100—150 Мвт поля рассеяния не проявляются в такой степени, чтобы возникала необходимость в каких-либо специальных мерах по их ограничению и снижению местных на гревов. Однако уже на первых турбогенераторах мощностью 200—300 Мвт с линейной нагрузкой, в 1.6—1.8 раза превышаю щей нагрузку турбогенераторов типа ТВ2-150-2 с косвенным водородным охлаждением, были замечены подгары в плоскостях разъемов диффузоров, внутренних щитов, повышенные нагревы кронштейнов и других конструктивных элементов зоны лобовых частей генераторов. Поэтому последующие машины мощностью 200—300 Мвт стали выполняться с немагнитными элементами крепления обмотки статора, нажимными пальцами, плоскости разъемов диффузоров и внутренних щитов были тщательно изо лированы. Для уменьшения потерь в нажимной плите применя ются электромагнитные экраны, сама плита выполняется из немагнитной стали, зубцы концевых пакетов сердечника статора делаются с рассечкой по высоте. Тем не менее опыт испытаний турбогенераторов мощностью 500 Мвт показал, что требуется дальнейшее углубленное исследование электромагнитных про цессов в зоне лобовых частей мощных генераторов.
На рис. В-3 схематично показаны сечения торцовой зоны турбогенераторов мощностью 100 и 800 Мвт, выполненные в од ном масштабе. Из рисунка видно, что при увеличении мощности
9
в 8 раз и росте линейной нагрузки в 1.82 раза расстояние между концевыми пакетами сердечника статора и щитом увеличилось только в 1.12 раза. Поэтому можно ожидать, что интенсивность полей рассеяния обмотки статора в турбогенераторе мощностью
800 Мвт |
увеличивается примерно |
в 1.82/1.12 = 1.62 |
раза, а по |
|
тери — в |
2.6 раза. Еще больше |
увеличивается |
интенсивность |
|
полей рассеяния обмотки ротора, что, в частности, |
обусловлено |
|||
также увеличением мдс обмотки возбуждения из-за |
|
роста зазора |
||
в мощных машинах. |
|
|
|
Рис. В-3. Торцовая зопа турбогенераторов.
мощность 100 Мвт; |
мощность 800 Мвт. |
За последнее время опубликовано |
большое количество работ, |
в которых рассматриваются электромагнитные явления в тор цовой зоне турбогенераторов. Однако почти во всех работах авторы касаются лишь вопросов расчета магнитных полей. При этом не учитываются многие важные факторы. Так, например, в [93] вообще не принимается во внимание действие окружающих ферромагнитных поверхностей, в [125] не учитывается влияние щитов и корпуса, а в [156, 160, 88] также и воздушного зазора; в [134] рассматривается только тангенциальная составляющая токов статора и ротора и т. п. В опубликованных работах основ ное внимание уделяется расчету поля у поверхности нажимной плиты статора, хотя расчет поля у других конструктивных эле ментов имеет не менее важное значение.
Расчету полей в торцовой зоне гидрогенераторов вообще не уделялось никакого внимания.
10
До настоящего времени еще ые решена задача о проникновении магнитного потока в зубцах крайнего пакета сердечника статора с учетом влияния основного потока в сердечнике, что не дает возможности правильно выбирать оптимальную геометрию этой части машин.
В настоящей работе рассматриваются уточненные методы рас чета магнитных полей в торцовой зоне турбо- и гидрогенераторов, а также вызываемых ими потерь в конструктивных элементах зоны лобовых частей. Для выявления мест с повышенными поте рями особое внимание уделяется изучению распределения потерь в нажимной плите, экране, в крайних пакетах сердечника ста
тора, нажимных пальцах, |
щитах и диффузорах. |
М е д ь о б м о т к и |
с т а т о р а . Современные мощные |
турбогенераторы, а в последнее время также и гидрогенераторы выполняются с непосредственным жидкостным охлаждением об мотки статора. В связи с этим часть элементарных проводников (в некоторых типах машин — все) делается полыми с прямоуголь ным отверстием. В таких генераторах коэффициент увеличения сопротивления (коэффициент Фильда) оказывается существенно больше единицы. При двухслойной обмотке добавочные потери, определяемые вытеснением тока в элементарных проводниках, примерно в 7 раз больше, чем в стержне, лежащем на дне паза. Поэтому методы расчета потерь в меди, вызванных потоками рассеяния в пазу, должны быть уточнены.
В машинах большой мощности значительно выросли поля рассеяния в лобовой части обмоток. Поэтому широко распростра ненный метод расчета потерь в лобовой части с использованием представления об эквивалентном пазе [75 ] не обеспечивает не обходимой точности расчетов. Требуют изучения также потери в лобовой части обмотки статора, вызываемые полями рассеяния обмотки ротора.
Исследования последних лет показали [4], что при исполь зуемых в настоящее время схемах транспозиции пазовой части обмотки статора в элементарных проводниках стержня циркули руют значительные токи, наводимые полями, сцепленными с ло бовой частью обмотки. Циркуляционные токи существенно пере гружают отдельные проводники стержня и могут явиться причи ной повреждения обмотки при наличии короткого замыкания между элементарными проводниками. В результате приходится принимать специальные меры по снижению нагрева проводников. Необходимо провести дополнительные исследования циркуля ционных токов в обмотках машин, разработать схемы транспози ции не только в пазовой, но и лобовой частях обмотки, обеспечи
вающие максимальное снижение как |
циркуляционных |
токов, |
так и добавочных потерь в обмотке в |
целом. |
|
В последние годы появился ряд статей, посвященных расчету |
||
потерь в пазовой части обмотки с полыми элементарными |
провод- |
11
пиками [76, S3, 143, 152]. ß то же время почти полностью от сутствуют работы, в которых рассматривались бы потери в ло
бовой части обмоток, потери |
от циркуляционных токов. |
|
П о т е р и , в ы з в а н н ы е в ы с ш и м и |
г а р м о н и ч е |
|
с к и м и п о л я с т а т о р а |
и р о т о р а . |
Значительное повы |
шение линейных нагрузок в машинах большой мощности приво дит, с одной стороны, к увеличению амплитуд высших гармони ческих поля статора и ротора, а с другой стороны — к их умень шению из-за роста величины воздушного зазора в мощных турбо- и гидрогенераторах, что связано с необходимостью уменьшения синхронной реактивности xd и повышения окз в крупных генера торах по условиям работы в энергосистемах.
Действительно, для амплитуды нормальной составляющей магнитной индукции на поверхности ротора, вызванной высшими гармоническими мдс обмотки статора, при отсутствии реакции вихревых токов в роторе имеем
В , = |
І |
А |
, |
(В. 2) |
|
' |
т |
а |
— |
х |
' |
|
|
.sli |
|
|
где ц0 — магнитная проницаемость воздуха, А:м, — обмоточный коэффициент ѵ-й гармонической мдс обмотки статора, 8 — воз душный зазор, іѵ — полюсное деление ѵ-й гармонической.
Из (В. 2) следует, что величина ІЗЧ быстро уменьшается с уве личением порядка гармонической и величины зазора § и для гармонических высоких порядков оказывается пренебрежимо малой. В первую очередь это относится к гармоническим зубцового порядка ѵ г =6<7+1.
В последнее время [85] наметилась |
тенденция к |
применению |
в мощных турбогенераторах 6-фазной |
обмотки, |
выполняемой |
из двух электрически разобщенных 3-фазиых обмоток, сдвинутых относительно друг друга на 30 эл. град. В машинах с такой об моткой будут иметь место лишь гармонические мдс обмотки ста
тора, порядок |
которых определяется выражением ѵ=12ге+1, |
|
т. е. 11, 13, 23, |
25-я и т. п. гармонические. В результате |
потери |
в роторе от высших гармонических мдс статора будут |
резко |
|
уменьшены. |
|
|
Для снижения потерь в статоре от высших гармонических поля ротора турбогенераторов рядом фирм мдс обмотки ротора распределяются по окружности ротора по закону, приближаю щемуся к синусоидальному.
Тем ие менее, несмотря на предпринимаемые меры по сниже нию потерь от высших гармонических, в машинах очень большой мощности возникает задача по уточнению распределения добаво чных потерь в зубцах статора и ротора. В связи с этим представ ляется недостаточным рассматривать ротор турбогенератора как
12