Глава 2. ОБМОТОЧНЫЕ ДАННЫЕ СТАТОРА

 

В проектирование обмотки статора входит: определение числа параллельных ветвей обмотки , числа последовательно соединенных витков в фазе и обмоточного коэффициента , числа пазов на статоре , сечения стержня , количества проводников в стержне, размеров проводника – толщины, – ширины, высоты и ширины паза, числа пазов на сегмент сердечника , размеров сегмента и способа их укладки. При проектировании обмотки статора целесообразно ознакомиться [5, гл. 4, разд. 10 и гл. 7].

В современных турбогенераторах наибольшее распространение получили стержневые двухслойные обмотки с числом стержней в пазу , с коэффициентом укорочения шага . Выполнение обмотки статора стержневой обусловлено большими токами обмотки статора.

В двухслойных обмотках статора двухполюсных турбогенераторов имеется возможность:

1. Выполнить обмотку с числом параллельных ветвей и тем самым уменьшить сечение стержня, снизить полный ток в пазу статора, что актуально для турбогенераторов больших мощностей;

2. Выполнить обмотку с укороченным шагом , что позволяет снизить содержание 5-ой и 7-ой гармоник в ЭДС генератора, уменьшить длину лобовой части, а, следовательно, и массу меди обмотки статора.

При выборе и целесообразно рассмотреть варианты расчётов обмотки статора с числом параллельных ветвей и , составить таблицу и выполнить соответствующие расчёты.

 

 

Из таблицы следует выбрать вариант расчёта, удовлетворяющий следующим требованиям.

1. Полный ток в пазу и зубцовый шаг должны находиться в пределах:

при косвенном охлаждении =2500...6500 А, = 0, 04...0, 07 м;

при непосредственном охлаждении = 4000...21000 А,

= 0, 045...0, 12 м.

2. С целью уменьшения добавочных потерь целесообразно, чтобы

3. Следует также избегать нечетных чисел пазов , при которых число пазов на полюс и фазу получается дробным. При дробном числе хотя и может быть обеспечена симметрия ЭДС фаз обмотки статора, но в магнитном поле реакции якоря появляются четные гармоники, связанные с несимметричной реакцией якоря под различными полюсами при наличии сокращения шага обмотки.

4. Из условия симметрии обмотки для двухполюсного трехфазного турбогенератора не рекомендуется [5] брать число параллельных ветвей или .

После выбора варианта, удовлетворяющего требованиям п.п. 1 – 4, и округления до целого четного числа, кратного , проводятся следующие расчеты.

Определяется число последовательно соединенных витков в фазе

,

зубцовый шаг или шаг по пазам

линейная нагрузка

.

Если линейная нагрузка отличается более чем на 10 % от рекомендуемой линейной нагрузки , то необходимо изменить число пазов с учетом требований п.п. 1 – 4 или изменить главные размеры турбогенератора.

Если линейная нагрузка находится в допустимых пределах, то принимается и продолжается расчет.

По предварительно заданному коэффициенту укорочения шага обмотки рассчитывается шаг обмотки по пазам , округляется до целого числа с последующим уточнением коэффициента укорочения шага обмотки .

Ширина паза определяется предварительно с учетом рекомендуемой индукции в зубцах статора Тл,

.

Целесообразно, чтобы ширина паза находилась в пределах .

Предварительно определяется сечение меди стержня

,

где – плотность тока в обмотке статора.

Рекомендации по выбору плотности тока в обмотке статора представлены в [5, с. 225 – 230].

При косвенном водородном охлаждении обмотки статора плотность тока в зависимости от ширины стержня и номинального напряжения обмотки статора выбирается по рис. 2.1.

 

Рис. 2.1. К выбору плотности тока в обмотке статора при косвенном

водородном охлаждении

 

С ростом напряжения увеличивается толщина пазовой изоляции, ухудшаются условия отвода тепла от стержня. Поэтому (рис. 2.1), чем больше номинальное напряжение , тем меньше рекомендуемая плотность тока.

При косвенном охлаждении воздухом плотность тока , найденная по рис. 2.1, умножается на поправочный коэффициент 0, 825.

При непосредственном охлаждении обмотки статора толщина пазовой изоляции не оказывает заметного влияния на отвод тепла от стержня. При непосредственном охлаждении обмотки статора водой в турбогенераторах типа ТВВ плотность тока следует выбирать по рис. 2.2, где – ширина паза статора, – ток в пазу статора.

Рис. 2.2. К выбору плотности тока в обмотке статора

при непосредственном охлаждении водой

 

Для снижения добавочных потерь от вихревых и циркуляционных токов, вызываемых потоком пазового рассеяния, стержни обмотки статора транспонируют, т.е. переплетают. Элементарные проводники сечением 10...20 мм², из которых набираются стержни, располагаются в двух вертикальных столбиках.

По технологическим причинам толщина сплошного элементарного проводника стержня должна быть не менее 1, 25...1, 45 мм, полого элементарного проводника 3...3, 5 мм.

С учетом допустимых добавочных потерь толщина сплошного проводника предварительно определяется по формуле

, мм.

Для стержней, набранных только из полых проводников, при непосредственном охлаждении водой, толщина полого проводника

, мм.

Если толщина полого элементарного проводника, определенная по последней формуле, окажется недопустимо малой, то следует выбрать большую плотность тока или перейти [5, с. 295 – 296] к комбинированному стержню. Поперечные сечения стержней различных конструкций представлены на рис. 2.3.

Ориентировочная ширина стержня в пазу определяется по формуле

где – двухсторонняя толщина пазовой изоляции, табл. 2.2.

 

 

Рис. 2.3. Конструкция стержней обмотки статора:

а) – косвенное охлаждение, б) и в) – непосредственное

охлаждение водой, причем в) – комбинированный стержень

 

Так как число элементарных проводников по ширине стержня равно двум, то предварительно ширина элементарного проводника

В турбогенераторах с косвенным охлаждением обмотки статора (Т, Т2, ТВ, ТВФ) стержни обмотки статора набираются из сплошных проводников (рис. 2.3, а)). Размеры сплошного элементарного проводника – толщина, – ширина и сечение окончательно уточняются с учетом стандартных размеров прямоугольных проводов обмоточной меди, представленных в табл. 2.1.

Провод с размерами выбирается по табл. 2.1 таким, чтобы сечение провода находилось в пределах при толщине провода . Из технологических соображений должно быть и мм.

 

Таблица 2.1

Провода прямоугольного сечения марки ПСД (площади сечения в мм² )

 

мм	, мм
1, 45	1, 56	1, 68	1, 81	1, 95	2, 1	2, 26	2, 44	2, 63	2, 83	3, 05	3, 23
4, 7	6, 61	7, 12	7, 79	8, 30	8, 96	9, 39	10, 1	11, 0	11, 9	12, 8	13, 8	14, 9
5, 1	7, 19	7, 75	8, 36	9, 02	9, 74	10, 2	11, 0	11, 9	12, 9	13, 9	15, 1	16, 2
5, 5	7, 77	8, 37	9, 03	9, 75	10, 5	11, 1	11, 9	12, 9	14, 0	15, 1	16, 3	17, 5
5, 9	8, 35	8, 99	9, 70	10, 5	11, 3	11, 9	12, 8	13, 9	15, 0	16, 2	17, 5	18, 9
6, 4	9, 07	9, 77	10, 6	11, 4	12, 3	12, 9	14, 0	15, 1	16, 3	17, 6	19, 0	20, 5
6, 9	9, 79	10, 6	11, 4	12, 3	13, 3	14, 0	15, 1	16, 3	17, 7	19, 0	20, 6	22, 1
7, 4	10, 5	11, 3	12, 6	13, 3	14, 2	15, 0	16, 2	17, 6	19, 0	20, 4	22, 1	23, 6
8, 0	11, 4	12, 3	13, 2	14, 4	15, 4	16, 3	17, 6	19, 0	20, 5	22, 1	23, 9	25, 7
8, 6	12, 3	13, 2	14, 2	15, 5	16, 6	17, 6	18, 9	20, 5	22, 1	23, 8	25, 7	27, 7
9, 3	13, 3	14, 3	15, 4	16, 6	17, 9	19, 0	20, 5	22, 2	24, 0	25, 8	27, 9	30, 0
10, 0	14, 3	15, 4	16, 6	17, 9	19, 3	20, 5	22, 1	23, 9	25, 8	27, 8	30, 0	32, 3
10, 8	-	-	17, 9	19, 3	20, 9	22, 2	23, 9	25, 9	27, 9	30, 1	32, 4	34, 9

 

Примечание: На пересечении строк и столбцов указаны сечения проводов. Двухсторонняя толщина изоляции проводов 0, 33мм.

 

После выбора по табл. 2.1 размеров провода определяется число элементарных проводников в стержне

и округляется до целого четного числа.

Уточняется сечение стержня

, .

В турбогенераторах типа ТВВ с непосредственным охлаждением обмотки статора водой стержни выполняются комбинированными. Обычно на полые проводники приходится одна треть сплошных проводников в стержне. Расположение полых и сплошных проводников в в комбинированном стержне показано на рис. 2.3, в).

Размеры полых проводников для турбогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора представлены в табл. 2.2.

В случае комбинированного стержня размеры элементарных сплошных и полых проводников выбирают следующим образом. По табл. 2.2 выбирается полый провод шириной со всеми его табличными размерами: – толщиной, – толщиной стенки, – сечением провода.

Таблица 2.2

	, мм	Примечание
5, 1	7, 4	8, 6		Размеры канала: высота ширина
		28, 2	31, 8
	17, 8	23, 5	26, 5
	14, 2	18, 8	21, 2

 

Например, при размерах полого провода мм, мм, (табл. 2.2) выбирают размеры сплошного провода (табл. 2.1) шириной и толщиной , причем должна быть толщина провода мм при сечении провода .

Каждая группа проводников состоит из двух сплошных и одного полого провода. Сечение группы проводников . Число групп проводников в стержне округляется до ближайшего целого четного числа и уточняется сечение стержня . Если сечение стержня отличается более чем на 15 % от рассчитанного ранее сечения стержня , то следует пересмотреть размеры проводников.

После выбора размеров проводников уточняется плотность тока в стержне

, .

Рассчитывается произведение линейной нагрузки на плотность тока

.

Значения должны находиться в пределах: при косвенном воздушном охлаждении (15...20)·10¹⁰ А²/м³, при косвенном водородном охлаждении (20...36) 10¹⁰ А²/м³, при непосредственном охлаждении водой (65...200)·10¹⁰ А²/м³. Если значение находится в допустимых пределах, то необходимо уточнить размеры паза статора и в соответствии норм на пазовую изоляцию стержня (табл. 2.3).

Уточняются размеры паза статора, его ширина

, м

и высота, причём высота паза статора рассчитывается по формулам:

в случае сплошных проводников

, м;

в случае комбинированных (сплошных и полых) проводников

, м,

где и – общая толщина двухсторонней изоляции по ширине и высоте паза (табл. 2.3), – число групп комбинированных проводников в стержне, – высота клина, =10...35 мм.

Таблица 2.3

Размеры компаундированной изоляции в пазовой части стержня

в зависимости от напряжения

№ поз.	Наименование	Номинальное напряжение, кВ
6, 3	10, 5	13, 8	15, 75	18, 0	20, 0
Толщина по ширине и высоте, мм
	Бумага асбестовая, вертикальная прокладка	0, 4
	Миканит гибкий под переходы	0, 5
	Микалента черная 0, 13 мм	8, 0	9, 5	10, 5	12, 5	13, 5	6, 0
	Лента асбестовая 0, 5 мм	1, 0
	Лаковое покрытие лент	0, 2
Разбухание изоляции от пропитки	по ширине	0, 3
по высоте	1, 0
	Картон на дне паза	1, 0
	Прокладка толщиной 1, 0 или 1, 5 мм между стержнями	3, 0
	Прокладка толщиной 1, 0 мм под клином	1, 0
	Зазор на укладку	по ширине	0, 5
по высоте	0, 3
Общая толщина двухсторонней изоляции на паз	по ширине	10, 5		13, 0			8, 3
по высоте	26, 5	28, 5	31, 5	35, 5	37, 5	22, 5

Примечание: Номера позиций в табл. 2.3 соответствуют, представленному на рис. 2.4 поперечному сечению паза статора с обмоткой.

 

Рассчитываются соотношения , и , которые в нормально спроектированных турбогенераторах находятся в пределах:

, .

Если рассчитанные соотношения отличаются от рекомендуемых более чем на 10 %, то необходимо пересмотреть размеры паза статора и проводников.

В турбогенераторах мощностью МВт пакет сердечника статора набирается из сегментов, имеющих четыре или шесть зубцов. Конструкция сегментов и сборка сердечника статора из сегментов представлены в [4, с. 118 – 128].

Эскиз заполнения паза статора стержнями обмотки, пазовой изоляцией, клином в масштабе 1: 1 или 2: 1 с подробной спецификацией приводится в пояснительной записке (см. продолжение примера расчета).

2.1. Пример расчета (проектирование обмоткистатора)

2.1.1. Варианты расчета числа пазов в зависимости от числа параллельных ветвей обмотки статора представлены в таблице

 

	, А	, м	о. е.	–
		0, 088	0, 57	36, 75
		0, 044	1, 13	73, 5

 

Требованиям к турбогенераторам с косвенным охлаждением

( = 2500...6500 А, = 0, 04...0, 07 м, ) удовлетворяет вариант расчёта с числом параллельных ветвей .

Из условия симметрии обмотки число пазов статора должно быть четным, кратным , поэтому принимаются

2.1.2. Зубцовый шаг по пазам статора

м.

2.1.3. Число последовательно соединенных витков в фазе

 

2.1.4. Число пазов на полюс и фазу

2.1.5. Коэффициент укорочения шага обмотки принимаем тогда предварительно шаг обмотки по пазам

Округляем шаг обмотки по пазам до целого числа и уточняем коэффициент укорочения шага

2.1.6. Коэффициент распределения обмотки статора

2.1.7. Коэффициент укорочения обмотки

2.1.8. Обмоточный коэффициент

2.1.9. Магнитный поток в воздушном зазоре

2.1.10. Полюсное деление статора

м.

2.1.11. Уточнение электромагнитных нагрузок.

Индукция в воздушном зазоре

Тл,

рекомендуемая Тл.

Линейная нагрузка

А/м,

рекомендуемая А/м.

Если индукция отличается от первоначально заданной индукции более чем на 10 %, то необходимо пересчитать и изменить активную длину сердечника статора турбогенератора. В этом случае длина сердечника статора пересчитывается по формуле

и повторяется расчет по п.п. 1.1.9 – 1.1.19, и 2.1.11.

Если расчетная линейная нагрузка превышает рекомендуемую нагрузку более чем на 20 %, то необходимо несколько уменьшить число пазов статора (п.п. 2.1.1 – 2.1.11) и наоборот. Затем, если в этом есть необходимость, корректируется индукция с изменением активной длины сердечника статора турбогенератора.

В примере расчёта электромагнитные нагрузки отличаются незначительно от рекомендуемых нагрузок, поэтому принимаем , и продолжаем расчёт.

2.1.12. Предварительная ширина паза статора выбирается с учётом рекомендаций – максимальная м,

минимальная м и из условия допустимой индукции в зубцах Тл,

м,

Предварительно ширина паза принимается в пределах от до . При этом учитывается допустимая индукция в зубцах и чтобы ширина элементарного проводника стержня была бы больше 4, 7 мм (табл. 2.1) или больше 4 мм (табл. 2.2).

2.1.13. Ширину паза предварительно принимаем =0, 02 м.

При номинальном напряжении кВ общая толщина двухсторонней изоляции по ширине паза м (табл. 2.3).

2.1.14. Предварительная ширина стержня в пазу статора

м.

2.1.15. Предварительная ширина элементарного проводника стержня

мм.

2.1.16. Предварительная плотность тока в обмотке статора по рис.2.1

.

2.1.17. Предварительное сечение стержня

.

 

2.1.18. Предварительная толщина элементарного проводника

мм.

2.1.19. Уточненные размеры элементарного проводника стержня с учетом (табл. 2.1) стандартных размеров провода обмоточной меди:

2.1.20. Число элементарных проводников стержня

Принимаем (четное целое число).

2.1.21. Уточняем сечение меди стержня

м².

2.1.22. Плотность тока в обмотке статора

2.1.23. Произведение линейной нагрузки на плотность тока

Для машин с косвенным водородным охлаждением обмотки статора

2.1.24. Для стержневой обмотки статора выбираем провод марки ПСД, класс нагревостойкости изоляции В, при двухсторонней толщине изоляции провода 0, 33 мм.

Размеры элементарного проводника с учетом толщины изоляции:

толщина провода

ширина провода

сечение провода

2.1.25. Ширина паза статора c учетом пазовой изоляции

где – двухсторонняя толщина изоляции по ширине паза (табл. 2.3).

2.1.26. Высота паза статора

где – высота клина, =28, 5 мм – общая толщина изоляции по высоте паза (табл.2.3)

 

2.1.27. Проверяем соотношения

,

= 8, 6.

Рекомендуемые: , .

Если соотношение или отличаются от рекомендуемых соотношений больше чем на 10 %, то целесообразно изменить размеры паза статора. Это может потребовать изменения числа статора с соответствующей корректировкой длины сердечника статора .

Если больше, а меньше предельных рекомендуемых соотношений (как в рассматриваемом примере), то дополнительно можно воспользоваться размерами обмоточного провода (табл. 2.4) и скорректировать размеры паза.

Таблица 2.4

мм	, мм
1, 4	1, 6	1, 8	2, 0	2, 24	2, 5	2, 8	3, 15
Расчетная площадь сечения провода
4, 00	5, 385	6, 186	6, 837	7, 637	8, 597	9, 451	10, 65	–
4, 5	6, 085	6, 985	7, 73	8, 637	9, 717	10, 70	12, 05	13, 63

 

Рассмотрим второй вариант расчета размеров паза статора. Принимаем ширину проводника мм (табл. 2.4) вместо 4, 7 мм первого варианта расчетов. В этом случае ширина паза статора

а соотношение , что ближе к рекомендуемому соотношению. Ширине проводника мм в табл. 2.4 соответствуют толщина мм и сечение проводника. Число элементарных проводников в стержне

.

Высота паза статора

Соотношение находится в рекомендуемых пределах. Проверяем соотношение =10, 1, что превышает допустимое значение.

По второму варианту расчетов соотношения и соответствуют рекомендуемым значениям. Но, по сравнению с расчетами первого варианта, паз статора получился более узкий и глубокий. Это приведет к увеличению пазового рассеяния, к уменьшению ОКЗгенератора, что не целесообразно.

Соотношение , полученное по первому варианту расчетов, не превышает рекомендуемое более чем на 10 %. Поэтому в дальнейших расчетах оставляем размеры паза, соответствующие первому варианту расчетов.С учётом полученных размеров паза, проводников стержня и норм на пазовую изоляцию (табл. 2.3) строится поперечное сечение паза с обмоткой рис.2.4.

 

Рис. 2.4. Паз статора в разрезе

 

Подробная спецификация заполнения паза (рис.2.4) представлена в табл. 2.5. Спецификация пазовой изоляции соответствует табл. 2.3. Номера позиций в табл.2.5 соответствуют номерам позиций паза статора в разрезе.

Таблица 2.5

Размеры компаундированной изоляции в пазовой части

№ позиции (рис.2.2)	Наименование материала	Двухсторонняя толщина, мм
по ширине паза	по высоте паза
	Прокладка вертикальная из миканита	0, 5	-
	Прокладка под переходами из миканита	–	0, 4
	Микалента ЛМЧ1	9, 5	9, 5
	Асбестовая лента, один слой впритык Лакировка ленты Разбухание изоляции от пропитки Всего на стержень	1, 0 0, 2 0, 3 10, 0	1, 0 0, 2 1, 0 11, 6
	Электрокартон ЭВ, пропитанный, на дне паза	–	1, 0
	То же между стержнями	-	3, 0
	То же под клином Зазор на укладку Всего на паз (без клина)	– 0, 5	1, 0 0, 3

 

На основании данных обмотки – число пазов , фаз , полюсов , пазов на полюс и фазу , шага обмотки по пазам , число параллельных ветвей =2 построена и представлена на рис. 2.5 схема двухслойной петлевой обмотка статора.

 

Рис. 2.5. Схема двухслойной петлевой обмотка статора:

=72, , , =12, =30, =2

Поперечное сечение паза статора с обмоткой, подробная спецификация заполнения паза, схема обмотки статора спроектированного турбогенератора приводятся в пояснительной записке курсового проекта. Для построения схемы обмотки статора целесообразно воспользоваться [9, с.403 – 408, 410 – 416].

После определения обмоточных данных статора приступают к определению пазовой геометрии и обмоточных данных ротора.

Вопросы для самопроверки

2.2.1. Принцип действия синхронных генераторов, назначение турбогенераторов.

2.2.2. Какие размеры турбогенератора относят к основным размерам? Какая существует связь между основными размерами и электромагнитными нагрузками турбогенератора?

2.2.3. Что характеризует «машинная постоянная» Арнольда ?

2.2.4. Какие факторы влияют на выбор величин электромагнитных нагрузок – индукции в воздушном зазоре , линейной нагрузки и их соотношения?

2.2.5. Как влияет система охлаждения турбогенератора (косвенная, непосредственная) на выбор электромагнитных нагрузок?

2.2.6. Назовите типы турбогенераторов с косвенным и непосредственным охлаждением обмоток и конструктивные особенности обмоток этих турбогенераторов.

2.2.7. Что характеризует отношение короткого замыкания (ОКЗ) и какое влияние оказывает ОКЗ на статическую устойчивость работы турбогенератора, на стоимость его изготовления?

2.2.8. Что характеризует коэффициент мощности ? Почему турбогенераторы обычно работают с коэффициентом мощности

2.2.9. Какие условия учитывают