Файл: Техникоэкономических характеристик турбогенераторов с полимидной изоляцией Магистрант.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 67
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
4 Методика расчета изоляции турбогенератора
4.1 Расчет турбогенератора с полиимидной статорной изоляцией на номинальное напряжени турбогенератора 37,5 кВ
1 Полная номинальная мощность. н н
н н (4.1.1)
2 Предварительно определяем внутренний диаметр статора. При выборе основных размеров необходимо учитывать вопросы унификации производства. Если удается сохранить один диаметр для нескольких машин ближайших мощностей, то можно унифицировать ряд технологических приспособлении и деталей для нескольких машин. Это удешевляет производство. Для того чтобы удешевить производство стремятся использовать ранее разработанный, опробованный в эксплуатации ротор уже построенных машин с сохранением его зубцового слоя. При этом имеют не только унификацию и, следовательно , удешевление производства ротора, но и повышение надежности работы проектируемого турбогенератора.
п м
(4.1.2)
3 Для заданного типа охлаждения и номинальной полной мощности выбираем линейную нагрузку и магнитную индукцию при холостом ходе. Произведение имеет размерность усилия на единицу площади и показывает, насколько эффективно используются активные материалы в электротехническом преобразователе энергии – турбогенераторе. Чем выше значение тем большую мощность можно преобразовать водном и том же объеме активных материалов. Но увеличение в машине влечет за собой увеличение потерь мощности, зависимость которых от линейной нагрузки Аи магнитной индукции носит квадратичный характер. Рост потерь мощности может привести к недопустимому повышению температуры обмоток и магнитопровода, если не позаботиться об интенсивном отводе теплоты.
57 Так как у нас тип охлаждения и номинальная полная мощность остались неизменными, выбираем линейную нагрузку и магнитную индукцию при холостом ходе такую же
мл Немагнитный зазор (предварительно.
(4.1.3) Округляя с точностью дом, получим м
6 Диаметр бочки ротора (предварительно.
п п м
(4.1.4)
7 Выбираем диаметр бочки ротора из нормализованного ряда роторов.
м
8 Уточняем внутренний диаметр статорам Определяем предварительно длину магнитопровода (сердечника) статора
п
н
м
10 Определим длину бочки ротора(предварительно).
п п м
(4.1.6)
11 Проверяем отношение
п (4.1.7)
п (4.1.8) Отношение
, находиться в допустимых пределах.
58 12 Номинальная фазное напряжение присоединении обмотки в звезду.
н
н
√
(4.1.9)
13 Номинальный ток фазы статора.
н н н
(4.110)
14 Принимаем число параллельных ветвей обмотки статора. Непосредственное охлаждение обмоток снимает температурные ограничения и объем тока в пазу можно изменять в широких пределах от
п
4000 до 20000 А. Верхний предел 20000 А, это результат недопустимого уровня нагрева, а опасность появления вибрации стержней от электродинамических сил, которые вызывает этот ток. И чем меньшее число параллельных ветвей тем больше экономии может быть получено при изготовлении машины. а Число эффективных проводов в пазу. п Объем тока в пазу статора. п н п (4.1.11)
17 Пазовое зубцовое деление статора предварительно. п (4.2.12)
18 Число пазов статора предварительно.
(4.1.13) Принимаем
, тогда
р
19 Уточняем пазовое деление статорам Проверяем отношение. Для уменьшения добавочных потерь мощности в бочке ротора от пульсации в магнитного поля, определяемых зубчатостью статора, рекомендуется брать отношение немагнитного зазора к пазовому делению больше.
(4.1.15)
21 Число последовательно соединенных витков фазы статора. п (4.1.16)
22 Полюсное деление , выраженное числом пазовых делений.
(4.1.17)
23 Принимаем укорочение шага β=0,83. Шаг обмотки по пазам γ=βτ=0,83∙30 25 пазовых делений. Действительное значение.
(4.1.18)
24 Коэффициент укорочения обмотки.
у
у
(4.2.19)
25 Коэффициент распределения обмотки. р (4.1.20)
26 Обмоточный коэффициент статора.
(4.1.21)
27 Уточняем линейную нагрузку. Так как у нас линейная нагрузка отличается от принятой ранее на менее чем
7-10 %, то линейная нагрузка посчитана верно.
60
нм Магнитный поток основной гармонической при холостом ходе.
н
б (4.1.23)
29 Уточняем предварительную длину сердечника статора.
п м Принимаем
п м.
30 Непосредственное охлаждение обмотки статора позволяет не только снять теплоту от потерь мощности в обмотке, но и частично отвести теплоту от потерь мощности в зубцовой зоне сердечника статора
Поэтому принимаем длину одного пакета стали статора па
м, длину вентиляционного канала между пакетами
м Число пакетов в сердечнике статора п п
па
(4.1.25) Принимаем п Длина стали сердечника статора.
п
па пар м
(4.1.26) Длину крайнего пакета приняли пар м
32 Полная длина сердечника статора. п м
(4.1.27)
33 Сердечник статора выполняем из холоднокатаной стали. Ориентируем направление прокатки поперек зубца. Принимаем магнитную индукцию в коронке зубца при холостом ходе
т Определяем предварительно ширину коронки зубцам Ширина паза статора. п м
(4.1.29)
35 Температурный перепад в изоляции зависит от ее толщины , которая, также определяется типом изоляции и номинальным напряжением. И чем выше напряжение, тем соответственно толще изоляция и тем меньше должна быть плотность тока. Электрическая изоляция на термореактивных связующих выгодно отличается от изоляции термопластичной, так как имеет меньшую толщину при одном и том же напряжении и высокую теплопроводность. Но примененная мною современная полиимидная изоляция является прорывной, те. она по сравнению с термореактивной изоляцией имеет на
40% выше теплопроводность и меньше толщины почти на 50% и это с учетом повышения напряжения турбогенератора до 37,5 кВ. В соответствии с поставленной задачей меняется пазовая изоляция рассчитываемого турбогенератора миканит гибкий ГФС на полиимидную пленку ПИ
АБ
, h=0,125 мм прокладка между полустержнями из стеклянной ткани, пропитанной эпоксиднофенольным лаком на пленку ПИ
АБ
h=0,25 мм изоляция от корпуса лента стеклослюдинитовая ЛТСС вполнахлеста и лента стеклянная на ленты полиимидные разных толщин (h=0,125 и h=0,1). При применении новой пазовой изоляции двусторонняя толщина изоляции стержня изменилась по ширине с 12,5 мм до 9,75 мм по высоте с 16,6 мм до
8,45 мм. Общий размер толщины изоляции в пазу, прокладок и зазора на укладку изменились по ширине с 15 мм до 10,25 мм по высоте с 34,7 мм до
24,4 мм. Такие материалы как шпатлевка ЭШ –211 по ширине и по высоте, накладка из стеклотекстолита СТЭФ – I, полупроводящие покрытия из стеклянной ленты, прокладка на дно паза из электронита, прокладка под клин из стеклотекстолита СТЭФ – I, СТЭФ - II оставляются без изменения. Таблица 4.1 – Сравнительные размеры изоляции обмоток статоров на л кВ Наименование Материал тер- морективный старый) Толщина, мм старый) Материал полиимид новый) Толщина, мм (новый) Изоляция переходов По высоте Миканит гибкий ГФС или
ГМС h=0,2 0,4 Полимерная пленка ПИ
АБ
h=0,125 0,3 Прокладка шири-
Ткань стеклян- 0,5 Полиимид
62 между по- лустерж- нями на ная, проп. эпоксидно- фенольным ла ная пленка
ПИ
АБ
Продолжение таблицы 4.1 Шпатлевка
ЭШ-211 ширина вы- сотае
0,4 0,4 Накладка высота Стеклотекстолит СТЭФ-1 1 Стеклотекстолит
СТТЭФ
2,0
Полупро- водящее покрытие Лента стеклянная промазанная лаком
ЭПП-58 0,3 Лента стеклянная на лаке лаком
ЭПП-58 0,3 Изоляция от корпуса Лента ЛТСС вполнехлеста толщиной 0,17 мм. Лента стеклянная толщиной 0,1 мм впритык
50 слоев по 0,17 мм 40 слове по
0,1 мм итого Лента поли- им. Наполн. стекло- слюдн. h=0,125 мм Лента поли- им. h=0,1 мм х х итого 8
Полупрово- дящее покрытие Лента асболав- сановая впритык покрытая п/п лаком)
1 Лента асбо- лавсановая впритык
(покр. п/п лаком)
1
Двусторон. толщина изоляции стержня b
ст.ш по шир.
12,5 9,75 ст. h по выс.
13,6 8,45 Прокладка на дно паза По высоте
Электронит
1
Электронит
1 Прокладка между стрежнями По высоте b
пр
Стеклотексто- лит СТЭФ II
5 Стеклотекстолит
СТЭФ II
5 Прокладка под клин По высоте Стеклотекстолит СТЭФ-I
1 Стеклотекстолит
СТЭФ-I
1
63 Зазорна укладку
0,5 0,5 Общий размер толщи изол. в пазу По ширине ш 10,25 По высоте Общий размер толщины изоляции в пазу по ширине паза с учетом прокладок и зазоров на укладку для напряжения 37,5 кВ, дан руководителем
м
36 Ширина изолированного элементарного проводника.
и
п
м (4.1.30)
37 Ширина голого элементарного проводника. им) где
мм двусторонняя толщина изоляции ПСД элементарного проводника.
38 Стержень обмотки статора при непосредственном водяном охлаждении состоит из сплошных и полых проводников. По табл. Пи П выбираем размеры голых элементарных сплошного и полого
п проводников.
мм
п мм
39 Уточняем ширину паза по большему выбранному размера
пи элементарных проводников п)
40 Уточняем ширину коронки зубца и магнитную индукцию в коронках зубцов п мл) Магнитная индукция находиться в пределах значений.
41 Плотность тока при непосредственном охлаждении предварительно определяем. При непосредственном охлаждении обмотки плотность тока можно взять выще в сравнении с воздушным , так как нагрев обмотки определяется не температурным перепадом в изоляции, а системой охлаждения , параметрами охлаждающего агента и скоростью его течения . Ограничивающими факторами для увеличения плотности тока при непосредственном охлаждении будут электрические потери мощности в обмотках и КПД машины. м (4.1.35) где
м принимаем
,
м ,
42 Площадь сечения меди эффективного проводника стержня.
нм Принимаем число сплошных проводников
р на один полый
п . Высота полого проводника.
п
п
√
(
)
п √ м (4.1.37) Где
44 Выбираем полый проводник с размерами
п мм,
п мм, размеры канала :
мм, мм, площадь сечения меди
65
п мм п п) мм (4.1.38)
45 Площадь сечения всех проводников в группе.
р р п м Число групп по высоте стержня.
р р
(4.1.40)
Принимаем
р Действительная площадь сечения меди стержня.
р р м (4.1.41)
48 Уточняем плотность тока в стержне обмотки статора
нм Общее число сплошных и полых проводников по высоте стержня.
р
р)
(4.1.43)
50 Высота изолированных сплошного и полого элементарных проводников. и мм
ип
п п мм
51 Высота изолированных сплошного и полого элементарных проводников одного стержня. и р и р
ип
)
ип
м и мм
(4.1.44)
66 Сечение стержня при непосредственном охлаждении обмотки статора водой. Стержень состоит из сплошных и полых проводников, выполненных в виде медных прямоугольных трубок. Соотношение между сплошными и полыми проводниками в комбинированном стержне зависит от многих факторов. Проводники комбинированного стержня делят на группы . В каждой группе имеется один полый и от одного дои даже больше сплошных проводников. При большем числе сплошных проводников в группе суммарные потери мощности уменьшаются, а нагрев обмотки увеличивается, так как при этом уменьшается расход воды в связи с меньшим количеством полых проводников в стержне. Ширина паза и больший размер элементарного проводника при непосредственном охлаждении обмотки статора водой я выбрал таким как при косвенном. Но только при выборе большого размера сечения сплошного элементарного проводника следовало согласовать с размером полого проводника элементарного проводника. Эти размеры должны быть по возможности близкими. Рисунок 4.1
– Паз статора с однослойной обмоткой 1 – клин, 2 – изоляция стержня, 3 – сплошные проводники, 4 – трубчатые проводники – изоляция проводника
67 а) б) Рисунок 4.2- Размер паза при замене изоляции а) термореактивная изоляция б) полиимидная изоляция
68
Размеры изоляции берутся из сравнительной таблицы размеров изоляции обмоток статора, для полиимидной изоляции размер дан руководителем Все необходимые размеры для дальнейших расчетов параметров обмотки следует брать из рис. 4.2 52 Высоту паза статора найдем. пил мм м
(4.1.45)
53 Проверяем соотношения
п
п
(4.1.46) п)
54 Магнитопровод (сердечник ) статора выполнен из листовой электротехнической стали марки 3413 толщиной 0,5 м. Направление прокатки совпадет с направлением магнитного потока в ярме (спинке) сегментов сердечника ста- тора(поперек зубцов) .
55 Высота ярма статора
а
а
м (4.1.48) Где а Внешний диаметр сердечника статора.
а
а
п
м
(4.1.49) Округляем внешний диаметр до а ми уточняем высоту ярма статора.
а
а
п
м (4.1.50)
69 Соотношение а находиться в пределах, указанных выше.
57 Длина витка обмотки статора л (4.1.51) где л Активное сопротивление фазы обмотки статора постоянному току при температуре 75 См) В относительных еденицах
н
н
(4.1.54) Находится в пределах 0,003-0,001 59 Индуктивное сопротивление пазового рассеяния с учетом рассеяния по коронкам зубцов (о.е.)
(
)
(п )
(
) ,(4.2.55) где
60 Индуктивное сопротивление рассеяния лобовых частей обмотки (о.е.) при немагнитных бандажах ротора л (
)
(
) (
)
(4.1.56)
61 Индуктивное сопротивление взаимной индукции (о.е.)
√
√
(4.1.57) Где
;
70 62 Индуктивное сопротивление дифференциального рассеяния обмотки статора (о.е.)
(4.1.58) где
63 Индуктивное сопротивление рассеяния
(4.1.59)
64 Длина бочки ротора
(4.1.60)
65 Возможное число пазовых делений
(4.1.61) Принимаем
66 Число реальных (обмотанных) пазов и отношение y
(4.1.62)
\ По таблице принимаем для принимаем
,
67 По кривым на рис принимаем (предварительно)
(4.1.63)
68 Определяем глубину паза ротора (предварительно)
(4.1.64)
69 Пазовое деление в основании зубцов ротора
(4.1.65)
70 Выбираем паз ротора с параллельными стенками. Предварительную ширину паза определяем из следующих соотноении :
71
(4.1.66) Отсюда ширина паза ротора
(4.1.67)
71 Ширина зубца в наиболее узком месте (в основании
(4.1.68) Что допустимо по условию 7.93[1]
72 Ориентировочная ширина проводника обмотки возбуждения
(4.1.69) Где
73 По таб. П [1] выбираем провод прямоугольного сечения
74 Уточняем ширину паза ротора :
(4.1.70)
75 Проверяем ширину зубца в наиболее узком месте :
(4.1.71) Условие 7.93 [1] выполняется
76 Номинальный ток возбуждения.
н н (4.1.72)
77 Плотность тока в обмотке роторам Номинальное напряжение обмотки возбуждения.
н
72 79 Масса меди обмотки статора.
(4.1.75)
80 Отношение короткого замыкания.
81 Статическая перегружаемость. ан Что удовлетворяет требованиям ГОСТ.
82 Основные электрические потери в обмотке якоря при
он т (4.1.78)
83 Для определения добавочных потерь в обмотке якоря следует найти коэффициент вытеснения тока при комбинированном стержне
р
р пр п (4.1.79)
84 Добавочные потери мощности в обмотке якоря.
(
)
от Добавочные потери в зубцах и ярме от высших гармоник МДС обмотки при коротком замыкании.
(
*
(4.1.81)
(
*
=18485
т
73
(
)
*
(4.1.82)
т
86 Полные потери мощности при КЗ и номинальном токе статора.
нот т
87 Потери мощности встали ярма и зубцов статора.
⁄
(4.1.83)
т
⁄
⁄
(4.1.84)
т
88 Основные потери мощности встали при холостом ходе.
от Добавочные потери мощности в магнитопроводе статора от высших гармонических МДС обмотки возбуждения при холостом ходе.
(4.1.86)
т
90 Добавочные потери мощности в магнитопроводе статора от зубцовых гармонических МДС обмотки возбуждения при холостом ходе.
(4.1.87)
91 Добавочные пульсационные потери мощности в зубцах статора от зубча- тости ротора при холостом ходе.
74
⁄
п п
92 Добавочные потери при холостом ходе в торцевых частях. тот
т (4.1.89)
93 Сумма потерь мощности встали при холостом ходе.
от)
т
94 Потери мощности на возбуждение при номинальной нагрузке и температуре н
н н н
т
95 Полные механические потери мощности, включая потери на вентиляцию и водное охлаждением пр брит нт
(4.1.92) п т
96 Сумма потерь мощности при номинальной нагрузке.
∑ н н нм
(4.1.93)
∑ н т
97 Коэффициент полезного действия при номинальной нагрузке (%). н (
∑ н
)
75 н (
) Таблица Сравнительные данные размеров пазов со старой термореактивной и новой ПИ изоляцией
ПСД мм (по высоте паза) ПИ мм (по высоте паза)
ПСД мм (по ширине паза) ПИ мм (по ширине паза)
207 193 28,4 22,5 Таблица Сравнительные данные внешних диаметров статора турбогенератора со старой термореактивной и новой ПИ изоляцией Внешний диметр статора с ПСД изоляцией м. Внешний диаметр статора с ПИ изоляцией
. м Разность диаметров при ПСД и ПИ изо- ляциях
2,521 2,317 0,204 Таблица Экономический эффект от замены термореактивной изоляции на новую полиимидную
Характеристики При термореактивной При полии- мидной Полная номинальная мощность 10
кВА
235,29 235,29 Линейная нагрузкам Магнитная индукция, Тл
4. Номинальное фазное напряжение присоединении обмотки в звезду, В
9093 21650 Номинальный ток фазы статора, А
8625 3623 Число параллельных витков
2 1
7. Число эффективных проводов в пазу
2 2 Объем тока в пазу статора,А
8625 7245 Число пазов статора
62 72 Пазовое деление статорам
0,0647 0,054 Число последовательно соединенных витков фазы статора
10 24 Магнитный поток основной гармонической при холостом ходе,Вб
4,438 4,411 Предварительная длина сердечника статорам Число пакетов в сердечнике статора
94 94 15. Полная длина сердечника статора
4,2 4,2 Ширина паза статорам Общий размер толщины изоляции в пазу с учетом прокладок, м
18. Ширина изолированного элементарного проводникам
0,0077 Ширина голого элементарного проводника Размеры
пи элементарных провод- ников,мм
7,5;7,4 7,1;7,1 Площадь сечения меди эффективного проводника (стержня,
804 649,3 Площадь сечения всех проводников в группе Число групп по высоте стержня
7 7 Плотность тока, А
5,36 4,93 Число эффективных проводников в стержне по высоте
60 60 Высота клина, мм
20 20 Высота всех изолированных элементарных проводников одного стержням Высота ярма статорам Внешний диаметр сердечника статорам. Длина бочки роторам
3,99 3,99 31. Номинальный ток возбуждения,А
2680 2680 Статическая перегружаемость
1,72 1,72 Длина витка обмотки статорам Основные электрические потери в обмотке якоря при 75 , Вт
440541 49614 Добавочные потери в обмотке якоря, Вт
236570 26741 Суммарные потери, Вт
677111 76355 Разность потерь при применении новой изоляции по сравнению со старой, Вт
600756 Полные потери мощности при К.З.и номинальном токе статора, Вт
1056323 488694 Разность полных потерь при К.З. и номинальном токе статора, Вт
567629 Основные потери мощности встали при
Х.Х., Вт
257204 365956 Сумма потерь мощности встали при
Х.Х. Вт
394190 541672 Разность суммы потерь мощности встали при Х.Х., Вт
147582 Основные потери мощности встали при
257204 365956
77
Х.Х., Вт Сумма потерь мощности встали при
Х.Х. Вт
394190 541672 Разность суммы потерь мощности встали при Х.Х., Вт
147582 Потери мощности на возбуждение при номинальной нагрузке и температуре 75 890354 890354 Сумма механических потерь, Вт
378863 378863 Потери мощности на вентиляцию
1929898 1929898 Сумма потерь мощности при номинальной награузке, Вт
2808696 2259583 Разность сумм потерь мощности при номинальной нагрузке, Вт
549113 Коэффициент полезного действия при номинальной нагрузке)
98,62 98,82 На основании расчетов получены следующие результаты
- номинальное фазное напряжение при присоединении в обмотку увеличилось с 9093 В до 21650 В. Номинальный ток фазы статора уменьшился с А до 3623 А.
- для того, чтобы линейная нагрузка находилась в допустимых пределах мы уменьшили количество параллельных ветвей до 1, поскольку эффективность непосредственного охлаждения практически не зависит от объема тока паза, предпочтительно выбирать меньшее возможное число параллельных ветвей ( в пределах допустимого тока, так как в этом случае уменьшаются число пазов, число стержней и может быть получена экономия на электроизоляционных материалах и обмоточных работах .
- пазовое зубцовое деление статора уменьшилось с
, число пазов статора увеличилось с 60 до 78 пазов- т.к. общий размер толщины новой изоляции изменился см дом, при этом она взята с запасом, уменьшилась высота паза с 207 мм до 193 мм, ширина паза с 28 мм до 22 мм, это привело к уменьшению площади поперечного сечения эффективного проводника с
- плотность тока в стержне находиться в допустимых пределах.
- при расчете на кВ с новой изоляцией внешний диаметр сердечника статора оказался несколько меньшим чем внешний диаметр при 15,75 кВ теми м. соответственно.
- в общем масса активных материалов уменьшилась, но потери увеличилось. Увеличение напряжения привело к увеличению потерь на 14 кВ
78 Заключение В магистерской работе рассмотрены сравнительные характеристики турбогенераторов напряжением 15,75 кВ с традиционной термореактивной изоляцией и напряжением 35 кВ с новой полиимидной изоляцией. Обосновано применение нового изоляционного материала в качестве электрической изоляции в турбогенераторах. На основании расчетов получены следующие результаты
- номинальное фазное напряжение при присоединении в обмотку увеличилось с 9093 В до 20210 В. Номинальный ток фазы статора уменьшился с А до 3881 А.
- для того, чтобы линейная нагрузка находилась в допустимых пределах мы уменьшили количество параллельных ветвей до 1.
- пазовое зубцовое деление статора уменьшилось с
, число пазов статора увеличилось с 60 до 78 пазов.
- т.к. общий размер толщины новой изоляции изменился см дом, при этом она взята с запасом, уменьшилась высота паза с 207 мм до
119 мм, ширина паза с 28 мм до 22 мм, это привело к уменьшению площади поперечного сечения эффективного проводника с
- плотность тока в стержне находиться в допустимых пределах.
- при расчете на 35 кВ с новой изоляцией внешний диаметр сердечника статора оказался несколько меньшим чем внешний диаметр при 15,75 кВ теми м. соответственно.
- в общем масса активных материалов уменьшилась, но потери увеличилось. Увеличение напряжения привело к увеличению потерь на 14 кВ. Из – за увеличения потерь уменьшилась КПД на 0,003
, что незначительно при увеличении напряжения на 35 кВ. Для решения поставленной задачи по повышению технико- экономических показателей электромеханических преобразователей энергии путем использования технических характеристик электрической изоляции, разработаны и исследованы по электрофизическим свойствам новые изделия пазовая изоляция в виде пленки ПИ
АБИ эмалированные обмоточные провода
ПЭТАБ)из полиимидного лака алициклического строения марки АБимид. Обосновано применение данного материала в качестве электрической изоляции в электромеханических преобразователях энергии.Основные результаты, проведенных в дипломной работе исследований сводятся к следующему при неизменных электрических характеристиках новой изоляции, повышены механические свойства, путем введения в состав соответствующего пластификатора. Количество пластификатора определено методом планирования эксперимента. В качестве отклика взяты диэлектрические потери и предел прочности на растяжение. Наилучшие электрофизические характеристики пленочной пазовой изоляции ПИ
АБ
получены при содержании пластификатора- ТФФ 7%;
79
- исследованы электрическая прочность пазовой изоляции ПИ
АБ В переменном, постоянном электрических полях и рассчитаны пробивные напряжения при импульсных полях. Определен срок службы и установлен температурный индекс изоляционных пленок ПИ
АБ
, равный 215,5 С, класс нагрево- стойкости С.
- результаты исследования на пленках заложены в основу создания обмоточных проводов для ЭМП. Для получения опытной партии обмоточных эмалированных проводов, для предоставленного ТОО ПО «Казахстанкабель» эмаль-станка ПЛУ-2, рассчитан технологический режим эмалирования. Расчет технологического режима позволил получить обмоточные провода для
ЭМП высокого технического качества, превосходящего ныне известные эмальпровода. Показана возможность практического применения нового материала для витковой изоляции
- проведены исследования электрических, физико-механических и тепловых характеристик витковой изоляции ЭМП. Установлены ресурс работы, срок службы и класс нагревостойкости методом ускоренного определения нагревостойкости по ГОСТ 10519-76, который распространяется на эмалированные провода круглого и прямоугольного сечений, для проводов ПЭТАБ установлен температурный индекс, равный 215,5 Си данный провод отнесен к классу нагревостойкости С Установлен срок службы, превосходящий срок службы для всех известных, эмалированные полимерной изоляцией, эмальпровода.
- на примерах асинхронного двигателя и турбогенератора - составных частей электромеханического преобразователя энергии электрических комплексов показано повышение технико-экономических характеристика именно
1) увеличение класса нагревостойкости с В (130 С) до С (220 С) для асинхронного двигателя и с Р (155 С) до С (220 С) для турбогенератора) увеличение срока службы изоляции ЭМП на 140000 часов (13 лет) для двигателей и на 80000 часов (9,5 лет) для турбогенераторов при работе двигателей при 130 С, а турбогенераторов С
3) уменьшение потерь мощности ЭМП за счет уменьшения толщины изоляции. При замене старой изоляции на новую в пазах статора мы добились уменьшения размеров паза как по ширине, таки высоте. Соответственно и уменьшился внешний диаметр статора, что приводит к экономию средств на изготовления уменьшенного статора.
80 Список литературы
1. Проектирование турбогенераторов. АИ. Абрамов, В.И. Извеков, НА. Серехин – М. Высшая школа, 1990 г.
2. Турбогенераторы Расчет и конструкция. В.В. Титов, ГМ. Хуторец- кий, ГА. Загородная – Энергия, Ленинградское отделение, 1967 г.
3. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей ВУЗов. Под ред. В.М. Блока, - М Высшая школа, 1990 г.
4. Титов В.В., Хуторецкий ГМ, Загородная ГА. и др. Турбогенераторы. Расчет и конструкция. Л. 1981 г.
5. Абрамов АИ, Извеков В.И., и др. Проектирование турбогенераторов - М Высшая школа, 1990 г.
6. А. А. Смуров, Электротехника высокого напряжения и передачи энергии, 1932 г
7. Электрические машины, ММ. Кацман Москва Высшая школа
1990 г.
8. Азбукин Ю.И., Аврух В.Ю. Модернизация турбогенераторов. Мг. Наука и жизнь №6 1978 г. Исполин энергетики
12. Ахметтаев Д.Д., Кравцова В.Д., Бекмагамбетова К.Х. Витковая и пазовая изоляция ПИАБ и ПЭТАБ. // Каталог выставки перспективных достижений науки и технологии Казахстана Инженерная наука и инновации ESI-
2006». Алматы: НИА РК.2006.-87с.
4.1 Расчет турбогенератора с полиимидной статорной изоляцией на номинальное напряжени турбогенератора 37,5 кВ
1 Полная номинальная мощность. н н
н н (4.1.1)
2 Предварительно определяем внутренний диаметр статора. При выборе основных размеров необходимо учитывать вопросы унификации производства. Если удается сохранить один диаметр для нескольких машин ближайших мощностей, то можно унифицировать ряд технологических приспособлении и деталей для нескольких машин. Это удешевляет производство. Для того чтобы удешевить производство стремятся использовать ранее разработанный, опробованный в эксплуатации ротор уже построенных машин с сохранением его зубцового слоя. При этом имеют не только унификацию и, следовательно , удешевление производства ротора, но и повышение надежности работы проектируемого турбогенератора.
п м
(4.1.2)
3 Для заданного типа охлаждения и номинальной полной мощности выбираем линейную нагрузку и магнитную индукцию при холостом ходе. Произведение имеет размерность усилия на единицу площади и показывает, насколько эффективно используются активные материалы в электротехническом преобразователе энергии – турбогенераторе. Чем выше значение тем большую мощность можно преобразовать водном и том же объеме активных материалов. Но увеличение в машине влечет за собой увеличение потерь мощности, зависимость которых от линейной нагрузки Аи магнитной индукции носит квадратичный характер. Рост потерь мощности может привести к недопустимому повышению температуры обмоток и магнитопровода, если не позаботиться об интенсивном отводе теплоты.
57 Так как у нас тип охлаждения и номинальная полная мощность остались неизменными, выбираем линейную нагрузку и магнитную индукцию при холостом ходе такую же
мл Немагнитный зазор (предварительно.
(4.1.3) Округляя с точностью дом, получим м
6 Диаметр бочки ротора (предварительно.
п п м
(4.1.4)
7 Выбираем диаметр бочки ротора из нормализованного ряда роторов.
м
8 Уточняем внутренний диаметр статорам Определяем предварительно длину магнитопровода (сердечника) статора
п
н
м
10 Определим длину бочки ротора(предварительно).
п п м
(4.1.6)
11 Проверяем отношение
п (4.1.7)
п (4.1.8) Отношение
, находиться в допустимых пределах.
58 12 Номинальная фазное напряжение присоединении обмотки в звезду.
н
н
√
(4.1.9)
13 Номинальный ток фазы статора.
н н н
(4.110)
14 Принимаем число параллельных ветвей обмотки статора. Непосредственное охлаждение обмоток снимает температурные ограничения и объем тока в пазу можно изменять в широких пределах от
п
4000 до 20000 А. Верхний предел 20000 А, это результат недопустимого уровня нагрева, а опасность появления вибрации стержней от электродинамических сил, которые вызывает этот ток. И чем меньшее число параллельных ветвей тем больше экономии может быть получено при изготовлении машины. а Число эффективных проводов в пазу. п Объем тока в пазу статора. п н п (4.1.11)
17 Пазовое зубцовое деление статора предварительно. п (4.2.12)
18 Число пазов статора предварительно.
(4.1.13) Принимаем
, тогда
р
19 Уточняем пазовое деление статорам Проверяем отношение. Для уменьшения добавочных потерь мощности в бочке ротора от пульсации в магнитного поля, определяемых зубчатостью статора, рекомендуется брать отношение немагнитного зазора к пазовому делению больше.
(4.1.15)
21 Число последовательно соединенных витков фазы статора. п (4.1.16)
22 Полюсное деление , выраженное числом пазовых делений.
(4.1.17)
23 Принимаем укорочение шага β=0,83. Шаг обмотки по пазам γ=βτ=0,83∙30 25 пазовых делений. Действительное значение.
(4.1.18)
24 Коэффициент укорочения обмотки.
у
у
(4.2.19)
25 Коэффициент распределения обмотки. р (4.1.20)
26 Обмоточный коэффициент статора.
(4.1.21)
27 Уточняем линейную нагрузку. Так как у нас линейная нагрузка отличается от принятой ранее на менее чем
7-10 %, то линейная нагрузка посчитана верно.
60
нм Магнитный поток основной гармонической при холостом ходе.
н
б (4.1.23)
29 Уточняем предварительную длину сердечника статора.
п м Принимаем
п м.
30 Непосредственное охлаждение обмотки статора позволяет не только снять теплоту от потерь мощности в обмотке, но и частично отвести теплоту от потерь мощности в зубцовой зоне сердечника статора
Поэтому принимаем длину одного пакета стали статора па
м, длину вентиляционного канала между пакетами
м Число пакетов в сердечнике статора п п
па
(4.1.25) Принимаем п Длина стали сердечника статора.
п
па пар м
(4.1.26) Длину крайнего пакета приняли пар м
32 Полная длина сердечника статора. п м
(4.1.27)
33 Сердечник статора выполняем из холоднокатаной стали. Ориентируем направление прокатки поперек зубца. Принимаем магнитную индукцию в коронке зубца при холостом ходе
т Определяем предварительно ширину коронки зубцам Ширина паза статора. п м
(4.1.29)
35 Температурный перепад в изоляции зависит от ее толщины , которая, также определяется типом изоляции и номинальным напряжением. И чем выше напряжение, тем соответственно толще изоляция и тем меньше должна быть плотность тока. Электрическая изоляция на термореактивных связующих выгодно отличается от изоляции термопластичной, так как имеет меньшую толщину при одном и том же напряжении и высокую теплопроводность. Но примененная мною современная полиимидная изоляция является прорывной, те. она по сравнению с термореактивной изоляцией имеет на
40% выше теплопроводность и меньше толщины почти на 50% и это с учетом повышения напряжения турбогенератора до 37,5 кВ. В соответствии с поставленной задачей меняется пазовая изоляция рассчитываемого турбогенератора миканит гибкий ГФС на полиимидную пленку ПИ
АБ
, h=0,125 мм прокладка между полустержнями из стеклянной ткани, пропитанной эпоксиднофенольным лаком на пленку ПИ
АБ
h=0,25 мм изоляция от корпуса лента стеклослюдинитовая ЛТСС вполнахлеста и лента стеклянная на ленты полиимидные разных толщин (h=0,125 и h=0,1). При применении новой пазовой изоляции двусторонняя толщина изоляции стержня изменилась по ширине с 12,5 мм до 9,75 мм по высоте с 16,6 мм до
8,45 мм. Общий размер толщины изоляции в пазу, прокладок и зазора на укладку изменились по ширине с 15 мм до 10,25 мм по высоте с 34,7 мм до
24,4 мм. Такие материалы как шпатлевка ЭШ –211 по ширине и по высоте, накладка из стеклотекстолита СТЭФ – I, полупроводящие покрытия из стеклянной ленты, прокладка на дно паза из электронита, прокладка под клин из стеклотекстолита СТЭФ – I, СТЭФ - II оставляются без изменения. Таблица 4.1 – Сравнительные размеры изоляции обмоток статоров на л кВ Наименование Материал тер- морективный старый) Толщина, мм старый) Материал полиимид новый) Толщина, мм (новый) Изоляция переходов По высоте Миканит гибкий ГФС или
ГМС h=0,2 0,4 Полимерная пленка ПИ
АБ
h=0,125 0,3 Прокладка шири-
Ткань стеклян- 0,5 Полиимид
62 между по- лустерж- нями на ная, проп. эпоксидно- фенольным ла ная пленка
ПИ
АБ
Продолжение таблицы 4.1 Шпатлевка
ЭШ-211 ширина вы- сотае
0,4 0,4 Накладка высота Стеклотекстолит СТЭФ-1 1 Стеклотекстолит
СТТЭФ
2,0
Полупро- водящее покрытие Лента стеклянная промазанная лаком
ЭПП-58 0,3 Лента стеклянная на лаке лаком
ЭПП-58 0,3 Изоляция от корпуса Лента ЛТСС вполнехлеста толщиной 0,17 мм. Лента стеклянная толщиной 0,1 мм впритык
50 слоев по 0,17 мм 40 слове по
0,1 мм итого Лента поли- им. Наполн. стекло- слюдн. h=0,125 мм Лента поли- им. h=0,1 мм х х итого 8
Полупрово- дящее покрытие Лента асболав- сановая впритык покрытая п/п лаком)
1 Лента асбо- лавсановая впритык
(покр. п/п лаком)
1
Двусторон. толщина изоляции стержня b
ст.ш по шир.
12,5 9,75 ст. h по выс.
13,6 8,45 Прокладка на дно паза По высоте
Электронит
1
Электронит
1 Прокладка между стрежнями По высоте b
пр
Стеклотексто- лит СТЭФ II
5 Стеклотекстолит
СТЭФ II
5 Прокладка под клин По высоте Стеклотекстолит СТЭФ-I
1 Стеклотекстолит
СТЭФ-I
1
63 Зазорна укладку
0,5 0,5 Общий размер толщи изол. в пазу По ширине ш 10,25 По высоте Общий размер толщины изоляции в пазу по ширине паза с учетом прокладок и зазоров на укладку для напряжения 37,5 кВ, дан руководителем
м
36 Ширина изолированного элементарного проводника.
и
п
м (4.1.30)
37 Ширина голого элементарного проводника. им) где
мм двусторонняя толщина изоляции ПСД элементарного проводника.
38 Стержень обмотки статора при непосредственном водяном охлаждении состоит из сплошных и полых проводников. По табл. Пи П выбираем размеры голых элементарных сплошного и полого
п проводников.
мм
п мм
39 Уточняем ширину паза по большему выбранному размера
пи элементарных проводников п)
40 Уточняем ширину коронки зубца и магнитную индукцию в коронках зубцов п мл) Магнитная индукция находиться в пределах значений.
41 Плотность тока при непосредственном охлаждении предварительно определяем. При непосредственном охлаждении обмотки плотность тока можно взять выще в сравнении с воздушным , так как нагрев обмотки определяется не температурным перепадом в изоляции, а системой охлаждения , параметрами охлаждающего агента и скоростью его течения . Ограничивающими факторами для увеличения плотности тока при непосредственном охлаждении будут электрические потери мощности в обмотках и КПД машины. м (4.1.35) где
м принимаем
,
м ,
42 Площадь сечения меди эффективного проводника стержня.
нм Принимаем число сплошных проводников
р на один полый
п . Высота полого проводника.
п
п
√
(
)
п √ м (4.1.37) Где
44 Выбираем полый проводник с размерами
п мм,
п мм, размеры канала :
мм, мм, площадь сечения меди
65
п мм п п) мм (4.1.38)
45 Площадь сечения всех проводников в группе.
р р п м Число групп по высоте стержня.
р р
(4.1.40)
Принимаем
р Действительная площадь сечения меди стержня.
р р м (4.1.41)
48 Уточняем плотность тока в стержне обмотки статора
нм Общее число сплошных и полых проводников по высоте стержня.
р
р)
(4.1.43)
50 Высота изолированных сплошного и полого элементарных проводников. и мм
ип
п п мм
51 Высота изолированных сплошного и полого элементарных проводников одного стержня. и р и р
ип
)
ип
м и мм
(4.1.44)
66 Сечение стержня при непосредственном охлаждении обмотки статора водой. Стержень состоит из сплошных и полых проводников, выполненных в виде медных прямоугольных трубок. Соотношение между сплошными и полыми проводниками в комбинированном стержне зависит от многих факторов. Проводники комбинированного стержня делят на группы . В каждой группе имеется один полый и от одного дои даже больше сплошных проводников. При большем числе сплошных проводников в группе суммарные потери мощности уменьшаются, а нагрев обмотки увеличивается, так как при этом уменьшается расход воды в связи с меньшим количеством полых проводников в стержне. Ширина паза и больший размер элементарного проводника при непосредственном охлаждении обмотки статора водой я выбрал таким как при косвенном. Но только при выборе большого размера сечения сплошного элементарного проводника следовало согласовать с размером полого проводника элементарного проводника. Эти размеры должны быть по возможности близкими. Рисунок 4.1
– Паз статора с однослойной обмоткой 1 – клин, 2 – изоляция стержня, 3 – сплошные проводники, 4 – трубчатые проводники – изоляция проводника
67 а) б) Рисунок 4.2- Размер паза при замене изоляции а) термореактивная изоляция б) полиимидная изоляция
68
Размеры изоляции берутся из сравнительной таблицы размеров изоляции обмоток статора, для полиимидной изоляции размер дан руководителем Все необходимые размеры для дальнейших расчетов параметров обмотки следует брать из рис. 4.2 52 Высоту паза статора найдем. пил мм м
(4.1.45)
53 Проверяем соотношения
п
п
(4.1.46) п)
54 Магнитопровод (сердечник ) статора выполнен из листовой электротехнической стали марки 3413 толщиной 0,5 м. Направление прокатки совпадет с направлением магнитного потока в ярме (спинке) сегментов сердечника ста- тора(поперек зубцов) .
55 Высота ярма статора
а
а
м (4.1.48) Где а Внешний диаметр сердечника статора.
а
а
п
м
(4.1.49) Округляем внешний диаметр до а ми уточняем высоту ярма статора.
а
а
п
м (4.1.50)
69 Соотношение а находиться в пределах, указанных выше.
57 Длина витка обмотки статора л (4.1.51) где л Активное сопротивление фазы обмотки статора постоянному току при температуре 75 См) В относительных еденицах
н
н
(4.1.54) Находится в пределах 0,003-0,001 59 Индуктивное сопротивление пазового рассеяния с учетом рассеяния по коронкам зубцов (о.е.)
(
)
(п )
(
) ,(4.2.55) где
60 Индуктивное сопротивление рассеяния лобовых частей обмотки (о.е.) при немагнитных бандажах ротора л (
)
(
) (
)
(4.1.56)
61 Индуктивное сопротивление взаимной индукции (о.е.)
√
√
(4.1.57) Где
;
70 62 Индуктивное сопротивление дифференциального рассеяния обмотки статора (о.е.)
(4.1.58) где
63 Индуктивное сопротивление рассеяния
(4.1.59)
64 Длина бочки ротора
(4.1.60)
65 Возможное число пазовых делений
(4.1.61) Принимаем
66 Число реальных (обмотанных) пазов и отношение y
(4.1.62)
\ По таблице принимаем для принимаем
,
67 По кривым на рис принимаем (предварительно)
(4.1.63)
68 Определяем глубину паза ротора (предварительно)
(4.1.64)
69 Пазовое деление в основании зубцов ротора
(4.1.65)
70 Выбираем паз ротора с параллельными стенками. Предварительную ширину паза определяем из следующих соотноении :
71
(4.1.66) Отсюда ширина паза ротора
(4.1.67)
71 Ширина зубца в наиболее узком месте (в основании
(4.1.68) Что допустимо по условию 7.93[1]
72 Ориентировочная ширина проводника обмотки возбуждения
(4.1.69) Где
73 По таб. П [1] выбираем провод прямоугольного сечения
74 Уточняем ширину паза ротора :
(4.1.70)
75 Проверяем ширину зубца в наиболее узком месте :
(4.1.71) Условие 7.93 [1] выполняется
76 Номинальный ток возбуждения.
н н (4.1.72)
77 Плотность тока в обмотке роторам Номинальное напряжение обмотки возбуждения.
н
72 79 Масса меди обмотки статора.
(4.1.75)
80 Отношение короткого замыкания.
81 Статическая перегружаемость. ан Что удовлетворяет требованиям ГОСТ.
82 Основные электрические потери в обмотке якоря при
он т (4.1.78)
83 Для определения добавочных потерь в обмотке якоря следует найти коэффициент вытеснения тока при комбинированном стержне
р
р пр п (4.1.79)
84 Добавочные потери мощности в обмотке якоря.
(
)
от Добавочные потери в зубцах и ярме от высших гармоник МДС обмотки при коротком замыкании.
(
*
(4.1.81)
(
*
=18485
т
73
(
)
*
(4.1.82)
т
86 Полные потери мощности при КЗ и номинальном токе статора.
нот т
87 Потери мощности встали ярма и зубцов статора.
⁄
(4.1.83)
т
⁄
⁄
(4.1.84)
т
88 Основные потери мощности встали при холостом ходе.
от Добавочные потери мощности в магнитопроводе статора от высших гармонических МДС обмотки возбуждения при холостом ходе.
(4.1.86)
т
90 Добавочные потери мощности в магнитопроводе статора от зубцовых гармонических МДС обмотки возбуждения при холостом ходе.
(4.1.87)
91 Добавочные пульсационные потери мощности в зубцах статора от зубча- тости ротора при холостом ходе.
74
⁄
п п
92 Добавочные потери при холостом ходе в торцевых частях. тот
т (4.1.89)
93 Сумма потерь мощности встали при холостом ходе.
от)
т
94 Потери мощности на возбуждение при номинальной нагрузке и температуре н
н н н
т
95 Полные механические потери мощности, включая потери на вентиляцию и водное охлаждением пр брит нт
(4.1.92) п т
96 Сумма потерь мощности при номинальной нагрузке.
∑ н н нм
(4.1.93)
∑ н т
97 Коэффициент полезного действия при номинальной нагрузке (%). н (
∑ н
)
75 н (
) Таблица Сравнительные данные размеров пазов со старой термореактивной и новой ПИ изоляцией
ПСД мм (по высоте паза) ПИ мм (по высоте паза)
ПСД мм (по ширине паза) ПИ мм (по ширине паза)
207 193 28,4 22,5 Таблица Сравнительные данные внешних диаметров статора турбогенератора со старой термореактивной и новой ПИ изоляцией Внешний диметр статора с ПСД изоляцией м. Внешний диаметр статора с ПИ изоляцией
. м Разность диаметров при ПСД и ПИ изо- ляциях
2,521 2,317 0,204 Таблица Экономический эффект от замены термореактивной изоляции на новую полиимидную
Характеристики При термореактивной При полии- мидной Полная номинальная мощность 10
кВА
235,29 235,29 Линейная нагрузкам Магнитная индукция, Тл
4. Номинальное фазное напряжение присоединении обмотки в звезду, В
9093 21650 Номинальный ток фазы статора, А
8625 3623 Число параллельных витков
2 1
7. Число эффективных проводов в пазу
2 2 Объем тока в пазу статора,А
8625 7245 Число пазов статора
62 72 Пазовое деление статорам
0,0647 0,054 Число последовательно соединенных витков фазы статора
10 24 Магнитный поток основной гармонической при холостом ходе,Вб
4,438 4,411 Предварительная длина сердечника статорам Число пакетов в сердечнике статора
94 94 15. Полная длина сердечника статора
4,2 4,2 Ширина паза статорам Общий размер толщины изоляции в пазу с учетом прокладок, м
18. Ширина изолированного элементарного проводникам
0,0077 Ширина голого элементарного проводника Размеры
1 2 3 4 5 6 7
пи элементарных провод- ников,мм
7,5;7,4 7,1;7,1 Площадь сечения меди эффективного проводника (стержня,
804 649,3 Площадь сечения всех проводников в группе Число групп по высоте стержня
7 7 Плотность тока, А
5,36 4,93 Число эффективных проводников в стержне по высоте
60 60 Высота клина, мм
20 20 Высота всех изолированных элементарных проводников одного стержням Высота ярма статорам Внешний диаметр сердечника статорам. Длина бочки роторам
3,99 3,99 31. Номинальный ток возбуждения,А
2680 2680 Статическая перегружаемость
1,72 1,72 Длина витка обмотки статорам Основные электрические потери в обмотке якоря при 75 , Вт
440541 49614 Добавочные потери в обмотке якоря, Вт
236570 26741 Суммарные потери, Вт
677111 76355 Разность потерь при применении новой изоляции по сравнению со старой, Вт
600756 Полные потери мощности при К.З.и номинальном токе статора, Вт
1056323 488694 Разность полных потерь при К.З. и номинальном токе статора, Вт
567629 Основные потери мощности встали при
Х.Х., Вт
257204 365956 Сумма потерь мощности встали при
Х.Х. Вт
394190 541672 Разность суммы потерь мощности встали при Х.Х., Вт
147582 Основные потери мощности встали при
257204 365956
77
Х.Х., Вт Сумма потерь мощности встали при
Х.Х. Вт
394190 541672 Разность суммы потерь мощности встали при Х.Х., Вт
147582 Потери мощности на возбуждение при номинальной нагрузке и температуре 75 890354 890354 Сумма механических потерь, Вт
378863 378863 Потери мощности на вентиляцию
1929898 1929898 Сумма потерь мощности при номинальной награузке, Вт
2808696 2259583 Разность сумм потерь мощности при номинальной нагрузке, Вт
549113 Коэффициент полезного действия при номинальной нагрузке)
98,62 98,82 На основании расчетов получены следующие результаты
- номинальное фазное напряжение при присоединении в обмотку увеличилось с 9093 В до 21650 В. Номинальный ток фазы статора уменьшился с А до 3623 А.
- для того, чтобы линейная нагрузка находилась в допустимых пределах мы уменьшили количество параллельных ветвей до 1, поскольку эффективность непосредственного охлаждения практически не зависит от объема тока паза, предпочтительно выбирать меньшее возможное число параллельных ветвей ( в пределах допустимого тока, так как в этом случае уменьшаются число пазов, число стержней и может быть получена экономия на электроизоляционных материалах и обмоточных работах .
- пазовое зубцовое деление статора уменьшилось с
, число пазов статора увеличилось с 60 до 78 пазов- т.к. общий размер толщины новой изоляции изменился см дом, при этом она взята с запасом, уменьшилась высота паза с 207 мм до 193 мм, ширина паза с 28 мм до 22 мм, это привело к уменьшению площади поперечного сечения эффективного проводника с
- плотность тока в стержне находиться в допустимых пределах.
- при расчете на кВ с новой изоляцией внешний диаметр сердечника статора оказался несколько меньшим чем внешний диаметр при 15,75 кВ теми м. соответственно.
- в общем масса активных материалов уменьшилась, но потери увеличилось. Увеличение напряжения привело к увеличению потерь на 14 кВ
78 Заключение В магистерской работе рассмотрены сравнительные характеристики турбогенераторов напряжением 15,75 кВ с традиционной термореактивной изоляцией и напряжением 35 кВ с новой полиимидной изоляцией. Обосновано применение нового изоляционного материала в качестве электрической изоляции в турбогенераторах. На основании расчетов получены следующие результаты
- номинальное фазное напряжение при присоединении в обмотку увеличилось с 9093 В до 20210 В. Номинальный ток фазы статора уменьшился с А до 3881 А.
- для того, чтобы линейная нагрузка находилась в допустимых пределах мы уменьшили количество параллельных ветвей до 1.
- пазовое зубцовое деление статора уменьшилось с
, число пазов статора увеличилось с 60 до 78 пазов.
- т.к. общий размер толщины новой изоляции изменился см дом, при этом она взята с запасом, уменьшилась высота паза с 207 мм до
119 мм, ширина паза с 28 мм до 22 мм, это привело к уменьшению площади поперечного сечения эффективного проводника с
- плотность тока в стержне находиться в допустимых пределах.
- при расчете на 35 кВ с новой изоляцией внешний диаметр сердечника статора оказался несколько меньшим чем внешний диаметр при 15,75 кВ теми м. соответственно.
- в общем масса активных материалов уменьшилась, но потери увеличилось. Увеличение напряжения привело к увеличению потерь на 14 кВ. Из – за увеличения потерь уменьшилась КПД на 0,003
, что незначительно при увеличении напряжения на 35 кВ. Для решения поставленной задачи по повышению технико- экономических показателей электромеханических преобразователей энергии путем использования технических характеристик электрической изоляции, разработаны и исследованы по электрофизическим свойствам новые изделия пазовая изоляция в виде пленки ПИ
АБИ эмалированные обмоточные провода
ПЭТАБ)из полиимидного лака алициклического строения марки АБимид. Обосновано применение данного материала в качестве электрической изоляции в электромеханических преобразователях энергии.Основные результаты, проведенных в дипломной работе исследований сводятся к следующему при неизменных электрических характеристиках новой изоляции, повышены механические свойства, путем введения в состав соответствующего пластификатора. Количество пластификатора определено методом планирования эксперимента. В качестве отклика взяты диэлектрические потери и предел прочности на растяжение. Наилучшие электрофизические характеристики пленочной пазовой изоляции ПИ
АБ
получены при содержании пластификатора- ТФФ 7%;
79
- исследованы электрическая прочность пазовой изоляции ПИ
АБ В переменном, постоянном электрических полях и рассчитаны пробивные напряжения при импульсных полях. Определен срок службы и установлен температурный индекс изоляционных пленок ПИ
АБ
, равный 215,5 С, класс нагрево- стойкости С.
- результаты исследования на пленках заложены в основу создания обмоточных проводов для ЭМП. Для получения опытной партии обмоточных эмалированных проводов, для предоставленного ТОО ПО «Казахстанкабель» эмаль-станка ПЛУ-2, рассчитан технологический режим эмалирования. Расчет технологического режима позволил получить обмоточные провода для
ЭМП высокого технического качества, превосходящего ныне известные эмальпровода. Показана возможность практического применения нового материала для витковой изоляции
- проведены исследования электрических, физико-механических и тепловых характеристик витковой изоляции ЭМП. Установлены ресурс работы, срок службы и класс нагревостойкости методом ускоренного определения нагревостойкости по ГОСТ 10519-76, который распространяется на эмалированные провода круглого и прямоугольного сечений, для проводов ПЭТАБ установлен температурный индекс, равный 215,5 Си данный провод отнесен к классу нагревостойкости С Установлен срок службы, превосходящий срок службы для всех известных, эмалированные полимерной изоляцией, эмальпровода.
- на примерах асинхронного двигателя и турбогенератора - составных частей электромеханического преобразователя энергии электрических комплексов показано повышение технико-экономических характеристика именно
1) увеличение класса нагревостойкости с В (130 С) до С (220 С) для асинхронного двигателя и с Р (155 С) до С (220 С) для турбогенератора) увеличение срока службы изоляции ЭМП на 140000 часов (13 лет) для двигателей и на 80000 часов (9,5 лет) для турбогенераторов при работе двигателей при 130 С, а турбогенераторов С
3) уменьшение потерь мощности ЭМП за счет уменьшения толщины изоляции. При замене старой изоляции на новую в пазах статора мы добились уменьшения размеров паза как по ширине, таки высоте. Соответственно и уменьшился внешний диаметр статора, что приводит к экономию средств на изготовления уменьшенного статора.
80 Список литературы
1. Проектирование турбогенераторов. АИ. Абрамов, В.И. Извеков, НА. Серехин – М. Высшая школа, 1990 г.
2. Турбогенераторы Расчет и конструкция. В.В. Титов, ГМ. Хуторец- кий, ГА. Загородная – Энергия, Ленинградское отделение, 1967 г.
3. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей ВУЗов. Под ред. В.М. Блока, - М Высшая школа, 1990 г.
4. Титов В.В., Хуторецкий ГМ, Загородная ГА. и др. Турбогенераторы. Расчет и конструкция. Л. 1981 г.
5. Абрамов АИ, Извеков В.И., и др. Проектирование турбогенераторов - М Высшая школа, 1990 г.
6. А. А. Смуров, Электротехника высокого напряжения и передачи энергии, 1932 г
7. Электрические машины, ММ. Кацман Москва Высшая школа
1990 г.
8. Азбукин Ю.И., Аврух В.Ю. Модернизация турбогенераторов. Мг. Наука и жизнь №6 1978 г. Исполин энергетики
12. Ахметтаев Д.Д., Кравцова В.Д., Бекмагамбетова К.Х. Витковая и пазовая изоляция ПИАБ и ПЭТАБ. // Каталог выставки перспективных достижений науки и технологии Казахстана Инженерная наука и инновации ESI-
2006». Алматы: НИА РК.2006.-87с.
1 2 3 4 5 6 7