Применение синхронного генератора в системе по использованию избыточного магистрального давления жидкости тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.09.03, кандидат наук Богачев, Александр Викторович

• Богачев, Александр Викторович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Богачев, Александр Викторович

Оглавление

Введение

Глава 1 Система по использованию избыточного магистрального давления жидкости, как способ энергосбережения

1.1 Малая гидроэнергетика в России

1.2 Система по использованию избыточного магистрального давления жидкости (СИИД)

1.3. Проблемы использования асинхронного генератора(АГ) в системе по использованию избыточного давления

1.3.1. Включение асинхронного генератора на параллельную работу с сетью

1.3.2 Автономная работа асинхронного генератора

Глава 2 Включение синхронного генератора на параллельную работу с сетью

2.1 Самосинхронизация

2.2 Точная синхронизация

2.3 Математическое описание переходного процесса при включении синхронного генератора на параллельную работу с сетью

2.4 Исследование переходного процесса при включении синхронного генератора на параллельную работу с сетью с помощью компьютерной имитационной модели

2.5 Моделирование переходных процессов при включении синхронного генератора на параллельную работу

Глава 3 Устройства автоматической синхронизации синхронных генераторов с сетью

3.1 Автоматическая самосинхронизация

3.2 Точная автоматическая синхронизация

3.3 Выбор устройства автоматической синхронизации

3.4. Описание физической модели

Глава 4 Разработка системы возбуждения синхронного генератора

4.1 Выбор закона регулирования возбуждения синхронного генератора при параллельной работе

4.2 Моделирование схемы автоматического регулирования возбуждения при параллельной работе генератора

4.3 Выбор закона регулирования возбуждения синхронного генератора и моделирование системы автоматического регулирования возбуждения при автономной работе генератора

4.4 Разработка физической модели системы АРВ синхронного генератора

Глава 5 Технико-экономическая оценка замены асинхронного генератора синхронным

5.1 Сравнение массогабаритных показателей генераторов

5.2 Сравнение генераторов в различных режимах работы

5.3 Сравнение генераторов по стоимости

Заключение

Список литературы

Приложение 1. Расчет синхронного генератора

Приложение 2. Параметры серийных синхронных генераторов

Приложение 3. Код программы управления током возбуждения в инструментальном программном комплексе промышленной автоматизации СоБеЗуБ

Приложение 4. Акт о внедрении результатов диссертационной работы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Применение синхронного генератора в системе по использованию избыточного магистрального давления жидкости»

Введение

Актуальность темы исследования. В России существует огромный потенциал повышения энергоэффективности производства, и тем самым уменьшения энергоемкости внутреннего валового продукта (ВВП). Однако для реализации этого потенциала, необходимы денежные инвестиции для повышения качества энергоустановок, технологических линий и систем. В тоже время, экономическая эффективность таких капиталовложений более высокая, по сравнению с другими (не энергосберегающими) проектами.

Так, в Московском энергетическом институте был предложен и реализован на практике способ получения электрической энергии за счет использования избыточного давления в системах централизованного теплоснабжения. На тепловых пунктах г.Москвы было установлено более 16 установок, реализующих данный способ, с использованием асинхронного генератора. Однако, длительный опыт эксплуатации таких установок, показал, что асинхронные генераторы имеют ряд значительных недостатков, которые привели в ряде случаев к аварийному останову установок.

Поэтому было решено разработать систему по использованию избыточного давления (СИИД) с использованием синхронного генератора вместо асинхронного. Использование синхронного генератора позволит повысить надежность и безотказность работы системы, увеличить выработку электроэнергии, ускорить окупаемость и продлить ресурс сопутствующего гидравлического оборудования.

Целью работы является разработка системы по использованию избыточного магистрального давления жидкости в системах централизованного тепло- и водоснабжения на базе синхронного генератора.

Разработка способа автоматической синхронизации синхронного генератора с сетью.

Разработка устройства автоматической синхронизации синхронного генератора с сетью.

Выбор системы автоматического регулирования возбуждения синхронного

генератора.

Для достижения поставленной цели ставились следующие задачи:

1. Анализ работы асинхронного генератора в СИИД.

2. Разработка компьютерной имитационной модели электрической части СИИД для анализа переходных процессов при включении синхронного генератора на параллельную работу с сетью и для анализа его автономной работы.

3. Анализ существующих устройств автоматической синхронизации с целью изучения возможности их применения в СИИД.

4. Разработка и создание физической модели установки для проверки выбранного способа и устройства синхронизации.

5. Анализ существующих законов и систем автоматического регулирования возбуждения, с целью создания компьютерной имитационной и физической модели установки с системой автоматического регулирования возбуждения.

При решении поставленных задач соискатель опирался на труды известных ученых, внесших значительный вклад в развитие теории электромеханических преобразователей и теории электромагнитных переходных процессов: Веникова В.А., Глебова И.А., Горева A.A., Иванова-Смоленского A.B., Кимбарка Э., Конкордии Ч., Костенко М.П., Кундура П., Мамикоянца Л.Г., Парка Р.

Методы исследования. При исследовании применялись как теоретические, так и экспериментальные методы. Исследования выполнялись с использованием базовых законов теоретических основ электротехники, методов проектирования и математического моделирования трехфазных синхронных машин. При разработке

модели электрической части установки СИИД использовалась графическая среда имитационного моделирования БипиИпк.

Научная новизна работы состоит в следующем:

• Предложен способ(алгоритм) синхронизации синхронного генератора с сетью в процессе его разгона, позволяющий уменьшить время синхронизации синхронного генератора с электрической сетью, а также существенно уменьшить ударные токи и моменты.

• Разработано оригинальное устройство автоматической синхронизации синхронного генератора с сетью, реализующее предложенный способ синхронизации синхронного генератора с электрической сетью в системах, не имеющих быстродействующего и точного регулирования частоты вращения первичного двигателя.

• Разработан алгоритм управления током возбуждения синхронного генератор для различных режимов его работы.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

• Создана компьютерная имитационная модель электрической части установки СИИД, реализующая предложенный способ автоматической синхронизации синхронного генератора с сетью в процессе его разгона.

• Разработана и отлажена физическая модель электрической части установки СИИД, включая систему управления.

• Разработан и изготовлен экспериментальный образец устройства автоматической синхронизации синхронного генератора с сетью.

• Произведена проверка и отладка на физической модели экспериментального образца устройства автоматической синхронизации синхронного генератора с сетью в процессе его разгона.

Достоверность и обоснованность полученных в работе результатов определяется:

• использованием апробированных методик проведения исследований и анализа экспериментальных результатов, применением средств измерений необходимой точности;

• использованием стандартных пакетов прикладных программ;

• совпадением результатов теоретических расчетов и эксперимента. Реализация работы.

• основные результаты диссертации используются специалистами ЗАО «ОПТИМА» для разработки и внедрения в городскую целевую программу по энергосбережению г. Москвы новых типов установок по использованию избыточного давления, а также для модернизации старых;

• способ и устройство автоматической синхронизации синхронного генератора с сетью, могут быть использованы в системах, не имеющих быстродействующего и точного управления частотой вращения приводного двигателя.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

• XVIII, XIX и XX международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика», Москва, НИУ «МЭИ», 2012-2014 г.

• XIV международной конференции «Электромеханика, электротехнологии, электротехнические материалы и компоненты». Программа МКЭЭЭ - 2012, Крым - Алушта, 23.09.2012 - 29.09.2012 г.

На защиту выносятся:

• Способ и устройство автоматической синхронизации синхронного генератора с сетью.

• Алгоритм автоматического управления током возбуждения синхронного генератора.

• Технико-экономическая оценка замены асинхронного генератора синхронным в СИИД.

Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы автором в 3 статьях в журналах, рекомендованных ВАК РФ, 1 патенте на изо ретение, 1 патенте на полезную модель, 4 тезисах докладов на международных конференциях.

Структура и объем работы. Диссертация изложена на 156 стр., имеет 78 рисунков и 8 таблиц, включает титульный лист, содержание, введение, 5 глав, заключение, 4 приложения и список литературы (62 наименования).

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам кафедры электромеханики НИУ «МЭИ» за помощь в работе.

Глава 1 Система по использованию избыточного магистрального давления

жидкости, как способ энергосбережения

1.1 Малая гидроэнергетика в России

Проблема снижения энергетических затрат, проблема энергосбережения становится все более актуальной в мировом аспекте. Особенно актуальна эта проблема для российской экономики, поскольку в России энергоемкость промышленного производства и социальных услуг оказывается во много раз выше общемировых показателе^ 1].

Россия располагает одним из наиболее существенных в мире технических потенциалов повышения энергоэффективности, который составляет более 40% от уровня потребления энергии. В абсолютных объемах - не менее 420 млн. тонн условного топлива. Это выше, чем предусмотренный в Энергетической стратегии РФ на период до 2030 года прирост производства первичной энергии в 2008-2020 годах, рассчитанный на уровне 244-270 млн. т.у.т. [2, 3].

Эта проблема еще более обостряется в связи с постоянным увеличением в нашей стране стоимости энергоносителей: природного газа, нефтепродуктов, электроэнергии и т.д. В себестоимости продукции в России доля энергозатрат часто становится доминирующей. В связи с этим конкурентоспособность отечественной продукции все больше зависит именно от экономного расходования энергетических ресурсов. Подавляющую часть энергоресурсов представляют в настоящее время так называемые невозобновляемые источники энергии в виде органических минеральных топлив. Это природный газ, нефть, уголь, торф и другие виды топлив.

Использование этих топлив как энергетических источников приводит и к значительным выбросам, как парниковых газов, так и вредных веществ (пыли, оксидов серы и азота и т.д.). Поэтому проблема энергосбережения тесно связана с решением ряда важных экологических проблем, в том числе и глобальных.

В этих условиях существенно повышается роль прогнозирования и перспективного планирования в области энергетики, совершенствования энергетических технологий, сочетания использования различных видов топлива, потенциала энергосбережения. При решении проблем энергосбережения важно определить основные стратегические подходы и методы рационального использования энергоресурсов, которые могут быть как общими для всей экономики, так и специфичными для отдельных отраслей промышленности, сельского хозяйства и социальной сферы. Среди таких наиболее общих подходов в стратегии энергосбережения можно было бы назвать применение высоких ресурсосберегающих технологий в сфере энерготехнологических объектов, использование методов математического моделирования и оптимизации при проектировании и реконструкции предприятий, замену дорогостоящих энергоемких видов энергоносителей, на более дешевые, все более широкое использование возобновляемых источников энергии (ВИЭ)— ветра, солнца, воды и др[4].

Целесообразность и масштабы использования возобновляемых источников энергии определяются в первую очередь их экономической эффективностью и конкурентоспособностью с традиционными энергетическими технологиями. Основными преимуществами ВИЭ по сравнению с энергоисточниками на органическом топливе являются практическая неисчерпаемость ресурсов, повсеместное распространение

многих из них, отсутствие топливных затрат и выбросов вредных веществ в окружающую среду. Однако они, как правило, более капиталоёмкие, и их доля в общем энергопроизводстве пока невелика[5].

Важным, является вопрос одновременного комплексного использования нескольких видов ВИЭ, что позволяет более эффективно использовать эти источники энергии, например, ветер и солнце одновременно. Такое суммирование энергии нескольких источников позволяет увеличить мощность получаемой, например, электрической энергии и одновременно в достаточной степени выровнять график выработки энергии [6, 7].

Существенное место по запасам и масштабам использования занимает энергия потоков воды. Объясняется это высокой энергетической плотностью потока воды и относительной временной стабильностью режима стока большинства рек. Принцип выработки гидроэнергии основан на использовании энергии воды, которая вращает турбину, связанную с гидрогенератором. При производстве электроэнергии этим способом не используются природные ресурсы недр, которые являются исчерпаемыми, и отсутствуют загрязняющие выбросы в окружающую среду.

Современная гидроэнергетика по сравнению с другими традиционными видами электроэнергетики является наиболее экономичным и экологически безопасным способом получения электроэнергии. Малая гидроэнергетика идет в этом направлении еще дальше. Небольшие электростанции позволяют сохранять природный ландшафт, окружающую среду не только на этапе эксплуатации, но и в процессе строительства. При последующей эксплуатации отсутствует отрицательное влияние на качество воды: она полностью сохраняет первоначальные природные свойства. В реках сохраняется рыба, вода может использоваться для водоснабжения населения. В отличие от других экологически безопасных возобновляемых источников электроэнергии - таких, как солнце, ветер, - малая гидроэнергетика практически не зависит от погодных условий и способна обеспечить устойчивую подачу дешевой электроэнергии потребителю[8,

9].

Перечень потенциальных источников энергии для малой гидроэнергетики необычайно широк. Это небольшие реки, ручьи, естественные перепады высот на озерных водосбросах и на оросительных каналах ирригационных систем. Турбины малых (микро) гидроэлектростанций (МГЭС) можно использовать в качестве гасителей энергии на перепадах высот питьевых и других трубопроводов, предназначенных для перекачки различных видов жидких продуктов. Кроме того, установка небольших гидроагрегатов возможна на

технологических водотоках, таких как промышленные и канализационные сбросы.

Первоочередными объектами рассмотрения для сооружения МГЭС являются существующие и незадействованные гидроузлы. По предварительным оценкам, 58% средних и 90% небольших водохранилищ страны (это 20 и 1 млн. мЗ соответственно) не используются для выработки электроэнергии.

Энергоэкологической нишей для МГЭС может стать водоснабжение промышленности городов и пр. В системах водоснабжения на участках трассы с большой разницей отметок поверхности вместо различного рода шахтных сопряжений, энергогасителей и других сооружений могут быть построены микро-ГЭС. При расходах воды в пределах от 5 до 100 л/с их мощность может достигать от 20 до 200 кВт.

Рентабельность МГЭС обеспечивается упрощением схемы их управления (например, за счет балластной нагрузки) и работы без обслуживающего персонала. Эффективность МГЭС может быть повышена также за счет многоцелевого использования ее сооружений, а также при выдаче мощности в местную сеть (без длинных ЛЭП).

Варианты установки МГЭС:

Установка МГЭС на реках и ручьях (горных) или в специально спроектированных системах отводов, позволяет задействовать значительные энергоресурсы малой гидроэнергетики.

Установка МГЭС в универсальных или ирригационных плотинах, позволяет использовать водосброс для электрогенерации. В зависимости от напора выходная мощность может составлять от нескольких десятков до нескольких сотен киловатт (в случае крупных плотин - несколько мегаватт).

Установка МГЭС на станциях водоочистки и водоподготовки, позволяет проводить электрогенерацию на внутренних контурах станций. При этом вода не

теряет своих свойств и может использоваться для коммунального водоснабжения. - Установка МГЭС на линиях подачи промышленной воды, позволяет получать электроэнергию, работая на трубопроводах подачи/циркуляции технической воды на промышленных предприятиях. Возможна также установка на неводные трубопроводы с неагрессивными жидкими средами [10].

1.2 Система по использованию избыточного магистрального давления

жидкости (СИИД)

Для обеспечения промышленных предприятий и жилищно-коммунального комплекса г. Москвы водой различного назначения в настоящее время используются тысячи километров магистральных трубопроводов, к примеру, централизованное теплоснабжение, построенное по схеме обеспечения потребителя тепловой энергией от одного источника - тепловой станции, обслуживающей большое количество потребителей - абонентских тепловых пунктов (ТП) (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Обобщенная схема системы централизованного теплоснабжения

Однако, эта схема теплоснабжения характеризуется значительными потерями гидравлической энергии потока теплоносителя (воды) в магистральных трубопроводах, имеющих большую протяженность. Технический потенциал повышения эффективности использования и транспортировки тепловой энергии в России оценен в 840 млн. Ткал, или 58 % от потребления энергии, производимой в централизованных системах теплоснабжения [11].

Кроме того, величина давления в трубопроводах определяется из условия гарантированного обеспечения самого удаленного потребителя рабочим давлением, поэтому все потребители, находящиеся на более близких расстояниях от энергоисточника получают теплоноситель под избыточным давлением [12]. На рис. 1.2 представлена традиционная схема демпфирования избыточного магистрального давления с помощью дросселя, в качестве которого в системах теплоснабжения наиболее распространены клапаны запорно-регулирующие (КЗР).

дроссель

<и и о с;

с О)

го а.

го

Рис. 1.2. Схема дросселирования магистрального давления на ТП

Потребный перепад давлений для нормального функционирования ТП определяется гидросопротивлением теплообменного оборудования и характеристикой КЗР. Перепад давлений, потребный для прокачки теплоносителя через 1-й контур теплообменного оборудования, оценивается производителями величиной 0,03...0,05 МПа. Рекомендованный производителями перепад для нормального функционирования КЗР, как регулятора расхода, должен составлять около 0,1 МПа. Таким образом, для нормальной работы штатного оборудования ТП достаточным перепадом давлений в 1 -ом теплофикационном контуре с учетом

гидросопротивления трубопроводов следует считать величину АР = 0,15...0,17 МПа. Вместе с тем реальный перепад магистральных давлений у подавляющего большинства ТП значительно превышает эту величину и срабатывается на дросселе, выводя его из предпочтительной рабочей зоны [13]. При этом более 40% энергии насосов теряется на локальных дросселях абонентов. Вместе с тем, часть этой энергии можно возвратить в электрическую сеть. Возврат энергии возможен путем преобразования избыточной гидравлической энергии в электрическую, если вместо простого локального дросселя использовать гидравлическую турбину.

Так, в МЭИ совместно со специалистами ЗАО «Оптима» был предложен и реализован на практике способ получения электрической энергии за счет использованию избыточного давления в системах централизованного теплоснабжения. Данная система (СИИД) устанавливается в возвратную магистраль 1-го теплофикационного контура ТП последовательно штатному дросселю, выполняющему функцию регулятора расхода теплоносителя (рис. 1.3)[14, 15].

£

а> о о

а»

V-хх

О-

Ь-<_>

<0

Рис. 1.3. Вариант подключения СИИД на ТП с независимой схемой теплоснабжения

Такое подключение сохраняет работоспособность штатного КЗР как регулятора расхода, т.е. не оказывает влияния на технологический режим работы ТП. С конструктивной точки зрения предлагаемая СИИД представляет собой гидроагрегат (ГА) с системой автоматического управления (САУ). ГА выполняется на базе модифицированного типового динамического насоса, способного работать в турбинном режиме, и серийного асинхронного

электродвигателя, способного работать в режиме генератора. Получаемая от СПИД электроэнергия направляется в существующую сеть ТП, снижая потребление электричества из внешней сети, или расходуется на собственные нужды ТП при аварии во внешней сети.

Системы по использованию энергии избыточного давления способны преобразовать в электроэнергию до 65% избыточной гидравлической энергии потока теплоносителя, т.е. вернуть в электросеть около Ул всей энергии, затраченной на привод сетевых насосов.

С целью повышения надежности функционирования ТП с СИИД, последовательно включенной с основным штатным оборудованием, предлагается реализация принципиальной схемы включения СИИД с байпасной линией (рис. 1.4), обеспечивающей, при необходимости, перепуск теплоносителя мимо СИИД. Управление байпасной линией обеспечивает байпасный клапан 2. Байпасный клапан также становится необходимым для реализации ограничения на максимально допустимый по условиям работы ТП перепад давлений, срабатываемый на турбине СИИД.

1 — гидроагрегат; 2 — клапан байпасный. Рис. 1.4. Принципиальная схема включения СИИД в контур ТП

Система автоматического управления СИИД должна обеспечивать:

• возможность передачи вырабатываемой энергии во внешнюю электросеть;

• выполнение функций гидродинамического регулятора;

система управления

• выполнение функций резервного источника электроэнергии в аварийных ситуациях;

• полную автоматизацию и мониторинг рабочих процессов установки.

Объектом управления САУ СИИД является ротор ГА. Если учесть, что инерционность теплотрассы и штатных контуров управления ТП как минимум на два порядка больше инерционности ротора ГА, то свойства объекта управления определяются статическими и динамическими характеристиками турбины совместно с генератором.

Насос, работающий в турбинном режиме, имеет однозначную монотонную связь расхода рабочего тела с перепадом давлений на насосе для конкретной частоты вращения ротора. САУ требует значения расхода в двух случаях: во-первых, для определения точки перехода ГА из двигательного режима в генераторный и, во-вторых, для определения точки переключения рабочих скоростей ГА в генераторном режиме. Оба случая соответствуют фиксированным частотам вращения ротора. Эти обстоятельства позволяют заменять параметр расхода рабочего тела через турбину ГА параметром разности давлений на турбине ГА.

Перепад давлений на турбине ГА монотонно возрастает по мере увеличения расхода рабочего тела. При установке ГА в возвратной магистрали ТП давление на выходе из турбины определяется давлением возвратной магистрали теплосети и, практически, стабилизировано. Поэтому при увеличении перепада на турбине увеличивается только давление перед турбиной и, как следствие, уменьшается перепад давлений на регуляторах расхода теплоносителя через ТП. При малых расходах рабочего тела (в тормозной зоне) мощность турбины становится отрицательной. При отключенном генераторе это приводит к снижению частоты вращения ротора и ее стабилизации на уровне, определяемом балансом положительного крутящего момента турбины и момента сопротивления ротора. Таким образом, в тормозной зоне частота вращения ротора ГА (частота холостого

хода) всегда ниже синхронной частоты включения генератора и не требует регулирования со стороны САУ.

Использование асинхронного электродвигателя в качестве генератора, ведомого сетью, обеспечивает самопроизвольную синхронизацию частоты вращения ротора с частотой сети. При этом нет необходимости постоянного контроля частоты вращения ротора в целях ее стабилизации.

Таким образом, на всех режимах работы объект управления не требует стабилизации частоты вращения малоинерционного ротора. Однако ГА, как механическое устройство с вращающимся ротором, имеет верхний предел частоты вращения по условиям прочности вала и его опор. И поскольку электропривод КЗР (байпасного клапана) тихоходен, и не может обеспечить необходимого парирования быстрой раскрутки ротора при аварийном снятии нагрузки с турбины, то дополнительно в схему параллельно ему необходимо включать быстродействующий электромагнитный клапан.

Генератор как электрическая машина имеет расчетный верхний предел мощности, при которой допускается его длительная работа. Анализ мощностных возможностей турбины показывает, что при увеличении расхода рабочего тела крутящий момент турбины монотонно возрастает. Поэтому существует необходимость воздействия САУ на ГА с целью ограничения предельно допустимой выходной мощности генератора.

Таким образом, наиболее целесообразным способом управляющего воздействия на ротор ГА представляется переменное гидравлическое дросселирование канала перепуска рабочего тела мимо турбины, т.е. байпаса. При открытии дросселя гидравлическое сопротивление байпаса становится меньше, и часть расхода перепускается мимо турбины, снижая ее мощность или частоту вращения ротора при отключенном генераторе.

1.3. Проблемы использования асинхронного генератора(АГ) в системе по использованию избыточного давления

Система по использованию избыточного давления находит свое применение в системах городского тепло- и водоснабжения. Выходная мощность установок в зависимости от варианта исполнения лежит в диапазоне от единиц до нескольких десятков киловатт.

Частота вращения ротора генератора определяется частотой вращения приводной турбины, а она, в свою очередь, зависит от расхода теплоносителя. Исходя из располагаемого расхода теплоносителя и перепада давления, синхронная скорость вращения генератора определяется из ряда синхронных скоростей 3000, 1500, 1000, 750 об/мин.

Работа установки СИИД может осуществляться в трех вариантах:

1. Избыточное давление отсутствует, установка отключена;

2. Есть избыточное давление, установка отдает электрическую энергию в сеть переменного тока теплового пункта;

3. Есть избыточное давление, но отсутствует электроснабжение теплового пункта, установка должна обеспечить питание аварийного насоса и (или) его аварийное освещение.

Исходя, из вышеперечисленных пунктов имеется три режима работы: холостой ход (режим «1»), режим параллельной работы с сетью (режим «2») и автономный (режим «3»).

В агрегатах МГЭС в основном применяются генераторы переменного тока синхронного или асинхронного типов. Преимуществами

асинхронных генераторов являются высокая надежность, малые габариты, низкая стоимость, простота включения на параллельную работу. К основным их недостаткам относятся необходимость в конденсаторной батарее для самовозбуждения и относительная сложность регулирования выходного напряжения. Синхронные машины имеют несколько

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Богачев, Александр Викторович, 2014 год

Список литературы

1. Лисиенко В.Г. Хрестоматия энергосбережения. В 2-х книгах. Книга 1,2: Справочное издание. М.: Теплотехник, 2005.

2. Дьяков А.Ф. Повышение энергоэффективности и энергосбереже-ния при производстве и передаче электроэнергии. XII Всемирный электротехнический конгресс. Сборник докладов, 2011. С. 19-38.

3. Башмаков И.А. Потенциал энергосбережения в России // Энергосбережение, 2009.- № 1.- С.28-36.

4. Онищенко Г.Б. Развитие энергетики России. Направления инновационно-технологического развития. - М.: Россельхозакадемия, 2008. - 200 с.ил.

5. Лукутин Б.В. Возобновляемые источники электроэнергии: учебное пособие. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2008.-187с.

6. Гайтова Т.Б. Электромеханические преобразователи и системы для нетрадиционной энергетики: 05.09.03 - Электротехнические комплексы и системы: диссертация кандидата технических наук / Гайтова Т.Б., КубГТУ. — 1997.- 160 с.

7. Гайтова Т.Б. Развитие теории и практики электротехнических комплексов для нетрадиционной энергетики: 05.09.03 - Электротехнические комплексы и системы: диссертация доктора технических наук / Гайтова Т.Б., Моск. энерг. ин-т (МЭИ). - 2005. - 309 е..

8. Проектирование, серийное изготовление и монтаж мини ГЭС и микро ГЭС //ИНСЭТ:сайт. URL: http://www.inset.rU/r/predm.ht:m (дата обращения 06.03.14).

9. Малая гидроэнергетика в России // Фонд «Новая энергия». Новости энергетики. Мир электричества: сайт. URL: www.ne-fund.ru (дата обращения 06.03.14).

10. Малые гидроэлектростанции // Портал возобновляемой энергетики: сайт. URL: www.bio-energy.com.ua (дата обращения 06.03.14).

11. Башмаков И.А. Повышение энергоэффективности в системах теплоснабжения Часть II. Потенциал и мероприятия энергосбережения в системах теплоснабжения // Энергосбережение, 2010.- № 3.- С. 62-68.

12. Якимов В.Л., Пасков В.В. Повышение эффективности работы систем теплоснабжения // ВСТ: Водоснабжение и сантехника. -Haustechn, 1996, №5.

13.Попырин JI.C. Исследование надежности и живучести систем централизованного теплоснабжения городов // Известия АН. Энергетика, 1995, №6.

14. Волков A.B., Погорелов С.И., Рыженков В.А. Система рекуперации избыточного давления магистральных сетей водо- и теплоснабжения. Патент РФ № 2239752. Бюл. №31, 2004.

15. Волков A.B., Парыгин А.Г., Рыженков В.А., Щербаков С.Н. Получение электрической энергии в системах тепло- и водоснабжения на основе рекуперации избыточного магистрального давления // Новости теплоснабжения. 2007. № 10. С. 46-50.

16. Micro-Hydropower Systems: A Buyer's Guide. Her Majesty the Queen in Right of Canada, 2004. - 56 p.

17. Иванов A.C. Разработка системы рекуперации энергии на базе асинхронного генератора: 05.09.01 - Электромеханика и электрические аппараты: диссертация кандидата технических наук / A.C. Иванов, Моск. энерг. ин-т (МЭИ) .-2012.- 160 с.

18. Иванов A.C., Котеленец Н.Ф. Особенности использования пусковых резисторов в асинхронном генераторе при включении в сеть // Изв. вузов. Электромеханика, 2010. -№ 6.- С. 25-27.

19. Богачев A.B., Иванов A.C., Ежов Е.В. Выбор генератора для системы рекуперации избыточного давления магистральной жидкости // Энергосбережение и энергоэффективность, 2012. -№4.-с.12-15

20. Радин В. И., Брускин Д. Э.,Зорохович А. Е. Электрические машины: Асинхронные машины: Учеб. для электромех. спец. вузов. - М.: Высш.шк., 1988. - 328 С.

21.Торопцев Н.Д. Асинхронный генератор автономных систем. - М.: Знак, 1998. -288 с.

22. Костырев M.JL, Скороспешкин А. И. Автономные асинхронные генераторы с вентильным возбуждением. М.: Энергоатомиздат, 1993. - 160 с.

23. Смирнов М.И. Пуско-регулирующее устройство на базе статического компенсатора реактивной мощности. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва. 2007.- 160 с.

24. Иванов-Смоленский A.B. Электрические машины. В2-х т. Том 2: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. М.: Издательство МЭИ, 2004. - 532 с.

25. Вольдек А.И. Электрические машины. Учебник для студентов высш. техн. учебн. заведений. - 3-е изд., перераб. - Л.: Энергия, 1978. - 832 с.

26. Алексеев О.П., Казанский В.Е., Козис В.Л. Автоматика электроэнергетических систем. М.: Энергоиздат, 1981.-480 с.

27. Мамикоянц Л.Г. Токи и моменты возникающие в синхронной машине при включении ее по способу самосинхронизации. / Труды ЦНИЭЛ, вып. 4. - М.: Энергоатомиздат, 1956.-231 с.

28. Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учеб. для электроэнергет. спец. вузов.- 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 1985.-536 с.

29. Хачатуров A.A. Несинхронные включения и ресинхронизация в энергосистемах. -М.: Энергия, 1969. - 216 с.

30. Черных И.В. Моделирование электротехнических устройств в MATLAB, SimPowerSystems и Simulink. «Питер», 2008. - 288 с.

31. Герман-Галкин С.Г., Кардонов Г.А. Электрические машины: лабораторные на ПК. - Спб.: КОРОНА принт, 2003. - 256 с.

32. Кононенко Е.В., Сипайлов Г.А., Хорьков К.А. Электрические машины (спец. курс): Учебное пособие для вузов. - М.: Высшая школа, 1975.

33. P. Kundur. Power system stability and control. McGraw-Hill, Inc., 1994. -

1196 p.

34. Копылов И.П. Проектирование электрических машин: Учебник для вузов. ФГУП издательство «Высшая школа», 2006.

35. Гольдберг О.Д., Свириденко И.С. Проектирование электрических машин: Учебник для вузов. ФГУП издательство «Высшая школа», 2005.

36. Сиротинский Е. JI. Автоматическое включение синхронных машин на параллельную работу в энергетических системах. - М. : Изд-во МЭИ, 1976 . — 77 с.

37. Павлов Г.М., Меркурьев Г.В. Автоматика энергосистем. - СПб.: НОУ "Центр подготовки кадров энергетики", 2001. - 388 с.

38. Кучкин М.Д. Автоматическое управление и контроль режима гидроэлектростанций. - М.:Энергия, 1967. - 234 с.

39. Реле разности частот типов РГР-11 УХЛ4, РГР-11 04. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ИАЕЖ.648 246.001 ТО ОБК.469.581. Издание 02.

40. Панфилов Н.И. Включение синхронных машин на параллельную работу и автоматические синхронизаторы : Учебное по курсу "Автоматика электроэнергетических систем" по направлению "Электроэнергетика" - М. : Изд-во МЭИ, 2004 . - 40 с.

41. Методические указания по техническому обеспечению автоматического синхронизатора СА-1. -М.: Союзтехэнерго, 1980.

42. Дьяков А.Ф., Овчаренко Н.И. Микропроцессорная релейная защита и автоматика электроэнергетических систем: Учебное пособие для студентов вузов. - М.: Издательство МЭИ, 2000. - 199 с.

43. Овчаренко Н.И. Микропроцессорная автоматика синхронных генераторов и компенсаторов. - М.: НТФ "Энергопропресс", 2004. - 96 с.

44. Устройство точной автоматической синхронизации «Спринт-М». Руководство по эксплуатации, паспорт. - М.: ЗАО «РАДИУС Автоматика», 2003, -41 с.

45. SYNCHROTACT. Synchronizing and paralleling devices and systems. Datasheet. ABB, 2007.

46. Котеленец Н.Ф., Богачев A.B. Способ синхронизации возбужденного синхронного генератора с сетью / Патент РФ № 2494513 Бюл. № 27, 2013.

47. Котеленец Н.Ф., Богачев A.B., Ежов Е.В. Способ и устройство синхронизации возбужденного синхронного генератора с сетью // Электричество, 2014г. - №4.- с. 50-54.

48. Сыроежкин Е.В., Зечихин Б.С., Куприянов А.Д. Традиционные и компьютерные методы проектирования синхронных машин // Электричество, 2002г. -№5.- с. 61-71.

49. Котеленец Н.Ф., Богачев A.B. Устройство синхронизации возбужденного синхронного генератора с сетью / Патент на полезную модель №142478, Бюл.№18, 2014.

50. Богачев A.B., Котеленец Н.Ф., Иванов A.C., Ежов Е.В. Способ получения электрической энергии на основе использования избыточного магистрального давления жидкости //Электричество, 2012г. -№11.- с. 48-51.

51. Петелин Д.П. Автоматическое возбуждение синхронных двигателей. -М.: Госэнергоиздат, 1961.

52. Ипатенко Н.Р. Автоматическое регулирование возбуждения синхронных двигателей средней мощности на постоянство cos(p=l. — Брянск, 1974.

53. Короткое В.Ф. Автоматическое управление напряжением и реактивной мощностью синхронных генераторов и электрических станций: учеб.

пособие / ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический институт им. В.И. Ленина». - Иваново, 2008. - 192 с.

54. Абрамович Б. Н., Круглый A.A. Возбуждение, регулирование и устойчивость синхронных двигателей. - Л.: -Энергоатомиздат, 1983.

55. Вайнштейн P.A. Математические модели элементов электроэнергетических систем в расчетах установившихся и переходных процессов: учебное пособие. - Тосмк: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. - 114 с.

56. Сенигов П.Н. Теория автоматического управления: Конспект лекций. - Челябинск: ЮУрГУ, 2000. - 93 с.

57. Шапкарин A.B., Кулло И.Г. Лабораторный практикум по курсу «Теория автоматического управления». Линейные непрерывные динамические системы. -М.: МИФИ, 2007. - 84 с.

58. Теория автоматического управления. Под ред. А.В Нетушила. Учебник для вузов. Изд. 2-е, доп. и перераб. - М.: «Высшая школа», 1976. - 400 с.

59. Ротач В .Я. Теория автоматического управления: учебник для вузов / 5-е изд., перераб. и доп. - М.: Издательский дом МЭИ, 2008. - 396 с.

60. Котеленец Н.Ф., Ежов Е.В., Иванов A.C. Система теплоснабжения / Патент на полезную модель №1189752.

61. Хрусталев Д. А. Аккумуляторы. — М.: Изумруд, 2003. — 224 с.

62. Устинов П. И. Обслуживание стационарных свинцовокислотных аккумуляторов. Изд. Зе, перераб. и доп. - М.: «Энергия», 1974. - 120 с.

Приложение 1. Расчет синхронного генератора

Исходные данные:

Номинальная отдаваемая активная мощность Рг = 8 кВт,

Способ соединения фаз статора Y,

Частота напряжения f = 50 Гц,

Коэффициент мощности costp = 0.8,

Номинальное линейное напряжение ил = 400 В,

Частота вращения П] = 1500 об/мин,

Степень защиты от внешних воздействий IP23,

Класс нагревостойкости изоляции F.

Магнитная цепь машины:

1. Количество пар полюсов р = - = 2 .

^ ^ 1500

2. Предварительное значение индуктивного сопротивления рассеяния ха* = 0.08.

3. Коэффициент= ^cosq)2 + (sirup + х'а*)2 = 1.031.

4. Предварительное значение КПД 77' =0.8.

5. Расчетная мощность генератора Р' = 10.31 кВт.

cos<p

6. Высота оси вращения h — 180 мм.

7. Допустимое расстояние от корпуса до опорной поверхности /ij = 6.

8. Наружный диаметр корпуса DKopn = 2(7i — h{) = 322 мм. '

9. Масксимально допустимый наружный диаметр сердечника

°Н1тах = 285 мм-

10. Наружный диаметр сердечника статора Ии1 = 285.

11. Внутренний диаметр сердечника статора = 6 + 0.69£)Н1 = 222.2 мм

12. Предварительное значение линейной нагрузки статора Аг = 150 Л/см.

13. Предварительное значение магнитной индукции в воздушном зазоре

г

в номинальном режиме В8 = 0.75 Тл

14. Предварительное значение маскимальной магнитной индукции в

I

воздушном зазоре при XX В50 = -— — 0.72 7 Тл.

кн

15. Полюсное деление статора т = = 174.5 мм

16. Индуктивное сопротивление по продольной оси = 1.8

17. Индуктивное сопротивление по продольной оси

хас1 ЭС(1* ЭС(Т* 1.72.

18. Коэффициент, учитывающий наличие зазоров в стыке полюса

и сердечника ротора или полюсного наконечника и полюса к' = 1.05

19. Расчетная величина воздушного зазора между поюсным наконечником

20. Коэффициент полюсной дуги для пакетов с широкими полюсными

21. Радиус очертания полюсного наконечника Днп = 0.5^ — 8 = 110.4 мм

22. Ширина полюсной дуги в сечении пакета с широкими полюсными наконечниками Ъш = ашт = 116.9 мм

23. Ширина полюсного наконечника, определяемая хордой в сечении пакета

и сердечником статора 5 = 36-

ю-бтл;

= 0.717 мм

наконечниками аш = 0.2

с широкими пол. наконечниками Ьш = 2ДНП эт

= 111.5 мм

24. Отношение -г- = 0.38

25. Ширина полюсного наконечника, определяемая хордой в сечении пакета

# К

с узкими пол. наконечниками Ъу = Ьш-гг = 43.75 мм

26. Ширина полюсной дуги в сечении пакета с узкими полюсными наконечниками by = 2RHn = 220.8 мм

27. Действительный коэффициент полюсной дуги для пакетов с узкими

Ьу

полюсными наконечниками а„ = — = 1.26

у т

28. Коэффициент полюсной дуги: средний расчетный а -- 0.7аш + 0.3ау = 0.67

29. Коэффициент заполнения сердечника кс = 0.97

30. Коэффициент формы поля возбуждения кв =

1.17

31. Обмоточный коэффициент коб1 = 0.91

32. Расчетная длина сердечника статора = 6.1 • D'2n /^J'ak к— = 119.8 мм

33. Количество пакетов стали в сердечнике статора пп1 = 1

34. Конструктивная длина сердечника статора ^ = 120 мм

35. Отношение конструктивной длины к внутреннему диаметру сердечника

статора Я = 0.54 (не превышает допустимое значение)

36. Количество пазов сердечника статора Z\ = 48

37. Число пазов на полюс и фазу = 4

38. Конструктивная длина сердечника ротора 12 = + 10 = 130 мм

39. Длина полюса = h = 130 мм

40. Длина пакета с широким полюсным наконечником 1Ш = 14.35 мм

41. Длина пакета с узким полюсным наконечником 1у — 4.92 мм

42. Длина крайнего пакета lKp = 4.92 мм

43. Магнитная индукция в основании полюса Вп = 1.4 Тл

44. Предварительное значение магнитного потока

10-6

Ф' = В.Б^-= 9.998 мВб

V

45. Ширина дуги полюсного наконечника Ьнп = ат = 120.828 мм

46. Радиус очертания полюсного наконечника Днп = 0.501 — 8 = 109 мм

47. Высота полюсного наконечника по оси полюса /гнп = 21.3 мм

48. Поправочный коэффициент ка = 1.25 1гнп + 25 = 51.6 мм

49. Предварительное значение коэффициента магнитного рассеяния

, 35ка8 полюсов о" =14--~— = 1.043

тг

50. Ширина сердечника полюса Ьи = а Ф 1(! = 59.044 мм

51. Высота выступа у основания полюса = 0.125ЬП + 2 = 9.4 мм

52. Предварительная высота полюсного сердечника к'п = 0.50! - ( Лнп + 8 + Лв + 0.5ЬП) = 46.688 мм

53. Предварительный внутренний диаметр сердечника ротора

з Р

02 = 30 — = 5.241 мм

\Щ

54. Высота спинки ротора кс2 = 0.5Ох — 8 — 1г'п — /гнп — 0.5£2 = 39.7 мм .55. Расчетная высота спинки ротора /1с2 = кс2 + 0.5Э2 = 42.4 мм

Ф106

56. Магнитная индукция в спинке ротора Вс2 = , = 1.013 Тл

2кс21\кс

Обмотка статора:

57. Коэффициент распределения /ср1 = = — ,60 л ч

= 0.958

ч^Нтт)

58. Предварительное кол-во витков в обмотке фазы оо = кн-тггг-;—

222йо6(|1)ф л/3

187.39

59. Предварительное число эффективных проводников в пазу Л^ = — 23.424

60. Принимаем кол-во витков а) = 216

61. Число проводников в пазу дополнительной обмотки = 2

62. Кол-во витков дополнительной обмоткишд = Ыд= 16

ф' '

63. Уточненное значение магнитного потока

ф =21^ = 8.674 мВб

ш

64. Уточненное значение магнитной индукции в воздушном зазоре В5=^= 0.651

и)

65. Предварительное значение номинального фазного тока 1г —

/мо3

(Ъи\Г] со$(р)

= 14.434 А

66. Уточненная линейная нагрузка статора А1 = = 267.99 ^

67. Магнитная индукция в спинке статора Вс1 = 1.6 Тл

68. Магнитная индукция в зубце Вз1 = 1.62 Тл

69. Зубцовое деление статора ^ = = 14.542 мм

х Г)

70. Ширина зубца Ъз1 = = 6.021 мм

ф106

71. Высота спинки статора пс1 = ——-= 26.843 мм

2кс1-[ВС1

72. Высота паза /гп1 = °н1 01 — кс1 = 23.064 мм

73. Большая ширина паза Ьг = _ ^ = ц,54 мм

74. Меньшая ширина паза Ь2 = = 8 906 мм

75. Площадь поперечного сечения в штампе 5п1 = ((^ + Ь2)/2) х (Ъп1 — Лш1 " (Рг ~ Ьш0/2) = 205.721 мм2

76. Площадь поперечного сечения в свету 5п1 = 164.363 мм^

77. Площадь поперечного сечения корпусной изоляции 5И = 0А(2Ип1 + Ь1 + Ь2)=26.63 мм2

78. Площадь поп. сечения прокладок 5пр = 0.5^ + 0.75Ь2 = 12.449 мм2

79. Площадь поп. сечения паза занимаемая обмоткой = 5„1 ~ _ 5пР = 166.643 мм2

/И ")

80. Площадь поп.сечения под основную обмотку 5П0 = 0.85п1 = 143.3 мм'2

81. Кол-во элементарных проводов в эффективном для основной обмотки с = 6

82. Кол-во элементарных проводов в эффективном для дополнительной обмотки сд = 6

83. Коэффициент заполнения паза кп = 0.765

84. Диаметр элементарного изолированного провода^ = лДХо/ЗОс = 0.754 мм

85. Принимаем с1 = 0.8 мм, с? = 0.925,5 = 1

86. Площадь поперечного сечения эффективного проводника 5эфд = £сд = 6 мм2

87. Среднее зубцовое деление статора £ср1 = 7г(-°1+/1п1-) = 17.598 мм

88. Средняя ширина катушки обмотки статора Ьср1 =

*хР1 У = 87.989 мм

89. Средняя длина одной лобовой части 1л1 = (1.16 + 0.14р)Ьср1 + 15 = 141.704 мм

90. Средняя длина витка обмотки 1ср = 2(/х + 1л1) = 523 мм

91. Длина вылета лобовой части 1в1 = (0.12 + 0.15р)Ьср1 -1- 10 = 46.955 мм

/. 7

92. Плотность тока в обмотке статора Л — ^ — 2.062 А/мм*

А2

93. Произведение линейной нагрузки на плотность тока А1]1 = 553-="

СМ'ММ

- меньше допустимого значения.

Расчет магнитной цепи при холостом ходе:

94. Расчетная площадь поперечного сечения воздушного зазора = ат(1[ + 25) = 14200 мм2

95. Уточненное значение магнитной индукции В5 = Ф • — = 0.611 Тл

$8

96. Коэффициент учитывающий увеличение магнитного зазора

_ъ

вследствие зубчатого строения статора к8 = 1 Н--ш15ДС = 1.171

Ьш1

97. МДС для воздушного зазора ^ = 0.88к5В5103 = 442 А

98. Расчетная площадь поперечного сечения зубцов статора

= га1\ъз1кс =????мм2 31 2 р

99. Магнитная индукция в равновеликом поперечном сечении зубца Вз1 = Ф~ = 1.62 Тл

д

100. Напряженность магнитного поля в зубце Яз1 = 9.06 —

СМ

101. МДС для зубцов статора Рз1 = 0.1 Яз1/гп1 = 79.37 А

102. Расчетная площадь поперечного сечения спинки статора

5с1 = Нс11с1кс = 3124 мм2

юб

103. Магнитная индукция в спинке статора 5с1 = Ф ■ -— = 1.6 Тл

25с1

д

104. Напряженность магнитного поля в спинке статора Нс1 — 9.5 —

105. МДС для спинки статора Рс1 = 0.1 Нс1Ьс1 = 197 А, где средняя длина

пфт-кс]) л ,

магнитного потока ЬгЛ =-= 116 мм

4 р

106. Высота полюсного наконечника ки = 2/1"п+/1"п = 45.557 мм

н ^

107. Расстояние между боковыми поверхностями смежных полюсов

/1г(01-25" -Ь.нп) . ' Л „поо наконечников анп = \ 2р- — НПУ == 49-82 мм

108. Коэффициент магнитной проводимости потока рассеяния по внутренним поверхностям полюсных наконечников

Лнп = 140(— - 0.25)+55(Ьп/«нп + 0.2) - 40 - 0.5)2 = 137.553

109. Длина пути магнитного потока в полюсе при отсутствии демпферной обмотки Ln = Yiu + 0.5hm — Ьз2 = 48.727 мм

110. Коэффициент магнитной проводимости потока рассеяния по

сердечникам полюсовАпс = ; (^2"hm+2S); = 58.043

Т Йп 2р

111. Коэффициент магнитной проводимости потока рассеяния по торцам полюсов Л.пв = - 16.805

'п

112. Коэффициент магнитной проводимости потока рассеяния полюсов Яп = Янп + Япс + Япв = 212.401

113. МДС для статора и воздушного зазора FS3C = F§ + F3l + Fcl = 718.29 мм

114. Магнитный поток рассеяния полюсов Фа = 4AnZHnF53C10-11 = 7.93 мВб

115. Коэффициент рассеяния магнитного потока <т=1+(Фсг/Ф)=1.091

116. Расчетная площадь поперечного сечения сердечника полюса 5П = кс1пЬп = 7445 мм2

117. Магнитный поток в сердечнике полюса Фп = сФ = 9.467 мВб

ю6

118. Магнитная индукция в сердечнике полюса Вп = Фп • —— = 1.272 Тл

д

119. Напряженность магнитного поля в сердечнике полюса Нп = 1.7 —

120. МДС сердечника полюса Fn = 0.1 Яп/п = 8.284 —

СМ

121. Расчетная площадь поперечного сечения спинки ротора

с2 — kcl2hc2

Sr 7 = krlyhry = 170.1 мм2

ю6

122. Среднее значение индукции в спинке ротора#с2 = стФ ■ —- = 1.013 Тл

25С2

д

123. Напряженность магнитного поля в спинке ротора Нс2 = 1.11 —

см

124. МДС спинки ротора Рс2 = 0.1 Нс2Ьс2 = 5.32 А

125. Зазор в стыке 6п2 = 21п10~4 + 0.1 = 0.126 мм

126. МДС для зазора в стыке между сердечниками полюса и ротора ^2 = 0.85п25п103 = 128 А

127. Суммарная МДС магнитной цепи

= Ъзс + Рп+ Рс2 + Риг + - 861 А

г*

128. Коэффициент насыщения магнитной цепи /снас = —= 1.512

К

Хоти

Активное и индуктивное сопротивления рассеяния обмотки статора:

129. Активное сопротивление обмотки фазы при 20°С г\ = Ы1/ср13 = 0,283 Ом

130. Активное сопротивление фазы добавочной обмотки при 20°С = = 0 006 0м

рм20с5103

131. Активное сопротивление обмотки фазы при 20°С гг *= тг1 = 0.018о.е.

132. Проверка правильности определения?! *= ^^= ае-

133. Коэффициент проводимостипазового рассеяния hr ( 3hkl t hml h2\

3b2 \b2 + 2 Ьш1 Ьш1 b2J

134. Коэффициент проводимости дифференциального рассеяния

0.03таСл

Яд1 = -н:—~ = 1-09

135. Коэффициент проводимости лобового рассеяния Ял1 = 0.34^ (7л1 - 0.64/?т) = 1.2

136. Коэффициент проводимости рассеяния между коронками зубцов

Як = 0.04 + 0.1 + 0.07V(ti -Ьш1)/Ьш1 = 0.251

137. Коэффициент проводимости рассеяния статора

¿1 = Ап1 + Ад1 + Ял1 + Як = 2.925

138. Индуктивное сопротивление обмотки фазы статора

i.smMh nnp

хп =-—^-= 0.08

pqlO8

139. Индуктивное сопротивление обмотки фазы статора

1.58filicoiÄi п Х<Т *= — Ля =0-08о.е.

° pq108

Расчет магнитной цепи при нагрузке:

140. Амплитуда МДС реакции якоря Fa = 0-45т1"1 Wifc<t> = 122? д

р

141. Амплитуда МДС реакции якоря = — = 1.708 o.e.

Fi

142. Поперечная составляющая МДС реакция якоря, с учетом насыщения,

р

отнесенная к обмотке возбуждения = xqkaqFa* = 0.556 o.e.

143. Продольная МДС реакции якоря с учетом влияния поперечного поля при концентричном 3a3opeFad;t = xdkadFai:simp + k(idFa*™s^T _ ^ q5 o.e

144. Результирующая МДС по продольной оси FSaif = Fsd}f + Fad* = 1.95 o.e.

145. Результирующий магнитный поток Фп* = + Фст* = 1.18о.е.

146. МДС необходимая для создания магнитного потока = 0.08

147. МДС обмотки возбуждения при нагрузке = + Рпс = 2.2 о. е.

148. МДС обмотки возбуждения при нагрузкеРпн = = 1963 А

Система возбуждения:

149. Напряжение дополнительной обмотки статора 11я = 11л — = 29.6 В

о)л

150. Предварительная средняя длина витка обмотки возбуждения ¿срп = 2.5(/п + Ьп) = 472.6114 мм

151. Предварительная площадь поперечного сечения проводника обмотки

1.15т2рРпн1'

возбуждения 5 = 57(„д_2)10СГ = 3-74 мм2

' А

152. Предварительная плотность тока в обмотке возбуждения /п = 2.5—

мм

153. Предварительное количество витков одной полюсной катушки ы'п = = 241.5

154. Расстояние между катушками смежных полюсов

I Т

ак = А- + адоп = 7.49 мм

"п

155. Размеры провода без изоляции ахЬ = 1.45 х 2.35 мм

156. Размеры провода с изоляцией а' хЬ' = 1.6 х 2.5 мм

157. Площадь поперечного сечения проводника 5 = 2.784 мм2

158. Кол-во витков в одном слое ЛГВ = = 13.98

^ в 1.05Ь

/

159. Кол-во слоев обмотки по ширине полюсной катушки — тг; = 17.25

"в

160. Размер полюсной катушки по ширине Ькп = 1.05Мша' = 30.2 мм

161. Размер полюсной катушки по высоте ккп = 1.05ЫВЬ' = 36.75 мм

162. Общая длина всех витков обмотки возбуждения 1П = 2ра)1'срп10_3 = 456.49 мм

163. Масса меди обмотки возбуждения тмп = 8.9LnS10-3 = 15.37 кг

164. Сопротивление обмотки возбуждения при температуре 20°С

г„ = = 2.116 Ом

Рм2(Н

165. Максимальный ток возбуждения 1птах = (£/д — 2)/ 1.3гп = 9.46 А

166. Коэффициент запаса возбуждения 'итах = 1.164

167. Номинальная мощность возбуждения Рп = ([/д — 2)1птах = 261 Вт

Параметры обмоток и постоянные времени:

Q ^р

168. Коэффициент насыщения при Е=0.5 /снас0 5 = - ' г = 1.081

Fs+Fn2

169. Индуктивное сопротивление продольной реакции якоря Xad* = .'kadFa = 2.235о.е.

Кнас0.5/,5

170. Индуктивное сопротивление поперечной реакции якоря

0.5kaq (1 +ks)Fa

w, =1-016°-е-

171. Синхронное индуктивное сопротивление по продольной осил^* = *ad* + x(j* ~ 2.315 o.e.

172. Синхронное индуктивное сопротивление по продольной оси xq* =*aq*+ ха* = 1-096 O.e.

173. Активное сопротивление обмотки возбуждения, приведенное к

. (3.6mTFaHfc^d гсрп) обмотке статора гп* = ---— = 0.005 o.e.

F п* 106Фып5в

174. Коэффициент магнитной проводимости потоков рассеяния обмотки возбуждения ХпЕ = Лнп + 0.65ЯПС + 0.38ЯПВ = 181.67

175. Индуктивное сопротивление обмотки возбуждения *п. = 1.27kadXadm (l + ^ff^1) = 2.597 o.e.

176. Индуктивное сопротивление рассеяния обмотки возбуждения Xncf* ^"п* Xad* 0.363 О. е.

177. Переходное сопротивление обмотки статора по продольной оси x'd, = хв* + Xad'Xnat = 0.36 o.e.

%ad а*

178. Переходное сопротивление обмотки статора по перечной оси /

xq* — xq* ~ 1-096 O.e.

179. Сверхпереходное сопротивление обмотки статора по продольной оси

x'd* = x'd* = 036

180. Сверхпереходное сопротивление обмотки статора по перечной осих^ = x'qjf -- xq* = 1.096 o.e.

181. Постоянная времени обмотки возбуждения при разомкнутых обмотках

статора и демпферной Td0 = —— = 2.429с

0)

182. Постоянная времени обмотки возбуждения при замкнутой обмотке

/

статора и разомкнутой демпферной обмотке Td = TdoXd* = 0.378с

xd*

Потери и КПД:

183. Расчетная масса стали зубц. статора т31 = 7.8Zib3l

кп11гкс 10~6 = 12.25

кг

184. Магнитные потери в зубцах статораРз1 = 4.4£?з1тп31 = 141.472 Вт

185. Масса спинки статора mcl = 7.8n(Dhl —/гс1)/гс1/1/сс10~б = 0.184 кг

186. Магнитные потери в спинке статора Рс1 = ААВ^т^ = 2.068 Вт

187. Амплитуда колебаний индукции В0 = 0.25В5к5 = 0.205 Тл