Анализ состояния ветроэнергетики в России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В.1 Анализ состояния ветроэнергетики в России.

В настоящее время выделяют «традиционные» виды альтернативной энергии: энергия Солнца и ветра, морских волн и горячих источников, приливов и отливов. На основе этих природных ресурсов были созданы электростанции: ветряные, приливные, геотермальные, солнечные.

Рассмотрим подробнее ветроэнергетику, а также её состояние в России и мире в целом. ветроэнергетика статор электрический

Во многих частях света, энергия ветра готова стать одним из основных источников энергии. Рост установленных ветроэнергетических мощностей долгое время поддерживался за счет проблемы глобального изменения климата, в основном в развитых странах мира и, особенно, в Европе.

Ветроэнергетическая установка (ВЭУ) предназначена для генерации электрической энергии, т.е. преобразования энергии потока воздуха (ветра) в электрическую.

Энергия ветра стала одним из самых привлекательных решений мировых энергетических проблем. Она экологически чиста и повсеместно распространена, и, более того, способна составить конкуренцию ископаемому топливу, такому как газ и уголь, с которыми в настоящее время наблюдается паритет . Так, по данным ежегодного журнала «renewebels», цена за 1 кВт ч энергии, произведенной ВЭУ наземного исполнения, колеблется в районе 5-9 американских центов, а себестоимость электричества, производимого на угольных электростанциях - от 4 до 6 центов за кВт ч.

За 2010 год было введено 40 ГВт ветроэнергетических мощностей во всем мире , а инвестиции в сектор возобновляемой энергии достигли 211 миллиардов долларов США. Странами-лидерами в области ветроэнергетики являются Китай, увеличивший мощность установленных ветроэнергетических мощностей за 2010 год на 18,9 % до 45 ГВт, США на 5,1 % до 40 ГВт, Германия на 1,5% до 28Гвт, Испания на 1,8 % до 20 Гвт, Индия на 1,3% до 12 Гвт. Для сравнения, Российская Федерация, стоящая на первом месте в мире по запасам ветроэнергетических ресурсов, в период с 2007 по 2010 годы не ввела в строй ни одной ВЭУ, а общая установленная мощность составила 16,5 МВт, что составляет 0,008% от электрогенерирующих мощностей РФ (220 ГВт). Однако, надо признать, что данная ситуация обусловлена не только преобладанием в структуре топливно-энергетического баланса страны традиционной топливной энергетики (газ-53% совокупного потребления энергии и нефть 18,9%, около 18% энергобаланса приходится на долю твердого топлива (угля и пр.)), но и ещё одним не менее важным фактором: специфическими ветровыми условия России, отличающимися своей относительно низкой среднегодовой скоростью, нестабильностью и порывистостью, по сравнению с ветрами стран Европы и Америки.

Применение, в таком случае, классического трехлопастного ветроколеса, используемого большинством европейских и российских производителей, сужает область применения ВЭУ из-за возможности их эффективного использования только в прибрежных районах, которые составляют порядка 25% площади страны. На остальной территории, где среднегодовая скорость ветра составляет 5 м/с, использование ВЭУ с данной конструкцией ветроколеса является низкоэффективный и неконкурентоспособным. В результате, по экспертным оценкам неосвоенными остаются ветровые ресурсы с техническим потенциалом не менее 4000 млрд. кВтч/год (по некоторым оценкам - 6000 млрд. кВтч/год). Россия -- одна из самых богатых в этом отношении стран. Самая длинная на Земле береговая линия, обилие ровных безлесных пространств, большие акватории внутренних рек, озер и морей -- все это наиболее благоприятные места для размещения ветропарков. Важность развития ветроэнергетики в нашей стране определяется тем, что 70% территории России, где проживает 10% населения, находится в зоне децентрализованного энергоснабжения, которая практически совпадают с зоной потенциальных ветроресурсов (Камчатка, Магаданская область, Чукотка, Сахалин, Якутия, Бурятия, Таймыр и др.). Также не менее перспективными регионами для развития ветроэнергетики являются:

Поволжье, Урал, Юг, Северо-Запад. Внедрение новых ветроэнергетических мощностей происходит в России достаточно медленными темпами: на конец 2005 года их было -- 14 МВт, 2006 -- 15,5 МВт, 2007 -- 16,5 МВт. В среднем темпы прироста составляют 8% в год, это один из самых низких показателей в мире (в Китае он составляет --60%, США ~30%, Испании ~20%). К настоящему моменту в России представлено около 10 крупных ветропарков, на долю которых приходится около 90% суммарной мощности. Кроме того функционирует около 1600 малых ВЭУ, мощностью от 0,1 до 30 кВт. Стоит отметить, что установка практически всех ветропарков относится к 2002--2003 годам. В последние же годы, увеличение мощностей происходит в основном за счет маломощных индивидуальных энергосистем, объем реализации, которых превышает 250 ветроэнергетических установок (мощностью от 1 кВт до 5 кВт).

Всё же, Правительством Российской Федерации неоднократно сформулирована необходимость увеличения числа разработок в сфере возобновляемых источников энергии, в качестве приоритетного направления развития энергетики страны (распоряжением правительства РФ от 13 ноября 2009 года № 1715-р была утверждена новая Энергетическая стратегия России на период до 2030 года). Тем не менее, как уже отмечалось выше, сегодня ветроэнергетика в России находится в состоянии крайне слабого развития.

Юг России, по мнению экспертов, -- один из наиболее перспективных регионов для развития нетрадиционной энергетики. В Краснодарском крае и Северокавказских республиках в качестве ВИЭ (Возобновляемые Источники Энергии) могут применяться гидроэнергетические установки, использующие энергию малых рек и ручьев, солнечные системы электро- и теплоснабжения, ветроэнергетические установки. В Ставропольском крае -- запасы геотермальных источников.

Что касается ВЭУ, то следует разделять задачи крупной и малой ветроэнергетики. «Процветание» малой ветроэнергетики возможно в желтой и синей зонах (так называемые зоны малых ветров) на карте ветроресурсов России.

Рис. В.1

Также, в последнее время, наметилась ещё одна свободная и перспективная для размещения ветрогенераторов территория - арктические широты (Крайний Север). Более того, на недавнем съезде Всемирного совета по ветроэнергетике (12.11.2010г.), его генеральный секретарь, Стив Сойер, заявил, что Россия могла бы делать ветряки для этой территории. Тем временем энергомашиностроительный холдинг ОАО "Атомэнергомаш" заявил о планах по началу производства ветрогенераторов в РФ в сотрудничестве с международным технологическим партнером к 2012 году. Отвечая на вопрос, какие иностранные компании первыми придут на российский рынок ветроэнергетики, после того как будет создана необходимая для рынка законодательная база, Сойер назвал датскую компанию Vestas (крупнейший производитель ветряков в мире) и немецкую Siemens. Вслед за ними на российский рынок, который считается весьма перспективным, придут все основные игроки. "Мировой рынок ветротурбин сейчас перенасыщен, на нем низкие цены. Это также означает, что производители агрессивно ищут новые рынки сбыта. Все знают, что российский рынок, после того как он откроется, может быть огромным", - отметил генеральный секретарь. [22]

Таким образом, из всего вышеизложенного можно сделать два вывода: отрицательный - строительство крупных ветропарков, благоприятные условия для работы которых в прибрежной зоне, вестись не будет, в связи с отсутствием финансирования; положительный - 70% территории России -- зона малых ветров, являющаяся благоприятной зоной для размещения ветроустановок малой мощности, которые, в свою очередь, способны выполнять две актуальные задачи:

1) подпитку производств, работая параллельно с энергосистемой;

2) питание потребителя, работая отдельно от сети (автономно);

В.2 Область применения проектируемого генератора.

Классификация ветроустановок.

В настоящее время, в области ветроэнергетики существует крайне большой объём исследований и разработок, который непрерывно увеличивается из-за повышения спроса на альтернативные источник энергии. В связи с этим система классификации данного вида устройств имеет разветвлённый характер по множеству признаков. Согласно ГОСТ Р 51990 - 2002 " Нетрадиционная энергетика. Ветроэнергетика. Установки ветроэнергетические. Классификация", ВЭУ классифицируют следующим образом:

- по виду вырабатываемой энергии;

- по мощности;

- по областям применения;

- по назначению;

- по признаку работы с постоянной или переменной частотой вращения ветроколеса;

- по способам управления;

- по структуре системы генерирования энергии;

- от оси вращения;

- по признаку сетей (автономность);

- от типа мачт;

- от типа используемого генератора.

ВЭУ в зависимости от вида вырабатываемой энергии подразделяют на две группы: механические и электрические, электрические ВЭУ, в свою очередь, подразделяют на ВЭУ постоянного и переменного тока.

ВЭУ в зависимости от мощности подразделяют на четыре группы:

а) большой мощности - свыше 1 МВт;

б) средней мощности - от 100 кВт до 1 МВт;

в) малой мощности - от 5 до 99 кВт;

г) очень малой мощности - менее 5 кВт.

В зависимости от области применения механические ВЭУ подразделяют на две подгруппы: ветронасосные (водоснабжение, подъем воды, осушение) и ветросиловые (механизация трудоёмких процессов сельскохозяйственных и других видов работ).

Электрические ВЭУ:

- постоянного тока подразделяют на три подгруппы: ветрозарядные (работа на заряд аккумуляторных батарей (АБ)), гарантированного питания (работа параллельно с АБ) и негарантированного питания (работа без АБ).

- переменного тока подразделяют по назначению (автономные, совмещенные с независимыми электростанциями малой мощности, совмещенные с сетью бесконечной мощности), управлению (в зависимости от комбинаций регулирования частоты вращения ветроколеса с применением преобразователя частоты) и структуре системы генерирования энергии. В ВЭУ переменного тока, как правило, используется два типа машин:

- Синхронный генератор;

- Асинхронный генератор.

Генераторы с применением редкоземельных магнитов, получившие в последнее время широкое применения, представляют собой разновидность синхронных машин. Присутствие обоих типов генераторов обусловлено отсутствием явно выраженных преимуществ одного над другим.

Кратко рассмотрим отличие синхронной от асинхронной машины в режиме генератора.

Синхронный генератор. Имеет сравнительно простую схему включения для работы параллельно с энергосистемой.

Недостатком применения синхронной машины является то, что при определенных ветровых условиях она может переходить на работу в режим двигателя и потреблять энергию из энергосистемы, а при резких порывах ветра появляется большая вероятность выпадения ее из синхронизма, чего не будет в данной ситуации при использовании асинхронной машины.

Кроме того, последующая синхронизация машины и подключение ее к энергосистеме являются сложным процессом. У сложных и дорогих систем синхронизации с сетью этот процесс занимает от 10 до 15 минут.

Асинхронный генератор.

Асинхронная машина, вращающаяся с частотой большей, чем синхронная частота, работает как генератор.

Но использование в ВЭУ асинхронной машины имеет два следующих недостатка: при одном и том же ветровом режиме, данный тип электрических машин вырабатывает меньше энергии, чем синхронная машина; данный тип машин работает с меньшим коэффициентом мощности (cos(p), обусловленным большим током намагничивания. Но AM является более дешёвой и простой по конструкции, нежели синхронная машина. К тому же в случае использования асинхронной машины допускается большая разница частот вращения ветроколеса. Говоря о ветре, например, можно сказать так: при разности скоростей ветра в течение часа от 5 до 10 м/с, использование AM возможно, СМ без дополнительного преобразователя -- нет. Разработки сетевых, автономных и смешанных ВЭУ переменного тока выражаются в принципах функционирования. Сетевые ВЭУ передают полученную электроэнергию в общую линию электропередачи. Владелец таких ветрогенераторов не получает электричество от своих ветряков.

Через показания электросчётчика, измеряющего переданную энергию, получает от сетевой электрокомпании деньги. Сам владелец получает электричество из обычных электросетей.

Данная практика широко распространена в Европе и Северной Америке. В автономных системах энергия от ВЭУ через контроллер заряда питает аккумуляторные батареи, напряжение которых в последствии преобразуется в переменное с параметрами бытовой сети.

В зависимости от типа мачт ветрогенераторы могут быть классифицированы следующим образом :

- Мачты с поддержкой тросами. Они наименее дороги, но тросовые растяжки занимают много места. Они могут быть легко подняты и опущены для легкого обслуживания и ремонта. Достичь максимальной высоты наиболее легко именно с таким типом мачты (для малых ВЭУ).

- Независимые мачты-башни, у которых нет тросов. Эти башни имеют тенденцию быть самыми тяжелыми и самыми дорогими, но т.к. они не требуют тросов, они не занимают так много места (средние и крупные ВЭУ). Также существует разделение ВЭУ по конструкции ветроколеса. Основные типы могут быть классифицированы в следующие группы:

ветродвигатели с горизонтальной осью вращения (крыльчатые с жесткой и гибкой лопастью). На рисунке В.2 - позиции 2-5;

- Ветродвигатели с вертикальной осью вращения (карусельные, лопастные и ортогональные). На рисунке 5- позиции 1 - 6



Рис В.2. Типы ВЭУ по ветроколесу

Для крыльчатых ветродвигателей, наибольшая эффективность которых достигается при действии потока воздуха перпендикулярно к плоскости вращения лопастей-крыльев, требуется устройство автоматического поворота оси вращения. С этой целью применяют крыло-стабилизатор. Карусельные ветродвигатели обладают тем преимуществом, что могут работать при любом направлении ветра не изменяя своего положения. У карусельных - намного больше момент вращения. Он максимален для карусельных лопастных агрегатов при нулевой относительной скорости ветра. На рисунке В.3 представлены аэродинамические характеристики различных ветроколёс.

Коэффициент использования энергии ветра у крыльчатых ветродвигателей намного выше чем у карусельных.

Распространение крыльчатых ветроагрегатов объясняется величиной скорости их вращения. Они могут непосредственно соединяться с генератором электрического тока без мультипликатора или с использованием его в тихоходных средних и малых ВЭУ.

Скорость вращения крыльчатых ветродвигателей обратно пропорциональна количеству крыльев, поэтому агрегаты с количеством лопастей больше трех считаются неэффективными на высоких скоростях.

Различие в аэродинамике дает карусельным установкам преимущество в сравнении с крыльчатыми. При увеличении скорости ветра они быстро наращивают силу тяги, после чего скорость вращения стабилизируется. Карусельные ветродвигатели тихоходны и это позволяет использовать простые электрические схемы, например, с асинхронным генератором, без риска потерпеть аварию при случайном порыве ветра. Тихоходность выдвигает одно ограничивающее требование - использование многополюсного генератора работающего на малых оборотах.

Еще более важным преимуществом карусельной конструкции стала ее способность без дополнительных ухищрений следить за ветром. Карусельный лопастный ветродвигатель наиболее прост в эксплуатации. Его конструкция обеспечивает максимальный момент при запуске ветродвигателя и автоматическое саморегулирование максимальной скорости вращения в процессе работы.

Ортогональные ветроагрегаты перспективны для большой энергетики. Для нормальной работы данных ВЭУ, сначала к ней нужно подвести энергию - раскрутить и довести до определенных аэродинамических параметров, а уже потом она сама перейдет из режима двигателя в режим генератора. Отбор мощности начинается при скорости ветра около 5 м/с, а номинальная мощность достигается при скорости 14... 16 м/с.

В.3 Базовая конструкция используемой ВЭУ с АД.

Для используемой ветроэнергетической установки в данном дипломном проекте рассчитывается асинхронный двигатель мощностью 10 кВт с уклоном на генераторный режим работы. Мощность выбрана из стандартного экономически обоснованного ряда (5кВт, 10кВт, 15кВт, 30кВт). АГ проектируется по методике И.П. Копылова, с наилучшим использованием активных материалов. Основной режим работы машины -- подпитка производств средних мощностей, то есть режим параллельной работы с сетью. Для перевода асинхронной машины в режим генератора достаточно асинхронный двигатель, включённый на напряжение сети, развернуть с помощью приводного механизма(в данном случае ветроколеса) в направлении вращения магнитного поля до сверхсинхронной частоты вращения.

Необходимо выделить следующее:

1. Для ветроустановок малой мощности выгоднее проектировать асинхронный генератор, т.к. его стоимость ниже, чем у синхронного. При этом АГ обеспечивает простую синхронизацию с сетью.

2. Номинальная частота вращения разрабатываемого АГ должна лежать в диапазоне от 1400 до 1600 об/мин.

3. Номинальное выходное напряжение генератора должно соответствовать стандартному ряду номинальных напряжений для промышленных объектов. Наиболее часто используемой для малых производств является трёхфазная сеть с напряжением 380 В;

4. Условия эксплуатации АГ накладывают на его исполнение требования, согласно которым машина должна соответствовать следующим требованиям:

* Персонал защищён от соприкосновения с токоведущими и вращающимися частями предметов толщиной более 1 мм;

* Машина защищена от попадания внутрь твёрдых тел толщиной более 1 мм;

* Способ охлаждения ICO 141 (закрытая машина, обдуваемая наружным вентилятором, расположенным на валу машины);

* Машина предназначена для эксплуатации на суше для всех макроклиматических районов (общеклиматическое исполнение);

Основным режимом работы генератора является продолжительно - кратковременный при параллельной работе с электросетью.

1. Исходные данные для проектирования

Номинальная мощность	P2=10 кВт
Номинальное линейное напряжение	U1л=380 В
Номинальная синхронная частота вращения	n1=1500 м
Число фаз	m=3
Частота сети, Гц	f1=50 Гц
Ротор	Фазный
Способ защиты от окружающей среды	IP44
Режим работы - повторно кратковременный	S3
Соединение обмотки статора - звездой

2. Расчет

2.1 Выбор главных размеров активных частей двигателя

1. Число пар полюсов

2. Предварительный выбор высоты оси вращения (рис.3.1,а )[3], принимаем ближайшее стандартное значение мм.

3. Предварительное значение внутреннего диаметра статора по (3.2)[3]

м ,

- внешний диаметр сердечника статора, по табл.3.1 м; коэффициент принимаем по табл.3.2 из диапазона 0,62 - 0,68,

4. Полюсное деление по (3.3)[3]

м

5. Расчетная мощность по (3.4)[3]

кВт

по рис.3.4, и % по рис.3.5,б. [3]

6. Предварительные значения линейной нагрузки и магнитной индукции в воздушном зазоре А/м; Тл (по рис.3.6, б) [3]

7. Коэффициент полюсного перекрытия и коэффициент формы поля , предварительно принимаются равными

; .

8. Предварительное значение обмоточного коэффициента (для одно-двухслойной обмотки)

9. Синхронная угловая частота двигателя по (3.5) [3]

рад/с.

10. Расчетная длина сердечника статора по (3.6) [3]

м

11. Коэффициент длины

Коэффициент л находится в допустимых пределах (рис.3.9,а) [3]

2.2 Расчет числа пазов, параметров обмотки статора

12. Предельные значения зубцового деления

мм; мм по рис.4.1[3]

13. Число пазов статора по (4.1) [3]

;

Принимаем , тогда число пазов на полюс и фазу (см. с.26) [3]

.

14. Зубцовое деление статора (окончательно)

м .

15. Число эффективных проводников в пазу по (4.2) [3], (предварительно, при условии, что число параллельных ветвей обмотки )

;

Принимаем номинальный фазный ток по (4.3) [3]

А,

-номинальное фазное напряжение, =380/1,73=220 B.

16. Принимаем , тогда =38.

17. Окончательные значения:

число витков в фазе по (4.5) [3]

;

линейная нагрузка по (4.6) [3]

А/м;

коэффициент распределения для трехфазной обмотки (см.с.28) [3]

;

коэффициент укорочения шага обмотки (см.с.28) [3]

,

, предварительно ;

полюсное деление ,

шаг обмотки ,

принимаем =10, тогда окончательно 10/12=0,833

;

развернутая схема обмотки статора приведена в Приложении А, спецификация паза на рис.2.1;

магнитный поток по (4.7) [3]

Вб,

где (рис.3.4 ) ;

индукция в воздушном зазоре по (4.8) [3]

Тл.

Значения и находятся в допустимых пределах (рис.3.6,) [3]

18. Плотность тока в обмотке статора (предварительно) по (4.10) [3]

А/м2

гдеА/м3 (по рис.4.2, б) [3].

19. Площадь поперечного сечения эффективного проводника (предварительно) по (4.9) [3]

м2

20. Площадь поперечного сечения эффективного проводника (окончательно):

площадь поперечного сечения элементарного проводника

мм2

- число элементарных проводников в одном эффективном, принимаем .

Выбираем по табл.4.2 стандартный провод марки ПЭТВ, сечение которого наиболее близко к расчетному сечению элементарного проводника мм, мм, мм2

мм2

21. Плотность тока в обмотке статора (окончательно) по (4.12) [3]

А/мм2

2.3 Расчет размеров зубцовой зоны статора и воздушного зазора

Паз статора выбираем по рис.4.7,а[3] с соотношением размеров, обеспечивающих параллельность боковых граней зубцов.

22. Принимаем предварительно по табл.4.4 Тл, Тл, по табл.4.5[3] для оксидированной стали марки 2013 , тогда:

ширина зубца сердечника статора по (4.22) [3]

м; мм ;

высота ярма сердечника статора по (4.13) [3]

м; мм .

23. Размеры паза в штампе (рис. 4.7,а) [3] :

высота шлица паза статора мм (см. с.45) [3], ширина шлица мм (табл. 4.8) [3], угол наклона клиновой части (см. с.43) [3];

высота паза сердечника статора по (4.23) [3]

м; мм;

меньший размер паза статора по (4.25) [3]

мм;

больший размер паза статора по (4.24) [3]

мм;

размер от дна паза до клиновой части по (4.29) [3]

мм

24. Размеры паза в свету с учетом припуска на сборку по (4.27) [3]

мм;

мм;

мм;

и по табл.4.6[3];

площади поперечного сечения прокладок и корпусной изоляции в пазу по (4.32) [3] и (4.31) [3]

мм2

мм2

мм - односторонняя толщина изоляции в пазу (по табл.4.3) [3];

площадь поперечного сечения паза для размещения проводников обмотки по (4.33) [3]

 мм2

25. Коэффициент заполнения паза по (4.34) [3]

.

Полученное значение допустимо для механизированной укладки обмотки.

Фрагмент зубцового слоя статора приведен на рис.2.2.

Рис 2.2. Фрагмент зубцового слоя статора

2.4 Расчет ротора

26. Воздушный зазор (см. с.50) [3]

м; мм

27. Число пазов ротора

Принимаем K=1, тогда число пазов на полюс и фазу ротора:

28. Внешний диаметр ротора

м.

29. Длина магнитопровода ротора м.

30. Зубцовое деление ротора

мм.

31. Внутренний диаметр ротора (равен диаметру вала, так как сердечник ротора непосредственно насаживается на вал) (по 5.52) [3]

мм,

где =0,23 (табл.5.2) [3]

32. Предварительное значение ЭДС фазы ротора E2 принимаем

В

33. Число витков в фазе (предварительно)



34. Число эффективных проводников в пазу

Полученное значение округляем до ближайшего целого:

35. Число витков в фазе (окончательно)

36. Напряжение на контактных кольцах ротора

В

37. Ток в обмотке ротора (по 5.7) [3]

А

(по 5.8) [3],

(по 5.9) [3],

(пазы ротора выполнены без скоса - ).

38. Площадь поперечного сечения эффективного проводника (предварительно)

мм2 ,

- плотность тока в стержне литой клетки, принимаем А/м2 (см. с.58) [3].

39. Площадь поперечного сечения эффективного проводника (окончательно):

площадь поперечного сечения элементарного проводника

мм2

- число элементарных проводников в одном эффективном, принимаем .

Выбираем по табл.4.2[3] стандартный провод марки ПЭТВ, сечение которого наиболее близко к расчетному сечению элементарного проводника мм, мм, мм2

мм2

40. Плотность тока в обмотке ротора (окончательно)

А/мм2

41. Паз ротора принимаем трапециевидный

ширина шлица паза ротора мм (см. с.64) [3], высота шлица паза ротора мм

Допустимая ширина зубца по (5.25) [3]

мм ,

- допустимая индукция в зубце ротора ,принимаем Тл ( табл.4.4) [3].

- допустимая индукция в спинке ротора ,принимаем Тл ( табл.4.5) [3].

м; мм .

42. Размеры паза ротора в штампе

высота паза ротора

м; мм;

больший размер паза по (5.26)

мм ;

меньший размер паза по (5.27) [3]

мм ;

размер от дна паза до клиновой части по (4.29) [3]

мм

43. Размеры паза в свету с учетом припуска на сборку по (4.27) [3]

мм;

мм;

мм;

и по табл.4.6 [3];

площади поперечного сечения прокладок и корпусной изоляции в пазу по (4.32) [3] и (4.31) [3]

мм2

мм2

мм - односторонняя толщина изоляции в пазу (по табл.4.3) [3];

площадь поперечного сечения паза для размещения проводников обмотки по (4.33) [3]

мм2

44. Коэффициент заполнения паза по (4.34) [3]

.

Полученное значение допустимо для механизированной укладки обмотки.

Фрагмент зубцового слоя ротора приведен на рис.2.3

Рис. 2.3 Спецификация паза ротора

Табл. 2.2 Спецификация паза ротора (с высотой оси вращения до 250мм, класс нагревостойкости изоляции F)

Позиция	Наименование	Материал	Толщина, мм	Число слоев	Односторонняя толщина, мм
1	Изоляция корпусная	Имидофлекс	0,4	1	0,4
2	Крышка пазовая	Имидофлекс	0,4	1	0,5
3	Провод марки ПЭТВ	Медь			0,0425

Рис.2.4. Фрагмент зубцового слоя ротора

2.5 Расчет магнитной цепи

Магнитопровод из стали 2312; толщина листов 0,5мм.

45. Магнитное напряжение воздушного зазора по (6.1) [3]

А,

магнитная проницаемость ,

коэффициент воздушного зазора (см. с.72) [3]

,

46. Магнитное напряжение зубцовой зоны статора по (6.5) [3]

А,

мм,

расчетная индукция в зубцах статора по (6. 3) [3]

Тл,

Магнитная напряженность А/м (по табл.6.1) [3]

47. Магнитное напряжение зубцовой зоны ротора по (6.6) [3]

А;

при зубцах ротора по рис.5.9,б[3] из табл.6.2[3] мм

расчетная индукция в зубцах ротора по (6. 7) [3]

,

Магнитная напряженность А/м (по табл.6.1) [3]

48. Коэффициент насыщения зубцовой зоны по (6.13) [3]

.

49. Магнитное напряжения ярма статора по (6.14) [3]

А,

- длина средней магнитной силовой линии по (6.17) [3]

м,

индукция в ярме статора по (6.15)

Тл,

при отсутствии радиальных вентиляционных каналов в статоре м и магнитная напряженность А/м (по табл.6.5) [3].

50. Магнитное напряжение ярма ротора по (6.19) [3]

А,

- длина средней магнитной силовой линии в ярме ротора , при 2 по (6.19) [3]

м,

высота ярма ротора при 2 по (6.24) [3]

м

индукция в ярме ротора по (6.20) [3]

Тл,

магнитная напряженность А/м (по табл.6.5) [3]

51. Магнитное напряжение на пару полюсов по (6.26) [3]

А

52. Коэффициент насыщения магнитной цепи по (6.27) [3]

,

находится в допустимых пределах 1,2 - 1,6.

53. Намагничивающий ток по (6.28)

А.

Относительное значение намагничивающего тока по (6.29) [3]

,

Поперечный разрез активных частей асинхронного генератора приведен на рис.2.5.

Рис.2.5. Поперечный разрез активных частей АГ.

2.6 Расчет параметров рабочего режима

54. Активное сопротивление обмотки статора по (7.1) [3]

Ом ,

для класса нагревостойкости изоляции F расчетная температура °C; для медных проводников Ом•м;

длина проводников фазы обмотки по (7.3) [3]

м,

средняя длина витка по (7.4) [3]

м,

м,

длина лобовой части по (7.5) [3]

м ,

=1,3 (табл.7.1) [3], 0,01 (см. с.86) [3],

средняя ширина катушки по (7.7) [3]

м;

длина вылета лобовой части катушки по (7.9) [3]

м ,

=0,4 (табл.7.1) [3];

относительное значение

находится в допустимых пределах 0,01 - 0,08.

55. Активное сопротивление обмотки фазного ротора

Ом ,

длина проводников фазы обмотки по (7.3) [3]

м,

средняя длина витка по (7.4) [3]

м,

м,

длина лобовой части по (7.5) [3]

м ,

=1,3 (табл.7,1) [3], 0,01 (см. с.86) [3],

средняя ширина катушки по (7.7) [3]

м;

длина вылета лобовой части катушки по (7.9) [3]

м ,

=0,4 (табл.7.1) [3];

приведенное активное сопротивление к числу витков обмотки статора по (7.41) , (7.42) [3]

Ом;

относительное значение

находится в допустимых пределах 0,01 - 0,08.

56. Индуктивное сопротивление фазы обмотки статора по (7.21) [3]

Ом ,

- коэффициент магнитной проводимости пазового рассеяния обмотки статора, по табл. табл.7.4 для рис. 7.4,е [3]

,

высота меди в пазу

мм,

мм (проводники закреплены пазовой крышкой),

высота клиновой части

мм;

при укорочении обмотки, ,

по (7.25) [3],

по (7.27) [3];

коэффициент магнитной проводимости лобового рассеяния обмотки статора по (7.28) [3]

;

коэффициент магнитной проводимости дифференциального рассеяния обмотки статора по (7.43) [3]

,

по (7.45),

для и , ,принимаем и ;

относительное значение

находится в допустимых пределах

57. Индуктивное сопротивление обмотки фазного ротора по (7.46) [3]

Ом ,

- коэффициент магнитной проводимости пазового рассеяния обмотки статора, по табл. табл.7.4 для рис. 7.4,е[3]

,

высота меди в пазу

мм,

мм (проводники закреплены пазовой крышкой), высота клиновой части

мм;

коэффициент магнитной проводимости лобового рассеяния обмотки ротора по (7.28) [3]

;

коэффициент магнитной проводимости дифференциального рассеяния обмотки ротора по (7.43) [3]

,

по (7.45) [3],

для , ,принимаем ;

приведенное индуктивное сопротивление ротора к числу витков обмотки статора по (7.41), (7.52) [3]

Ом;

относительное значение по (7.55) [3]

,

находится в допустимых пределах

2.7 Расчет потерь

58. Потери в стали основные по (8.1) [3]

Вт,

(Вт/кг для стали 2013 по табл.8.1) [3]

; (см. с.101);

масса стали ярма сердечника статора по (8.2) [3]

кг ;

масса стали зубцов сердечника статора по (8.3) [3]

кг.

59. Поверхностные потери в роторе по (8.7) [3]

Вт,

- удельные поверхностные потери в роторе по (8.6) [3]

Вт/м2

(см. с.102) [3],

- амплитуда пульсации индукции над коронками зубцов ротора по (8.4) [3]

,

(по рис.8.1,б для ) [3]

60. Пульсационные потери в зубцах ротора по(8.14) [3]

Вт,

- амплитуда пульсаций индукции в среднем сечении зубцов ротора по (8.10) [3]

Тл,

- масса зубцов ротора по (8.15) [3]

кг.

61. Сумма добавочных потерь в стали по (8.16) [3]

Вт,

и .

62. Полные потери в стали по (8.17) [3]

Вт

63. Электрические потери в щеточном контакте по (8.22) [3]

Вт

где В для гафитных щеток марки 611М; А

64. Механические потери по (8.23) [3]

Вт ,

для двигателей закрытого исполнения с 2 (см. с. 105) [3]

65. Потери на трение щеток о контактные кольца по (8.28)[3]

Вт

где коэффициент трения щеток о контактные кольца (с.106)[3]

кПа - давление на контактной поверхности для щеток марки 611М

мм2

м/с

66. Ток холостого хода двигателя по (8.31) [3]

А,

- активная составляющая тока холостого по (8.32) [3]

;

электрические потери при холостом ходе по (8.33) [3]

Вт,

А;

коэффициент мощности при холостом ходе по (8.35) [3]

.

2.8 Расчет рабочих характеристик

67. Параметры схемы замещения

Ом по (7.53) [3];

Ом по (7.54) [3];

рад ,

так как для расчета используем приближенную формулу (см. с110) [3]

;

активная составляющая тока синхронного холостого хода по (9.5) [3]

А;

по (9.6) [3]

; ;

;

;

потери, не изменяющиеся при изменении скольжения

Вт

68. Расчет рабочих характеристик для скольжений

0,03; 0,04; 0,05; 0,06; 0,07; 0,08, принимая предварительно, что . Результаты расчета сведены в табл.2.2. После построения рабочих характеристик (рис. 6) для = уточняем значение номинального скольжения, .

Таблица 2.3 Результаты расчета рабочих характеристик асинхронной машины(двигательный режим) кВт; В; n1=1500 мин ; А ; ;

№ п/п	Расчетная формула	Раз- мерность	Скольжение
			0,03	0,04	0,05	0,06	0,07	0,08
1.		Ом	22,841	17,131	13,705	11,421	9,789	8,57	11,16
2.		Ом	23,404	17,693	14,267	11,983	10,351	9,128	11,722
3.		Ом	2,783	2,783	2,783	2,783	2,783	2,783	2,783
4.		Ом	23,568	17,911	14,536	12,302	10,719	9,542	12,048
5.		А	9,335	12,283	15,135	17,884	20,525	20,055	18,26
6.		-	0,993	0,988	0,982	0,974	0,966	0,957	0,973
7.		-	0,118	0,155	0,191	0,226	0,26	0,292	0,231
8.		А	9,569	12,434	15,155	17,72	20,121	22,353	18,066
9.		А	6,16	6,966	7,955	9,103	10,386	11,781	9,275
10.		А	11,381	14,253	17,116	19,922	22,643	25,267	20,308
11.		А	9,572	12,595	15,52	18,338	21,046	23,641	18,724
12.		кВт	6,32	8,21	10	11,7	13,28	14,75	11,92
13.		кВт	0,213	0,334	0,482	0,653	0,843	1,05	0,678
14.		кВт	0,179	0,31	0,471	0,657	0,866	1,093	0,685
15.		кВт	0,032	0,041	0,05	0,058	0,066	0,074	0,06
16.		кВт	0,917	1,179	1,496	1,862	2,269	2,71	1,917
17.		кВт	5,4	7,03	8,51	9,83	11,01	12,04	10,01
18.		-	0,855	0,856	0,85	0,841	0,829	0,816	0,84
19.		-	0,841	0,872	0,885	0,889	0,889	0,885	0,89

Рабочие характеристики асинхронной машины , построенные по данным табл.2.3 приведены на рис.2.6.

Таблица 2.4

Результаты расчета рабочих характеристик асинхронной машины (генераторный режим)

кВт; В; n1=1500 мин ; А ; ;

№ п/п	Расчетная формула	Раз- мерность	Скольжение
			-0,03	-0,04	-0,05	-0,06	-0,07	-0,08
1.		Ом	22,84	17,13	13,7	11,42	9,79	8,57	14,22
2.		Ом	22,8	16,57	13,14	10,86	9,23	8	13,65
3.		Ом	2,783	2,783	2,783	2,783	2,783	2,783	2,783
4.		Ом	22,45	16,8	13,43	11,21	9,64	8,47	13,93
5.		А	9,8	13,09	16,38	19,63	22,83	25,96	15,79
6.		-	0,992	0,986	0,978	0,969	0,957	0,945	0,98
7.		-	0,124	0,166	0,207	0,248	0,289	0,328	0,2
8.		А	9,42	12,61	15,72	18,71	21,55	24,22	15,17
9.		А	6,27	7,23	8,45	9,93	11,65	13,58	8,21
10.		А	11,32	14,54	17,85	21,18	24,5	27,77	17,25
11.		А	10,05	13,43	16,79	20,12	23,41	26,62	16,19
12.		кВт	6,22	8,32	10,04	12,35	14,23	15,99	10,01
13.		кВт	0,21	0,348	0,524	0,738	0,987	1,269	0,489
14.		кВт	0,197	0,352	0,551	0,792	1,071	1,386	0,512
15.		кВт	0,009	0,022	0,041	0,69	0,107	0,154	0,037
16.		кВт	0,911	1,216	1,61	2,093	2,659	3,302	1,532
17.		кВт	7,13	9,54	11,99	14,44	16,89	19,29	11,54
18.		-	0,872	0,873	0,866	0,855	0,843	0,829	0,867
19.		-	0,832	0,868	0,881	0,883	0,88	0,872	0,879

Рабочие характеристики асинхронной машины , построенные по данным табл.2.4 приведены на рис.2.7.

Рис. 2.6 - Рабочие характеристики асинхронной машины (двигательный режим)

Рис. 2.7- Рабочие характеристики асинхронной машины (режим генератора)

2.9 Расчет пусковых характеристик

2.9.1 Расчет пусковых характеристик с учетом изменения параметров от эффекта вытеснения тока (без учета влияния насыщения)

Расчет пусковых характеристик для скольжений = 1; 0.8; 0.5; 0.2; 0.1; , вычисления по формулам приводятся для = 1.

69. Активное сопротивление обмотки ротора с учетом вытеснения тока при расчетной температуре 115:

удельное сопротивление алюминия Ом·м;

высота обмотки в пазу по рис. 5.9, [3] мм;

приведенная высота обмотки по (10.8) [3]

;

по рис. 10.1 для функция ;

глубина проникновения тока по (10.9) [3]

;

сечение паза ротора с учетом вытеснения тока

мм2

коэффициент увеличения активного сопротивления пазовой части стержня по (10.10) [3]

;

коэффициент увеличения активного сопротивления фазы ротора с учетом вытеснения тока по (10.20) [3]

;

приведенное активное сопротивление ротора с учетом влияния эффекта вытеснение тока по (10.23) [3]

Ом.

70. Индуктивное сопротивление обмотки ротора с учетом влияния эффекта вытеснения тока:

коэффициент уменьшения проводимости пазового рассеяния грушевидного полузакрытого паза ротора с учетом вытеснения тока = (с.114) [3] по рис. 10.2[3] для , уменьшение коэффициента магнитной проводимости пазового рассеяния с учетом вытеснения тока (с.369) [3]

;

коэффициент магнитной проводимости пазового рассеяния с учетом вытеснения тока (с.117) [3]

;

коэффициент уменьшения индуктивного сопротивления фазы ротора с учетом вытеснения тока по (10.25)

;

приведенное индуктивное сопротивление ротора с учетом влияния эффекта вытеснение тока по (10.24) [3]

Ом.

71. Пусковые параметры

по (10.40) [3] Ом ;

по (10.41) [3] .

72. Расчет токов с учетом влияния эффекта вытеснения тока для

по (10.43) [3]

Ом ;

Ом ;

приведенный ток ротора (приближенно) без учета влияния насыщения по (10.44) [3]

А ;

ток статора без учета влияния насыщения по (10.46)

А ;

относительные значение пускового тока и момента без учета насыщения по (10.47) [3]

= 76,35/20,3 = 3,76;

Результаты расчета пусковых характеристик двигателя с учетом изменения параметров от эффекта вытеснения тока (без учета влияния насыщения) приведены в табл.2.3

Таблица 2.3 Результаты расчета пусковых характеристик двигателя с учетом изменения параметров от эффекта вытеснения тока (без учета влияния насыщения)

№ п/п	Расчетная формула	Размер-ность	Скольжение
			1	0,8	0,5	0,2	0,1
1.		-	1,86	1,66	1,31	0,83	0,59	0,98
2.		-	0,7	0,4	0,16	0,05	0,02	0,1
3.		мм	17,16	20,84	25,15	27,78	28,6	26,5
4.		-	1,42	1,15	1,04	1,01	1,003	1,018
5.		-	1,19	1,07	1,018	1,005	1,001	1,008
6.		Ом	0,773	0,697	0,664	0,655	0,653	0,657
7.		-	0,8	0,86	0,93	0,97	0,98	0,95
8.		-	1,576	1,645	1,726	1,771	1,783	1,749
9.		-	0,959	0,971	0,986	0,994	0,996	0,99
10.		Ом	1,529	1,549	1,572	1,585	1,588	1,578
11.		Ом	1,334	1,434	1,898	3,878	7,185	2,943
12.		Ом	2,633	2,653	2,677	2,69	2,694	2,684
13.		А	74,53	72,94	67,04	46,61	28,67	55,24
14.		А	76,35	74,75	68,75	47,87	29,57	56,68
15.		-	3,76	3,68	3,39	2,36	1,46	2,79
16.		-	1,15	1,25	1,6	1,913	1,44	1,93

Таблица 2.4 Результаты расчета пусковых характеристик генератора с учетом изменения параметров от эффекта вытеснения тока (без учета влияния насыщения)

Поправки для генераторного режима
№ п/п	Расчетная формула	Размер-ность	Скольжение
			-1	-0,8	-0,5	-0,2	-0,1
11.		Ом	0,239	0,336	0,801	2,781	6,09	1,724
13.		А	83,2	82,25	78,73	56,86	33,04	68,97
14.		А	85,22	84,28	80,71	58,34	34,02	70,72
15.		-	4,94	4,89	4,68	3,38	1,97	4,1
16.		-	1,51	1,66	2,318	2,982	2,01	2,995

2.9.2 Расчет пусковых характеристик с учетом изменения параметро от эффекта вытеснения тока и насыщения от полей рассеяния

Расчет пусковых характеристик для скольжений = 1; 0.8; 0.5; 0.2; 0.1; , при этом используются значения токов и сопротивлений вычисленных с учетом влияния вытеснения тока для тех же скольжений.

73. Индуктивные сопротивления обмоток:

принимаем следующие значения коэффициентов насыщения для указанных выше скольжений ; 1,25; 1,20; 1,12; 1,15; 1,10;

средняя МДС обмотки статора, отнесенная к одному пазу по (10.26) [3]

А;

по (10.28) ;

фиктивная индукция потока рассеяния по (10.27) [3]

Тл,

по рис. 10.5 для Тл находим ;

коэффициент магнитной проводимости пазового рассеяния обмотки статора с учетом влияния насыщения по (10.35) [3]

,

уменьшение коэффициента проводимости пазового рассеяния для полузакрытого паза по (10.32) [3]

,

мм ,

величина дополнительного раскрытия паза статора по (10.29) [3]

мм ;

коэффициент магнитной проводимости дифференциального рассеяния обмотки статора с учетом насыщения по (10.37) [3]

;

индуктивное сопротивление фазы обмотки статора с учетом влияния насыщения (10.38) [3]

Ом;

коэффициент магнитной проводимости пазового рассеяния обмотки ротора с учетом влияния насыщения и вытеснения тока по (10.36) [3]

,

уменьшение коэффициента проводимости пазового рассеяния для закрытого паза ротора по (10.34) [3]

,

величина дополнительного раскрытия паза ротора по (10.33) [3]

мм;

коэффициент проводимости дифференциального рассеяния обмотки ротора с учетом насыщения по (10.37) [3]

;

приведенное индуктивное сопротивление фазы обмотки ротора с учетом влияния насыщения и вытеснения тока по (10.39) [3]

Ом ;

по (10.41) [3] коэффициент

.

74. Расчет токов и моментов

по (10.43) [3]

Ом

Ом

по (10.44) [3] А ;

по (10.46) [3]

А;

кратность пускового тока с учетом влияния эффекта вытеснения тока и насыщения (10.47)[3]

;

кратность пускового момента с учетом влияния вытеснения тока и насыщения по (10.47) [3]

;

номинальное скольжение и номинальный ток ротора находим из таблицы расчета рабочих характеристика, =0,061; =18,72 А;

полученный в расчете коэффициент насыщения

,

отличается от принятого менее чем на 10%.

Результаты расчета пусковых характеристик двигателя с учетом изменения параметров

от эффекта вытеснения тока и насыщения от полей рассеяния приведены в табл.2.4 и табл. 2.5

Таблица 2.4 Результаты расчета пусковых характеристик двигателя с учетом изменения параметров от эффекта вытеснения тока и насыщения от полей рассеяния

№ п/п	Расчетная формула	Размер-ность	Скольжение
			1	0,8	0,5	0,2	0,1
1.		-	1,30	1,25	1,20	1,10	1,05	1,16
2.		А	2728	2568	2267	1513	894	1745
3.		Тл	4,17	3,92	3,46	2,31	1,37	2,67
4.		-	0,55	0,60	0,65	0,8	0,92	0,75
5.		мм	3,69	3,28	2,87	1,64	0,657	2,05
6.		-	1,3	1,315	1,331	1,389	1,452	1,367
7.		-	0,857	0,935	1,013	1,247	1,434	1,169
8.		Ом	0,87	0,891	0,912	0,979	1,037	0,957

Подобные документы

• Энергия ветра

  Описания ветроэнергетики, специализирующейся на преобразовании кинетической энергии воздушных масс в атмосфере в любую форму энергии, удобную для использования в народном хозяйстве. Изучение современных методов генерации электроэнергии из энергии ветра.
  
  презентация [2,0 M], добавлен 18.12.2011
  

• Понятие ветроэнергетики

  Сущность и принципы ветроэнергетики как ее отдельной отрасли, специализирующейся на преобразовании кинетической энергии воздушных масс в атмосфере в другую форму энергии. География ее применения, а также основные закономерности работы оборудования.
  
  презентация [2,1 M], добавлен 18.10.2015
  

• Энергетика на нетрадиционных возобновляемых источниках энергии. Ветроэнергетика и ее будущее в России и мире

  Динамика развития возобновляемых источников энергии в мире и России. Ветроэнергетика как отрасль энергетики. Устройство ветрогенератора - установки для преобразования кинетической энергии ветрового потока. Перспективы развития ветроэнергетики в России.
  
  реферат [3,4 M], добавлен 04.06.2015
  

• Ветроэнергетика: использование энергии ветра

  История использования энергии ветра; современные методы генерации электроэнергии. Малая ветроэнергетика в России: экономические и экологические аспекты. Ветряные электростанции Германии; поставщики ветрогенераторов. Потенциал ветроэнергетики Китая.
  
  реферат [1,4 M], добавлен 15.06.2013
  

• Возобновляемые источники энергии и перспективы их использования в мире и России

  Классификация возобновляемых источников энергии. Современное состояние и перспективы дальнейшего развития гидро-, гелео- и ветроэнергетики, использование энергии биомассы. Солнечная энергетика в мире и в России. Развитие биоэнергетики в мире и в РФ.
  
  курсовая работа [317,6 K], добавлен 19.03.2013
  

• Расчет синхронного генератора

  Расчет пазов и обмотки статора, полюсов ротора и материала магнитопровода синхронного генератора. Определение токов короткого замыкания. Температурные параметры обмотки статора для установившегося режима работы и обмотки возбуждения при нагрузке.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 20.06.2014
  

• Ветроэнергетика Крыма и возможность использования ее объектов в рекреации

  История развития ветроэнергетики. Ветер как источник энергии. Типы ветроустановок. Физико-географические условия для строительства ветроэлектростанций. Основные этапы составления экскурсионного маршрута "Зелёная энергия на Щелкино". Программа экскурсии.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 19.04.2012
  

• Проектирование асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором

  Расчет рабочих характеристик асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором. Определение числа пазов статора, витков в фазе обмотки сечения провода обмотки статора. Расчёт размеров зубцовой зоны статора и воздушного зазора. Расчёты основных потерь.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 10.01.2011
  

• Ветровые генераторы

  Применение ветровых генераторов для производства электроэнергии, их виды, преимущества как альтернативных электростанций, недостатки. Оборудование для преобразования кинетической энергии ветра в механическую; инфраструктура и ресурсы ветроэнергетики.
  
  презентация [338,4 K], добавлен 30.11.2011
  

• Проектирование асинхронного двигателя 22 кВт

  Определение размеров и выбор электромагнитных нагрузок асинхронного двигателя. Выбор пазов и типа обмотки статора. Расчет обмотки и размеры зубцовой зоны статора. Расчет короткозамкнутого ротора и магнитной цепи. Потери мощности в режиме холостого хода.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 10.09.2012
  

• Преобразовании механической энергии

  Генератор - машина, преобразующая механическую энергию в электрическую. Принцип действия генератора. Индуктирование ЭДС в пелеобразном проводнике, вращающемся в магнитном поле. График изменения индуктированного тока. Устройство простейшего генератора.
  
  конспект урока [385,8 K], добавлен 23.01.2014
  

• Ветроэнергетика сегодня в России и за рубежом

  Ветер как источник энергии. Принципы преобразования энергии ветра и работы ветродвигателя. Принцип действия ветряных электростанций. Принцип работы ветроколеса. Положительные и отрицательные стороны развития ветроэнергетики сегодня в России и за рубежом.
  
  курсовая работа [944,9 K], добавлен 08.12.2014
  

• Расчёт и конструирование электрической машины

  Определение главных размеров электромагнитных загрузок, числа пазов статора и ротора, витков в фазе обмотки и зубцовой зоны. Расчет магнитной цепи статора и ротора. Параметры асинхронного двигателя. Определение потерь и коэффициента полезного действия.
  
  курсовая работа [956,2 K], добавлен 01.06.2015
  

• Проектирование трехфазного асинхронного электродвигателя

  Выбор главных размеров трехфазного асинхронного электродвигателя. Определение числа пазов, витков и сечения провода обмотки статора. Расчет размеров зубцовой зоны статора и воздушного зазора. Расчет короткозамкнутого ротора, намагничивающего тока.
  
  курсовая работа [285,6 K], добавлен 14.03.2009
  

• Электромагнитный расчет

  Определение Z1, W1 и площади поперечного сечения провода обмотки статора. Расчет размеров зубцовой зоны статора и воздушного зазора. Напряжение на контактных кольцах ротора при соединении обмотки ротора в звезду. Сечение проводников обмотки ротора.
  
  реферат [383,5 K], добавлен 03.04.2009
  

• Электродвигатель трехфазный асинхронный с короткозамкнутым ротором

  Электромагнитный расчет трехфазного асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором. Выбор главных размеров, определение числа пазов статора и сечения провода обмотки. Расчет размеров зубцовой зоны статора, ротора, намагничивающего тока.
  
  курсовая работа [3,0 M], добавлен 28.04.2014
  

• Виды электростанций

  Актуальность поиска нетрадиционных способов и источников получения энергии, в особенности возобновляемых. Эксплуатация малых гидроэлектростанций, развитие промышленной ветроэнергетики. Характеристика солнечных, приливных и океанических электростанций.
  
  курсовая работа [487,3 K], добавлен 15.12.2011
  

• Синхронный генератор

  Свойства и характеристики синхронного генератора. Потеря энергии при преобразовании в синхронном генераторе механической энергии в электрическую. Устойчивость и увеличение перегрузочной способности генератора. Особенности параллельной работы генератора.
  
  реферат [206,4 K], добавлен 14.10.2010
  

• Имитационное моделирование потребителя электрической энергии мощностью 45 кВт

  Расчет параметров схемы замещения трехфазного асинхронного двигателя. Анализ его поведения при различных режимах работы. Построение электромеханической характеристики тока обмотки ротора и статора. Имитационное моделирование АД в программной среде MatLab.
  
  курсовая работа [4,0 M], добавлен 12.06.2015
  

• Анализ асинхронного двигателя 4А200L8У3

  Описание конструкции, условного обозначения асинхронного двигателя 4А200L8У3 и его эксплуатационных параметров. Определение фазных зон и схемы обмотки статора. Построение схемы замещения двигателя и определение ее параметров. Обоснование схемы обмотки.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 06.09.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам