8.2. Пример расчета (потери холостого хода)
8.2.1. Основные потери в спинке сердечника статора на гистерезис и вихревые токи рассчитываются по формулам [4]:
для горячекатаной стали, Вт,
;
для холоднокатаной стали
,
где a и b – удельные потери (табл. 8.1).
Для рассматриваемого примера (марка стали 3413) основные потери в спинке статора
8.2.2. Основные потери в зубцах статора рассчитываются по формулам:
для горячекатаной стали
,
Вт;
для холоднокатаной стали
,
Вт,
где
– удельные потери, в зубцах статора для
холоднокатаной стали берутся (табл.
8.1) поперек проката.
Для рассматриваемого
примера (марка стали 3413) удельные потери
,
основные потери в зубцах статора
Вт.
8.2.3. Суммарные основные потери холостого хода
Вт.
8.2.4. Добавочные потери мощности в железе статора от высших гармонических МДС обмотки возбуждения при холостом ходе
8.2.5. Добавочные потери мощности в железе статора от зубцовых гармонических МДС обмотки возбуждения при холостом ходе
,
где
– потери в статоре от зубцовых
гармонических обмотки ротора при
коротком замыкании;
=
0 (подп.
8.1.5).
8.2.6. Добавочные пульсационные потери в зубцах статора от зубчатости ротора
Вт,
где
– коэффициент зубчатости ротора;
,
– пульсационные
потери в зубцах статора при коротком
замыкании,
= 0
(подп. 8.1.6).
8.2.7. Добавочные потери на поверхности массивного ротора от зубчатости статора при холостом ходе
Вт,
где
– коэффициент зубчатости статора,
= 1,041
(подп. 4.1.2);
– коэффициент,
,
причем
.
8.2.8. Суммарные добавочные потери холостого хода
8.2.9. Сумма потерь холостого хода в железе
кВт.
8.3. Пример расчёта (механические потери)
8.3.1. Масса ротора
8.3.2. Диаметр шейки вала
м.
8.3.3. Длина шейки вала
м.
8.3.4. Потери в подшипниках
8.3.5. Потери на трение ротора о воздух
При водородном охлаждении турбогенераторов типа ТВ, ТВВ и ТВФ потери на трение ротора меньше, чем при воздушном охлаждении, и пересчитываются по формуле
,
где
– давление водорода в корпусе
турбогенератора, атм.
Давление водорода выбирается в зависимости от типа турбогенератора. Рекомендуются [2] следующие величины давления водорода :
для турбогенераторов типа ТВ принимается
атм, причём давление водорода следует
увеличить до
атм, если линейная нагрузка на 10–12 %, а
плотность тока на 20 % и более превышают
рекомендуемые значения;для турбогенераторов типа ТВФ принимается
атм., причем меньшие величины давления
следует брать, если линейная нагрузка
и плотность тока меньше рекомендуемых;для турбогенератора типа ТВВ давление
атм, причем большие величины давления
целесообразно брать, если линейная
нагрузка и плотность тока превышают
на 10–15 % рекомендуемые.
Для проектируемого
турбогенератора принимаем
атм. Пересчитываем потери на трение
ротора
кВт.
8.3.6. Потери в обмотке возбуждения
где
– падение напряжения на щетках,
=
2 В.
8.3.7. Потери на возбуждение с учетом потерь в возбудителе
кВт,
где
– КПД возбудителя.
8.3.8. Суммарные потери, отводимые газом,
8.3.9. Расход охлаждающего газа рассчитывается по формуле
,
где
– удельная теплоемкость газа,
;
– температура подогрева газа, °С.
Удельная теплоемкость
газа:
– для турбогенераторов типа Т, Т2 с
воздушным охлаждением;
– с для турбогенераторов типа ТВ, ТВФ,
ТВВ.
Температура
подогрева газа:
°С
для турбогенераторов типа Т, Т2;
°С
для турбогенераторов типа ТВ;
°С
для турбогенераторов типа ТВФ и ТВВ.
Для проектируемого
турбогенератора
°С,
давление водорода
атм, удельная теплоемкость
,
расход охлаждающего газа
.
8.3.10. Гидравлическое сопротивление при водородном охлаждении
.
При воздушном охлаждении (турбогенераторы типа Т, Т2)
.
8.3.11. Потери на вентиляцию
кВт,
где
– КПД вентилятора;
=
0,3 – для центробежного и
= 0,5
– для осевого вентилятора.
8.3.12. Суммарные механические потери
8.3.13. Потери в турбогенераторе при номинальной нагрузке
8.3.14. Коэффициент полезного действия турбогенератора при номинальной нагрузке
,
где – номинальная мощность турбогенератора, кВт.