Untersuchung der Verschleißmechanismen bei ...Abnutzung ist nach DIN 31051 der Abbau des Abnutzungsvorrates, hervorgerufen durch chemische und/oder physikalische Vorgänge. Titel:

Projekt Nr.: 1304301Was3 Anzahl Seiten: 60 Anzahl Abbildungen: 20

Untersuchung der Verschleißmechanismen bei Blindleistungslastwechseln an Generatoren

08/2014

Abschlussbericht

Erstellt von:

SENSOPLAN GmbH

Dipl.-Ing. (BA) Claus Preiser

Gewerbestr. 6 79801 Hohentengen a.H.

Tel.: +49 7742 9298-24 Fax: +49 7742 9298-10

Email: [email protected]

Für:

VGB PowerTech e.V.

Klinkestraße 27-31

45136 Essen

26.08.2014

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PROJEKT NUMMER:

1304301Was3

TITEL: Untersuchung der Verschleißmechanismen bei Blindleistungslastwechseln an Generatoren - 08/2014

INDEX DATUM NAME ÄNDERUNG GEPRÜFT DATUM

0 26.08.2014 Pre Zur Durchsicht Vos 27.08.2014

1 29.09.2014 Vos Änderungen gemäß Abschlussbesprechung Pre 30.09.2014

2 13.11.2014 Vos Abstract eingefügt Was 21.11.2014

3 11.12.2014 Vos Deckblatt und Kopfzeile angepasst Was 11.12.2014

Titel: Untersuchung der Verschleißmechanismen bei Blindleistungslastwechseln an Generatoren - 08/2014

Für: VGB PowerTech e.V. Projektnr.: 1304301Was3 Datum: 26.08.2014


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Zusammenfassung Aufgrund der gestiegenen Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien sind heute vermehrt Lastwechsel und Spannungsschwankungen in den Netzen feststellbar. Der damit einhergehende Bedarf an induktiver und kapazitiver Blindleistung am Netzanschlusspunkt muss von den Kraftwer-ken bereitgestellt werden. Die Änderung von Blindleistung führt unter anderem zu einer erhöhten Beanspruchung des Generators welcher damit einem höheren Verschleiß ausgesetzt ist. Im Rahmen eines Forschungsprojekts hat SENSOPLAN für VGB PowerTech e.V. die Auswirkun-gen von Blindleistungsänderungen auf den Verschleiß an Generatoren untersucht. Dabei wurde exemplarisch der folgende Lastfall betrachtet: Betrieb mit voller Nennwirkleistung ohne Blindleis-tung Leistungsänderung auf volle Nennscheinleistung Leistungsänderung zurück auf volle Nennwirkleistung ohne Blindleistung. Es wurden Alterungsmechanismen exemplarisch am Beispiel eines luftgekühlten Generators im Leistungsbereich von 150 - 350 MVA analysiert und bzgl. zu-sätzlichen Instandhaltungsaufwands bewertet. Die Ergebnisse dieser Untersuchung sind vom De-sign des untersuchten Generators abhängig. Würden andere Generatoren untersucht dann unter-scheiden sich die Ergebnisse abhängig von deren individuellem Design. Untersucht wurden die folgenden Verschleißmechanismen:

• Mechanische Wechselbelastung der hoch belasteten Bereiche des Rotorwicklungskupfers • Mechanische Wechselbelastung des Schrumpfsitzes zwischen Rotorkappe und Rotorballen • Dehnungsbehinderungen im Statorwickelkopf durch thermische Ausdehnung / Kontraktion

relativ zu Blechpaket / Pressplatte • Setzeffekte in der Statornut, die zu Lockerungen der Nutverkeilung führen

Die durchgeführten Berechnungen zeigen, dass die Hauptschädigungen nicht durch die untersuch-ten Lastwechsel bei Blindleistungsänderung sondern durch den Start-Stopp-Betrieb verursacht werden. Allerdings beeinflusst die untersuchte Blindleistungsänderung die Lebensdauer des aus-gewählten Generators für die beiden folgenden Komponenten signifikant:

Rotorzahn im Schrumpfsitzbereich o Berechnete Lebensdauer Start-Stopp-Betrieb: 195 Starts o Berechnete Lebensdauer Lastwechsel: 490 Lastwechsel

Eckverbinder der Rotorwicklung o Berechnete Lebensdauer Start-Stopp-Betrieb: 100 Starts o Berechnete Lebensdauer Lastwechsel: 700 Lastwechsel

Da die Lebensdauer dieser Komponenten durch zwei unterschiedliche Schadensmechanismen in ihrer Lebensdauer beeinflusst wird, wurde die Lebensdauerausnutzung mit der Hypothese der li-nearen Schadensakkumulation nach Palmgren-Miner bewertet. Grundlage für die Ermittlung der zusätzlichen Wartungskosten je Lastwechsel für den Verschleiß-mechanismus Rotorzahn im Schrumpfsitzbereich ist die sog. „LongRing“-Modifikation mit ge-schätzten Kosten von ca. 600.000,-- EUR. Grundlage für die Ermittlung der zusätzlichen War-tungskosten je Lastwechsel für den Verschleißmechanismus Eckverbinder der Rotorwicklung ist eine Neuwicklung des Rotors mit neuem Kupfer mit geschätzten Kosten von ca. 1.500.000,-- EUR. Damit ergeben sich die zusätzlichen Wartungskosten je Lastwechsel wie folgt:

Rotorzahn im Schrumpfsitzbereich: ca. 1.220,- EUR pro Lastwechsel

Eckverbinder der Rotorwicklung: ca. 2.140,- EUR pro Lastwechsel




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Abstract

Due to the increased supply of electricity originating from renewable energy sources, changing load conditions and voltage fluctuations occur more and more frequently in the grid today. The re-sulting increased demand for inductive and capacitive reactive power needs to be delivered by power plants at the grid connection point. Reactive load changes can result in increased stresses for the generator and therefore in additional wear. On the request of VGB PowerTech e.V. SENSOPLAN performed a study, which examines the ef-fects of reactive load changes on the wear of generators. For that purpose, the following load cycle was considered: Operating at full active power without reactive power change to full apparent power change back to full active power without reactive power. Ageing mechanisms were ex-emplarily analyzed for a specific air-cooled generator series with a rating of 150 - 350 MVA, and the related additional maintenance effort was evaluated. The result of this study accordingly is based on the particular design of the selected generator series. For a different generator model the results can differ depending on design particulars. The following ageing mechanisms were analyzed:

• Alternating mechanical load in the highly stressed areas of the rotor winding copper • Alternating mechanical load in the shrink seat area between retaining ring and rotor body • Blocked expansion of the stator end winding due to thermal expansion / contraction relative

to the core / press plate • Settlement effects in the stator slots causing loosening of the slot wedges

The performed calculations reveal that the main damage mechanism on the generator is basically driven by start stop cycles and not due to the reactive load cycles analyzed in this study. However, for the following two components the reactive load cycle has a significant influence on the deterio-ration of the generator:

Rotor tooth in the shrink seat area o Calculated life time in terms of start stop cycle: 195 starts o Calculated life time in terms of load cycles: 490 load cycles

Rotor end winding connections (corners) o Calculated life time in terms of start stop cycle: 100 starts o Calculated life time in terms of load cycles: 700 load cycles

Since the life time of these components are determined by two different damage mechanisms the life time utilization was calculated by using the Palmgren-Miner linear damage hypothesis. Basis for calculating the additional maintenance effort related to the load cycles for the rotor tooth in the shrink seat area is the so called „LongRing“-modification with estimated expenses of approx-imately 600,000.-- EUR. Basis for calculating the maintenance effort related to the load cycles for the rotor end winding connections is a rewind of the rotor with new copper with estimated expens-es of approximately 1,500,000.-- EUR. Consequently, the additional maintenance expenses per load cycle are as follows:

Rotor tooth in the shrink seat area: approx. 1,220.-- EUR per load cycle

Rotor end winding connections (corners): approx. 2,140.-- EUR per load cycle




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Inhalt

1 Aufgabenstellung ........................................................................................................... 6

2 Umfang der Untersuchung ............................................................................................. 6

3 Liste der Abkürzungen: .................................................................................................. 7

4 Problemstellung / Einleitung ........................................................................................... 8

5 Schadensmechanismen ................................................................................................. 8

6 Durchgeführte Untersuchungen ................................................................................... 12

6.1 Betrachtung kapazitiver Betrieb ............................................................................ 12 6.2 Bewertung Setzeffekte in Statornut....................................................................... 13 6.3 Berechnete Leistungspunkte FEA ........................................................................ 14

6.3.1 Lastfälle ............................................................................................................ 14 6.3.2 Zyklischer Betrieb ............................................................................................. 15 6.3.3 Lebensdauerbewertung .................................................................................... 15

6.4 Temperaturberechnung ........................................................................................ 16 6.4.1 Leitertemperaturen Rotor .................................................................................. 16 6.4.2 Stabtemperaturen Stator................................................................................... 17

6.5 FE-Berechnungen Rotorkappe/Rotorzahn ............................................................ 18 6.5.1 FE-Modell ......................................................................................................... 18 6.5.2 Lastfälle ............................................................................................................ 19 6.5.3 Ergebnisse ....................................................................................................... 20 6.5.4 Bewertung ........................................................................................................ 22 6.5.5 Mögliche Maßnahmen und Risiko ..................................................................... 22

6.6 FE-Berechnungen Wicklungsanschluss kurzer Leiter ........................................... 23 6.6.1 FE-Modell ......................................................................................................... 23 6.6.2 Lastfälle ............................................................................................................ 23 6.6.3 Ergebnisse ....................................................................................................... 24 6.6.4 Bewertung ........................................................................................................ 26 6.6.5 Mögliche Maßnahmen und Risiko ..................................................................... 26

6.7 FE-Berechnungen Rotorwickelkopf ...................................................................... 27 6.7.1 FE-Modell ......................................................................................................... 27 6.7.2 Lastfälle ............................................................................................................ 27 6.7.3 Ergebnisse ....................................................................................................... 29 6.7.4 Bewertung ........................................................................................................ 30 6.7.5 Mögliche Maßnahmen und Risiko ..................................................................... 30

6.8 FE-Berechnungen Statorwickelkopf ...................................................................... 31 6.8.1 FE-Modell ......................................................................................................... 31 6.8.2 Lastfälle ............................................................................................................ 31 6.8.3 Ergebnisse ....................................................................................................... 32 6.8.4 Bewertung ........................................................................................................ 33 6.8.5 Mögliche Maßnahmen und Risiko ..................................................................... 33

6.9 Übersicht Bewertung Lebensdauer ....................................................................... 34

7 Wartungsbedarf und -aufwand ..................................................................................... 35

7.1 Rotorzahn im Schrumpfsitzbereich ....................................................................... 35 7.2 Eckverbinder der Rotorwicklung im Wickelkopf .................................................... 36

8 Ergebnisse ................................................................................................................... 37

9 Quellenverzeichnis ....................................................................................................... 39

10 Liste der verwendeten Abbildungen ............................................................................. 40




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1 Aufgabenstellung

Aufgrund der gestiegenen Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien sind heute vermehrt Lastwechsel und Spannungsschwankungen in den Netzen feststellbar. Der damit einhergehende Bedarf an induktiver und kapazitiver Blindleistung am Netzanschlusspunkt muss von den Kraftwer-ken bereitgestellt werden. Die Änderung von Blindleistung führt unter anderem zu einer erhöhten Beanspruchung des Generators welcher damit einem höheren Verschleiß1 ausgesetzt ist. Im Rahmen eines Forschungsprojekts hat SENSOPLAN für VGB PowerTech e.V. die Auswirkun-gen von Blindleistungsänderungen auf den Verschleiß an Generatoren untersucht. Dabei wurde exemplarisch der folgende Lastfall betrachtet: Betrieb mit voller Nennwirkleistung ohne Blindleis-tung Leistungsänderung auf volle Nennscheinleistung Leistungsänderung zurück auf volle Nennwirkleistung ohne Blindleistung. Es sollen die relevanten und dominierenden Alterungsmechanismen analysiert und bzgl. zusätzli-chen Instandhaltungsaufwands bewertet werden. Die Untersuchungen wurden am Beispiel eines luftgekühlten Generators im Leistungsbereich von 150 - 350 MVA durchgeführt.

2 Umfang der Untersuchung

Rotor:

• Mechanische Wechselbelastung der hoch belasteten Bereiche des Wicklungskupfers (d.h. Ecklötstellen und Tangentialbügel) und des Wicklungsanschlusses („J-Strap“) durch ther-mische Ausdehnung / Kontraktion der Wicklung relativ zum Rotorballen (Finite Elemente-Modellierung, Bestimmung der auftretenden Belastungen und der LCF-Lebensdauer für den vorliegenden Lastfall).

• Mechanische Wechselbelastung des Schrumpfsitzes zwischen Rotorkappe und Rotorballen durch thermische Ausdehnung / Kontraktion der Wicklung relativ zum Rotorballen (Finite Elemente-Modellierung, Bestimmung der auftretenden Belastungen und der LCF-Lebensdauer für den vorliegenden Lastfall).

Stator:

• Dehnungsbehinderungen im Wickelkopf durch thermische Ausdehnung / Kontraktion relativ

zu Blechpaket / Pressplatte (Analogie-Abschätzung der Folgen bzgl. Abrieb und Verschleiß an den Kontaktstellen unter Verwendung von detaillierten Untersuchungs- und Berech-nungsergebnissen).

• Setzeffekte in der Nut, die zu Lockerungen der Nutverkeilung führen (Abschätzungen, evtl. Materialversuche).

• Diskussion möglicher Verschleißmechanismen bei untererregter Fahrweise (kapazitiver Be-trieb).

1 Der Begriff Verschleiß wird im Rahmen dieses Forschungsprojekts im Sinne von Abnutzung

verwendet. Abnutzung ist nach DIN 31051 der Abbau des Abnutzungsvorrates, hervorgerufen

durch chemische und/oder physikalische Vorgänge.




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Dokumentation

• Auswertung der Untersuchungen (inkl. Teiluntersuchungen). • Bewertung bzgl. zusätzlicher Alterung und daraus folgenden Wartungsbedarf am Generator

durch den beschriebenen Blindleistungswechsellastfall im Vergleich zum reinen Wirkleis-tungsbetrieb.

• Abschätzung des entsprechenden zusätzlichen Wartungsaufwands in € pro Lastfall Liefergrenzen / nicht betrachtet wurden:

• Erregeranlage inkl. Kohlebürsten. • Oben nicht aufgelistete Schadensmechanismen, Komponenten und Bauteile des Genera-

tors. • Rein thermische Effekte während des konstanten Betriebs bei Nennscheinleistung. • Kapazitiver Betrieb (außer Diskussion möglicher Verschleißmechanismen). • Drehwerksbetrieb

3 Liste der Abkürzungen:

FE(A) Finite Elemente (Analyse) EPG Verbundwerkstoff LCF Low cycle fatigue (Ermüdung durch geringe Zyklenanzahl) LF Lastfall Usum Summenverschiebung J-Strap Wickelungsanschluss Rotor Nenn Nennpunkt Wirk Wirkleistung Blind Blindleistung




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4 Problemstellung / Einleitung

Es wurden die Auswirkungen von Blindleistungsänderungen auf den Verschleiß am Generator untersucht. Dabei wurde exemplarisch der folgende Lastfall betrachtet: Betrieb mit voller Nenn-wirkleistung ohne Blindleistung Leistungsänderung auf volle Scheinleistung Leistungsände-rung zurück auf volle Nennwirkleistung ohne Blindleistung. Die berechneten Leistungspunkte sind in Abb. 1 dargestellt.

5 Schadensmechanismen

Unabhängig von dem in §4 beschriebenen Lastwechseln sollen hier mögliche Schadensmecha-nismen im Generator aufgrund Lastbetrieb und Lastwechseln diskutiert werden. Diese Schadens-mechanismen werden hauptsächlich durch mechanische und thermische Lasten hervorgerufen. Für eine thermo-mechanische Belastung ist das gleichzeitige (gekoppelte) Auftreten beider Belas-tungen erforderlich, um die entsprechende Schädigung zu verursachen. Folgende Schadensmechanismen sind denkbar:

• Aufgrund hoher statischer mechanischer Belastung o Verformung (plastisch) von Komponenten o Bruch / Versagen der Bauteile

• Aufgrund zyklischer (veränderlicher) mechanischer Belastung o Abrieb / Verschleiß o Lockerungen auch als Folge von Abrieb o Ermüdung (Anriss), als Folge daraus ergibt sich das Versagen des Bauteils

• Aufgrund hoher thermischer Belastung o Alterung (Änderung / Verschlechterung von Materialeigenschaften) o Thermische Überlastung (Zerstörung des Werkstoffes)

• Aufgrund zyklischer (veränderlicher) thermischer Belastung o Ermüdung (Anriss), als Folge daraus ergibt sich das Versagen des Bauteils

Die beschriebenen mechanischen und thermischen Belastungen resultieren aus dem Lastbetrieb und durchgeführten Lastwechseln und sind direkt von Stator- und Rotorstrom abhängig.

• Änderung des Statorstroms o Änderung der Temperaturen im Stator (direkter Einfluss auf Statorwicklung, indirekt

auf Wicklungsabstützung und Blechpaket) o Temperaturänderungen im Stator können Dehnungsbehinderungen verursachen,

die sich in einer mechanischen Belastung ausdrücken (statisch als auch zyklisch) o Änderung der elektro-magnetischen Kräfte in der Statorwicklung (100 Hz-Kräfte),

Einfluss insbesondere im Statorwickelkopf • Änderung des magnetischen Flusses (direkter Einfluss auf das Blechpaket und indirekter

Einfluss auf dessen Aufhängung) • Änderung des Rotorstroms

o Änderung der Temperaturen im Rotor (direkter Einfluss auf Rotorwicklung, indirekt auf Wicklungsabstützung und Rotorkörper)

o Temperaturänderungen im Stator können Dehnungsbehinderungen verursachen, die sich in einer mechanischen Belastung ausdrücken (statisch als auch zyklisch)

• Ein hoher Stator- oder Rotorstrom bewirkt damit auch immer eine hohe statische Belas-tung.




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• Eine Veränderung von Stator- oder Rotorstrom bewirkt eine zyklische (veränderliche) Be-lastung.

Die folgenden zwei Tabellen listen mögliche Schadensmechanismen für Stator und Rotor auf, wo-bei

die Auflistung von Schadensmechanismen bei Lastbetrieb und bei Lastwechseln gilt,

Schadensmechanismen bei Start-Stopp-Betrieb nicht betrachtet worden sind und

Turnbetrieb nicht berücksichtigt wurde. Schadensmechanismen Stator

Bauteil Ursache mechanisch thermisch Thermo-

mechanisch

Blech Veränderlicher Statorstrom

Abrieb, Verformung

Blechisolation Hoher Stator-strom

Abrieb Alterung

Schichtbalken Hoher Stator-strom, Hoher magneti-scher Fluß

Thermische Überlastung

Schichtbalkenisolati-on

Hoher Stator-strom, Verän-derlicher Sta-torstrom

Abrieb

Spannbolzen, Spannbolzenisolati-on

Veränderlicher Statorstrom

Abrieb

Pressplatte, Press-finger, im Bereich der Abtreppung Blech und Wicklung

Kapazitiver Betrieb, hoher Statorstrom, hohe magneti-sche Felder

Thermische Überlastung

Wicklung, Nutfüllung, Wickelkopfabstüt-zung

Hoher Statorstrom, induktiver Be-trieb

Versagen von Klebeverbin-dungen und Abstützelemen-ten im Wickel-kopf, Ermüdung

Alterung Ermüdung der Wellfedern, Alterung Wick-lungsisolation

Wicklung, Nutfüllung, Wickelkopfabstüt-zung

Veränderlicher Statorstrom

Abrieb, Ablö-sung Isolations-hülse vom Kup-fer, Versagen von Klebever-bindungen

Wicklung, Wickel-kopfabstützung

Schwingungen aufgrund hohen Statorstroms, evtl. Reso-nanznähe

Abrieb / Ver-schleiß der Iso-lation, Lockerung, Er-müdung




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Gehäuse Hoher Stator-strom, Schwin-gungen auf-grund hohen Statorstroms

Ermüdung

Flexverbinder Hohe Stator-strom Statorstromän-derungen

Ermüdung

Ausleitung Hoher Stator-strom

Ermüdung, Abrieb

Alterung

Schadensmechanismen Rotor

Bauteil Ursache mechanisch thermisch elektrisch

Alle Isolationskom-ponenten

Hoher Erre-gerstrom

Alterung

Alle Isolationskom-ponenten

Veränderlicher Erregerstrom

Abrieb, Ermü-dung Nutaustritt

Windungs-schluss, Erd-schluss

Zwischenisolation Hoher Erre-gerstrom

Versagen von Klebeverbin-dungen auf-grund von axial Kräften

Alterung

Wickelkopfabstüt-zung

Hoher und veränderlicher Erregerstrom

Abrieb, Belas-tung durch ho-he Axialkräfte

Alterung

Wicklungskupfer, Wicklungsanschluss, Polverbinder

Veränderli-che/r Erreger-strom und Drehzahl

Ermüdung, Verformung, Abrieb

Rotorkörper Veränderli-che/r Erreger-strom und Drehzahl

Abrieb, Ermü-dung

Schrumpfsitz – Top Tooth

Veränderli-che/r Erreger-strom und Drehzahl

Ermüdung

Kappe Veränderli-che/r Erreger-strom und Drehzahl

Ermüdung




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Keile Veränderli-che/r Erreger-strom und Drehzahl

Ermüdung

Schleifringe und Bürsten

Hoher Erre-gerstrom

Verschleiß, Abrieb

Alterung




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6 Durchgeführte Untersuchungen

6.1 Betrachtung kapazitiver Betrieb

Durch kapazitiven, also unterregten Betrieb entstehen im Endbereich des Generatorstators große Streufelder, welche zu unzulässigen Erwärmungen führen können. Die Ursache dieser Erwärmun-gen sind große axiale Komponenten der magnetischen Streufelder im Wickelkopfbereich. Die Grö-ße dieser Flusskomponenten ist im Wesentlichen abhängig von der Betriebsweise des Generators. Anhand der entsprechenden magnetischen Flussverhältnisse für verschiedene Lasten kann dieser Zusammenhang erklärt werden (Abb. 2). Bei Leerlauf wirkt lediglich eine magnetische Flusskom-ponente ϕErr, hervorgerufen von der Erregerwicklung. Wird der Generator hingegen belastet, so wirkt zusätzlich eine weitere magnetische Flusskomponente hervorgerufen von der Statorwicklung ϕSt. Bei induktivem Betrieb schwächt die magnetische Flusskomponente des Stators die Erreger-flusskomponente, wohingegen diese bei kapazitivem Betrieb durch die Statorflusskomponente verstärkt wird. Dementsprechend stellt sich bei kapazitivem Betrieb eine größere Axialkomponente des magnetischen Gesamtflusses ϕGES als bei induktivem Betrieb ein. Dieser gravierende Unter-schied wurde in [1] durch exemplarische Induktionsmessungen bei verschiedenen Betriebspunkten nachgewiesen. Folge dieser hohen Axialkomponente des magnetischen Gesamtflusses ϕGES sind Wirbelstromver-luste im Endbereich des Generators. Die Wirbelstromverluste sind für einen magnetischen Fluss der senkrecht zur Blechung verläuft (axialer Fluss), um das 100-fache größer als für einen magne-tischen Fluss der parallel zur Blechung verläuft. Der Grund für die wesentlich höheren Verluste liegt darin, dass die Axialflusskomponente im rechten Winkel auf den Endbereich auftritt und sich Wirbelströme in einer deutlich größeren Angriffsfläche ausbilden können als bei der radialen Luft-spaltflusskomponente. Dementsprechend kommt für die Axialkomponente des magnetischen Flus-ses im Gegensatz zur Luftspaltflusskomponente die eigentliche Wirkung der Blechung nicht zum Tragen [2]. Als Resultat dieser Wirbelströme treten zusätzliche Erwärmungen im Endbereich des Blechpa-ketes auf, die die Blechpaket- sowie Stabisolation beschädigen können. In der Folge kann dies zu einem Eisenbrand oder Erdschluss führen. Diese Schädigung wird durch die absolute Tempera-turhöhe und Verweildauer definiert und nicht über die Anzahl der durchgeführten Lastwechsel. Mögliche Maßnahmen gegen das Auftreten und die Folgen der Axialkomponente des magneti-schen Gesamtflusses ϕGES im Endbereich des Blechpaketes sind [3]:

Schlitzung des Zahnbereich des Blechpaketes

Abtreppung Teilpakete im Endbereich

Dünnere Teilblechpakete im Endbereich zur Verbesserung der Kühlung

Schirmung (Flux-Shield) der Endbereiche des Generators




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6.2 Bewertung Setzeffekte in Statornut

Treten Setzeffekte an den Komponenten in der Statornut auf, so kommt es zu erhöhten Bewegun-gen (Schwingungen) der Statorstäbe und zu erhöhtem / beschleunigtem Verschleiß / Abrieb der Hauptisolation, ggfs auch „Vibration Sparking“. Setzeffekte können verursacht werden durch:

hohe mechanische Belastungen auf den Komponenten,

hohe und länger andauernde Temperaturbelastung. Die Kräfte in der Statornut sind in den untersuchten Betriebspunkten klein. Eine Schädigung bzw. Setzeffekte durch die elektromagnetischen Kräfte in der Statornut tritt nicht auf. Eine Alterung durch Temperaturbelastung ist denkbar. Abb. 3 zeigt eine exemplarische Kurve der Volumenabnahme von EPG-Materialien für zwei Temperaturen. Darin lässt sich die Abhängigkeit von Temperatur und Zeit erkennen, wobei eine erkennbare Änderung erst ab einem Schwellwert stattfindet. In [4] wird die Alterung von Isolationsmaterialien (Oxidationsprozess, der zur Versprödung und Delamination führt) diskutiert, die nach dem Arrhenius-Gesetz beschrieben werden kann. Dabei ist die Alterung der Materialien hauptsächlich durch die Höhe und Dauer der Temperatur bestimmt: Eine Erhöhung der Temperatur von 10 K bewirkt eine Reduktion der Lebensdauer um 50%. Wich-tig ist, dass auch hier die Alterung erst ab einem Schwellwert beginnt, liegt die Betriebstemperatur darunter findet keine Alterung / Schädigung statt. Insgesamt werden die Setzeffekte in der Statornut durch Alterung bei hoher Temperatur oberhalb eines Schwellwertes und Dauer bestimmt und kann nicht auf den Einfluss von Lastwechseln zu-rückgeführt werden.




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6.3 Berechnete Leistungspunkte FEA

6.3.1 Lastfälle

In Abb. 1 ist das Leistungsdiagramm des genutzten Generators und die berechneten Leistungs-punkte dargestellt. Die folgenden Lastfälle wurden in den verschiedenen FE-Berechnungen be-rechnet:

# Name Beschreibung Drehz Wirk Blind

1 Stillstand Stillstand (Stationärer Temperaturzustand)

0 0 0

2 Nenn kalt Nenndrehzahl kalt Direkt nach Anfahren, ohne Leistung (Stationärer Temperaturzustand)

Nenn 0 0

3 Aufheizen Wirk

Aufheizen auf reine Wirkleistung

Nenn kalt cosφ=1 (Instationärer Temperaturzustand)

Nenn Nenn 0

4 Wirkleistung Reiner Wirkleistungsbetrieb cosφ=1 (Stationärer Temperaturzustand)

Nenn Nenn 0

5 Aufheizen Nenn

Aufheizen auf volle Scheinleistung

cosφ=1 Nennpunkt (Instationärer Temperaturzustand)

Nenn Nenn Nenn

6 Nennpunkt Volle Scheinleistung Nennpunkt (Stationärer Temperaturzustand)

Nenn Nenn Nenn

7 Abkühlen Wirk

Abkühlen auf reine Wirkleistung

Nennpunkt cosφ=1 (Instationärer Temperaturzustand)

Nenn Nenn 0

8 Abkühlen kalt

Abkühlen auf Nenndrehzahl kalt

cosφ=1 Nenn kalt (Instationärer Temperaturzustand)

Nenn 0 0

Tabelle 1: berechnete Lastfälle

Abkürzungen: Drehz Drehzahl Wirk Wirkleistung Blind Blindleistung Nenn Nennwert der Drehzahl bzw. Blind- oder Wirkleistung im Nennpunkt Stationäre Zustände: Der Leistungspunkt wurde so lange unverändert betrieben, dass sich die

Temperaturen der Bauteile von Rotor und Stator nicht mehr ändern. Instationäre Zustände: Der Leistungspunkt wurde erst angefahren. Durch die unterschiedliche

Kühlung der Bauteile von Rotor und Stator ändern sich die Bauteiltempe-raturen nicht gleichmäßig. Die dadurch entstehenden Temperaturunter-schiede führen dann zu vorrübergehenden Relativverschiebungen zwi-schen den Bauteilen, bis sich der stationäre Zustand einstellt.




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6.3.2 Zyklischer Betrieb

Um eine zyklische LCF-Bewertung durchzuführen, müssen die einzelnen Lastfälle miteinander kombiniert werden. Dadurch können die Mittelspannungen und Spannungsamplituden berechnet und die Lebensdauer ermittelt werden. Die folgenden Lastfallkombinationen wurden bei der zyklischen Bewertung der FEA-Ergebnisse untersucht: (Lastfälle im Leistungsdiagramm siehe Abb. 1):

Die Lastfälle LF 1-4 und LF 8 sind Bestandteile des zyklischen Start-Stopp-Betriebes auf reine Wirkleistung: „Stillstand Nenndrehzahl kalt reine Wirkleistung Nenndrehzahl kalt Stillstand“

Die Lastfälle LF 4-7 sind Bestandteile des zyklischen Lastwechsel-Betriebs durch Blindleis-tungsänderung zwischen reiner Wirkleistung und voller Scheinleistung im Nennpunkt:

„reine WirkleistungNennpunkt reine Wirkleistung“ Bei den hier betrachteten Lastfällen spielt die Verweildauer in den stationären Betriebszuständen keine Rolle. Daher sind auch die untersuchten Lastwechsel unabhängig von der Verweildauer in den stationären Betriebszuständen.

6.3.3 Lebensdauerbewertung

In den Abschnitten 6.3.1 und 6.3.2 sind zwei Lastfallkombinationen beschrieben worden, die Ein-fluss auf die Lebensdauer der Bauteile haben können. Da beide Lastfallkombinationen unabhängig voneinander schädigend wirken muss deren Häufigkeit und Schädigungseinfluss akkumuliert wer-den. Dazu wird die Hypothese der linearen Schadensakkumulation nach Palmgren-Miner ange-wendet. Der Lebensdauerverbrauch wurde nur mit den oben aufgeführten Lastfallkombinationen ermittelt. Demnach gilt für die LCF-Bewertung

En

Nn

i

i

ni aufgetretenen / verbrauchten Zyklenzahlen für Lastfallkombination i. Ni berechnete Lebensdauer bis zum technischen Anriss für Lastfallkombination i.

Wenn E 1, Eintritt der Schädigung (technischer Anriss2), d.h. die Lebensdauer ist verbraucht. Beispiel: Die zulässige Zyklenzahl eines Generator-Bauteils beträgt gemäß Berechnung 10.000 Zyklen für den Start-Stopp-Betrieb und 50.000 Zyklen für die Lastwechsel.

Hat der Beispiel-Generator bereits 1.500 Starts und 17.500 Lastwechsel (wie unter 6.3.1 Zykli-scher Betrieb beschrieben) gefahren, gilt:

2 „Als technischer Anriss gilt eine rissartige Werkstofftrennung, die mit optischen

Hilfsmitteln oder zerstörungsfreien Prüfverfahren erkennbar ist.“ AD 2000-Merkblatt S 2, Ausg. 10.2004 [4]




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50,0000.50

500.17

000.10

500.1E

In diesem Fall beträgt E = 0,5, d.h. die Hälfte der Lebensdauer ist verbraucht. Hat der Beispiel-Generator bereits 3.000 Starts und 36.000 Lastwechsel gefahren, gilt:

02,1000.50

000.36

000.10

000.3E

E ist damit größer als 1 und die LCF-Lebensdauer ist verbraucht. Ein Anriss an der kritischen Posi-tion des Bauteils ist wahrscheinlich.

6.4 Temperaturberechnung

In den FE-Berechnungen wurden die berechneten Rotor- bzw. Statortemperaturen als Lasten bei den verschiedenen Lastfällen aufgegeben. Die Temperaturen wurden durch Berechnungen ermit-telt.

6.4.1 Leitertemperaturen Rotor

Ein elektro-thermisches 3D-FE-Modell aus Solid-Elementen wurde erstellt für einen Leiter von Mit-te Aktivteil bis Nutaustritt (siehe Abb. 4). Die genutzten Materialeigenschaften sind in der folgenden Tabelle aufgelistet:

Elektro-thermisches Modell Strukturmodell

Dichte [t/mm³] 8,9∙10-9 Dichte [t/mm³] 8,9∙10-9

Spezifische Wärmekapazität [mJ/t*K]

390∙106 Elastizitätsmodul [MPa] 115.000

Wärmeleitfähigkeit [mW/mm*K] 385 Poissonzahl 0,33

Spezifischer elektrischer Wider-stand [mΩ·mm²/mm]

0,0206 Wärmeausdehnungskoeffizient [K-1]

17∙10-6

Tabelle 2: Genutzte Materialeigenschaften Berechnung Leitertemperaturen Rotor

Das Modell bestand aus 19.568 Elementen und 27.655 Knoten. Modellierung und Berechnung wurden mit ANSYS 14.5 durchgeführt. Als Belastung wurde der Erregerstrom im Nennpunkt und bei cosφ = 1 aufgegeben.

Nennpunkt: IErr = 100 % Erregernennstrom

cosφ = 1: IErr = 84 % Erregernennstrom Gekühlt wurde der modellierte Leiter nur in den Kühlbohrungen. Die folgenden Randbedingungen wurden verwendet:

Nennpunkt: Wärmeübergangskoeffizient = 130 W/m²K, Kühlgastemperatur in axialer Richtung ansteigend




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Wirkleistung: Wärmeübergangskoeffizient = 130 W/m²K, Kühlgastemperatur in axialer Richtung ansteigend und im Mittel: TMittel,Wirk = 85%∙TMittel,Nenn Ein Beispiel der Verteilung von Wärmeübergangskoeffizient und Kühlgastemperatur im Leiter ist in Abb. 4 dargestellt. Für die FE-Berechnung von Rotorwickelungsanschluss (J-Strap) und Leiter im Rotorwickelkopf wurde in einem Strukturmodell des Leiters die axiale Ausdehnung mit der berechneten Tempera-turverteilung bei den beiden Lastfällen ermittelt. Die daraus resultierende maximale axiale Auslen-kung für die beiden Lastfälle ist in der folgenden Tabelle aufgelistet:

Wärmeübergangskoeffizient [W/m²K]

Maximale axiale Auslenkung [mm]

LF6 Nennpunkt

LF4 Wirkleistung

ΔUax

130 0,81 0,57 0,24

Tabelle 3: Berechnete axiale Ausdehnung Leiter in Nut im Betrieb

6.4.2 Stabtemperaturen Stator

Die Stabtemperaturen des Stators wurden mit Hilfe eines elektromagnetischen Modells ermittelt. Als Belastung wurden die folgenden Lastfälle aufgegeben:

Nennpunkt: 100 % Nennstrom

Cosφ = 1: 85 % Nennstrom Die daraus resultierenden Statorwicklungstemperaturen wurden für die weiterführenden Berech-nungen verwendet.




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6.5 FE-Berechnungen Rotorkappe/Rotorzahn

Der Einfluss der Lastwechsel durch Blindleistungsänderung auf den Rotorzahn, Keil und Rotor-kappe im Schrumpfsitzbereich im Vergleich zum Start-Stopp-Betrieb auf reine Wirkleistung sollte ermittelt werden. Dazu wurde eine 3D-FE-Berechnung der Rotorkappe des Originaldesigns eines luftgekühlten Generators durchgeführt und die Belastung auf Rotorzahn, Keil und Rotorkappe be-wertet.

6.5.1 FE-Modell

Das 3D-Finite-Element Modell bestand aus Rotorkappe, Kappenplatte, Rotorzahn (300 mm Länge vom Nutaustritt zur Ballenmitte hin), Sprengring und Keil. Aufgrund zyklischer Symmetrie konnte das Modell in Umfangsrichtung auf eine halbe Nutteilung begrenzt werden. Das FE-Modell ist in Abb. 5 dargestellt. Die einzelnen Komponenten sind über Kontaktpaarungen miteinander verbun-den. In Tabelle 4 sind die modellierten Kontaktpaarungen und in Tabelle 5 die genutzten Materialeigen-schaften aufgelistet.

Verbundene Bauteile Ort Richtung

Rotorzahn - Rotorkappe Schrumpfsitz Radial

Keil - Rotorkappe

Rotorkappe - Sprengring

Axiale Kontaktflächen

Axial Sprengring - Rotorzahn

Rotorzahn - Sprengring

Sprengring - Rotorkappe

Keil - Rotorzahn Nut Senkrecht zur Keilflanke

Rotorkappe - Kappenplatte Schrumpfsitz Radial

Axiale Kontaktfläche Axial

Tabelle 4: Kontaktpaarungen Rotorkappe, Rotorzahn und Keil

Elastizitätsmodul

[MPa] Pois-son-zahl

Dichte [kg/m³]

Wärmeausdehnungs-koeffizient [·10-6 1/K]

Bei Temperatur: 20°C 100°C 20°C 100°C

Rotor

26NiCrMoV145 212.000 207.000

0,3

7.850 11.5 12.1

Rotorkappe X8CrMnN1818K

204.000 202.000 7.780 16.0 16.0

Keil CuNi2Si (Nibrofor)

140.000 0,34 8.800 16.0

Kappenplatte 34CrNiMo6

210.000 210.000 0,3 7.730 12.1 12.1

Tabelle 5: Genutzte Materialeigenschaften Rotorkappe, Rotorzahn und Keil




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Das FE-Modell bestand aus 80.300 Elementen und 130.000 Knoten. Modellierung und Berech-nung wurden mit ANSYS 14.5 durchgeführt.

6.5.2 Lastfälle

Auf Rotorkappe, Rotorzahn und Keil wirken die folgenden Belastungen

Schrumpf zwischen Rotorkappe und Rotorzahn bzw. zwischen Rotorkappe und Kappenplatte (alle Lastfälle)

Temperaturen bei Nennwirkleistung / Nennscheinleistung. Vereinfacht wurde angenommen, dass sich die Temperaturen während der Lastwechsel durch Blindleistungsänderung nicht än-dern. Die Referenztemperatur bzw. die Temperatur bei Stillstand entsprach der Umgebungs-temperatur.

Fliehkraft aufgrund der Nenndrehzahl

Die Fliehkraftbelastung der Wicklung in der Nut und im Wickelkopf wurde als Ersatzlast (Flä-chenpressung) auf den Keil und die Rotorkappeninnenseite (in vier Zonen aufgeteilt, um Kup-ferverteilung im Wickelkopf zu berücksichtigen) aufgegeben (Abb. 5).

Die durch den Rotorstrom erwärmte Wicklung wird sich relativ zum Rotorkörper ausdehnen und verlängern. Im Bereich der Rotorkappe kann die gesamte Wicklung gleiten (Annahme: ausreichend Spiel zwischen Wicklung und Kappenplatte). Durch die thermische Ausdehnung der Wicklung wird eine Reibkraft (Axialkraft) in Bewegungsrichtung der Wicklung auf die Ro-torkappe übertragen. Diese Axialkraft ergibt sich aus Fliehkraft des Wickelkopfes und dem Reibwert zwischen Wicklung, Wickelkopfisolation und Rotorkappe. Wird der Rotorstrom redu-ziert so kühlt sich die Wicklung ab und möchte sich wieder zusammenziehen. Durch die Be-wegungsumkehr wird ebenfalls die Reibkraft auf die Rotorkappe umgekehrt und die Rotorkap-pe wird zum Ballen hin gezogen (Abb. 6).

Die folgenden Lastfälle wurden untersucht (Beschreibung der Lastfälle siehe 6.3.1 Lastfälle und im Leistungsdiagramm siehe Abb. 1):

LF Beschreibung Drehzahl [U/min]

Radialer Druck [MPa] auf Axialkraft

Druck1 Druck2/3 Druck4

1 Stillstand 0 0 0 0 0

2 Nenn kalt

3000 53,4 20,2 35,5

0

3 5

Aufheizen Wirk Aufheizen Nenn

Siehe Abb. 6 oben

7 8

Abkühlen Wirk Abkühlen kalt

Siehe Abb. 6 unten

Tabelle 6: Ausgewertete Lastfälle und aufgegebene Lasten Rotorkappe, Rotorzahn und Keil

Da die Axialkraft von der absoluten Leitertemperatur unabhängig ist wurden die Lastfälle LF3 und LF5 sowie LF7 und LF8 als jeweils ein Lastfall betrachtet und untersucht.




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Die folgenden Lastfallkombinationen wurden für die zyklische Bewertung der Belastung auf Rotor-kappe, Rotorzahn und Keil genutzt:

Die Lastfälle LF 1-3 und LF 8 sind Bestandteile des zyklischen Start-Stopp-Betriebes auf reine Wirkleistung.

Die Lastfälle LF 5 und LF 7 sind Bestandteile des zyklischen Lastwechsel-Betriebs durch Blindleistungsänderung zwischen reiner Wirkleistung und voller Scheinleistung im Nennpunkt.

6.5.3 Ergebnisse

Zyklische Auslastung: im Folgenden wurde untersucht, welche der Komponenten durch zykli-

sche (veränderliche) Lasten geschädigt wird und es dadurch zu Anrissen in den Bauteilen kommt (LCF). Da Kappenplatte und Sprengring erfah-rungsgemäß unkritisch sind, wurden diese nicht bewertet.

Die Summenverschiebung des gesamten Modells (Verschiebungen sind skaliert dargestellt) bei den vier gerechneten Lastfällen ist in Abb. 7 dargestellt. Die Spannungsverteilung im höchstbelasteten Bereich von Rotorzahn, Rotorkappe und Keil bei den vier berechneten Lastfällen ist in Abb. 8 bis Abb. 10 dargestellt. Die folgenden hochbelasteten Positionen wurden lokalisiert: Hochbelastete Positionen Rotorzahn (siehe Abb. 8):

A. Im Stillstand ergeben sich im kleinsten Zahnquerschnitt unter dem Schrumpfsitz hohe Druck-belastungen durch die Schrumpfbelastung. Dieser Bereich erfährt zwar durch die Entlastung des Bereichs unter Fliehkraft auch eine zyklische Last, ist aber durch den hohen Druckanteil als unkritisch zu betrachten.

B. An Pos. B ergeben sich bei den Lastfällen Nenndrehzahl kalt und Aufheizen hohe Zugspan-nungen, die bei den Lastfällen Stillstand und Abkühlen stark verringert sind. Dadurch ergeben sich große Amplituden im Zugbereich und große zyklische Belastungen. Diese Position wur-de für die LCF-Bewertung des Rotorzahns genutzt.

C. An Pos. C ergeben sich im Lastfall Aufheizen hohe Druckspannungen. Wie bei Pos. A liegt aber auch hier die zyklische Belastung im Druckbereich und ist daher unkritisch.

D. An Pos. D ergeben sich im Lastfall Abkühlen hohe Druckspannungen. Wie bei Pos. A und Pos. C liegt aber auch hier die zyklische Belastung im Druckbereich und ist daher unkritisch.

Hochbelastete Positionen Rotorkappe (siehe Abb. 9):

E. An Pos. E ergeben sich im Stillstand hohe Druckspannungen durch den Schrumpf und zusätz-lich im Lastfall Aufheizen noch Druckspannungen durch die Axialkraft auf die Kappe. Da diese zyklische Last im Druckbereich liegt, ist die zyklische Belastung unkritisch.

F. An Pos. F ergeben sich im Stillstand hohe Druckspannungen durch die Schrumpfbelastung zum Rotorzahn. Die Druckspannungen werden zwar unter Fliehkraft verringert, da aber auch hier die zyklische Last im Druckbereich liegt ist auch diese Position zyklisch unkritisch.

G. Pos. G entspricht Pos. E, nur dass die zusätzliche Drucklast beim Lastfall Abkühlen dazu kommt. Auch diese zyklische Last liegt daher im Druckbereich und die Position ist zyklisch un-kritisch.

H. Der Radius an Pos. H ist zwar keine hochbelastete Stelle, da die zyklische Last hier aber im Zugbereich liegt, ist es die Position mit der höchsten zyklischen Belastung. Diese Position wurde daher für die LCF-Bewertung der Rotorkappe genutzt.




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Hochbelastete Positionen Rotorkeil (siehe Abb. 10):

I. Pos. I liegt im Kontakt der Keil- zur Zahnflanke. Hier ergeben sich im Stillstand kleine Druckspannungen durch die Verformung des Rotorzahns im Schrumpfsitzbereich. Diese Druckspannungen sind aber so klein, dass sie unkritisch sind.

J. Pos. J liegt im Radius zur Sprengringnut und ist aufgrund der Fliehkraftbelastung des Keils in der Nut bzw. der Verformung des Keils im Schrumpfsitzbereich bei allen Lastfällen bei Nenn-drehzahl unter Zugspannung. Diese Spannung ändert sich nur minimal zwischen den Lastfäl-len, daher ist es keine zyklisch hochbelastete Stelle. Trotzdem ist es die Position mit der höchsten zyklischen Belastung im Keil und wurde daher für die LCF-Bewertung des Keils genutzt.

Die maximale Belastung in den Bauteilen und die dazugehörigen Zyklenzahlen sind in der folgen-den Tabelle gegenübergestellt. Dabei wird für die Schädigung durch den Start-Stopp-Betrieb eine Belastung von 100% definiert und die Belastung der Lastwechsel entsprechend skaliert.

LCF-Bewertung:

Bauteil Start-Stopp-Betrieb Lastwechsel

Rotorzahn Pos. B

Belastung 100% 76%

# Zyklen 195

Min. gefordert: 3.000*

490

entspricht: 14.700*

Rotorkappe Belastung 100% 55%

# Zyklen >10.000 >105

Keil Belastung 100% 37%

# Zyklen >105 >105

Tabelle 7: LCF-Bewertung Rotorkappe, Rotorzahn und Keil

Bei Rotorkappe und Keil liegen die Spannungen aufgrund der Lastwechsel im unkritischen Be-reich, d.h. eine Schädigung bzw. Verminderung der Lebensdauer durch die Lastwechsel ist nicht erkennbar. Der Rotorzahn an sich ist sehr sensibel für Belastungsänderungen. Die größte Schädigung tritt durch den Start-Stopp-Betrieb auf. Jedoch ist die Lebensdauer bei reiner Lastwechselbetrachtung ebenfalls sehr gering, d.h. bei einer Kombination aus Start-Stopp und Lastwechsel tritt der techni-sche Anriss noch früher auf. *Gemäß IEC 60034-3 Abschnitt 4.20.1 wird eine Lebensdauer von mindestens 3.000 Starts für neue Generatoren gefordert. Aufgrund der geringen Lebensdauer bei Start-Stopp-Betrieb wurde eine äquivalente Lebensdauer für den Lastwechsel ermittelt, bei der davon ausgegangen wird, dass die Lebensdauer für den Start-Stopp-Betrieb bei 3.000 Starts liegt. Dabei wurde das Belas-tungsverhältnis 100% / 76% unverändert übernommen. Nimmt man an, dass die Lebensdauer bei Start-Stopp-Betrieb bei 3.000 Starts liegt so würde die Lebensdauer für den Lastwechsel bei 14.700 Zyklen liegen.




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6.5.4 Bewertung

Nach der für die zyklische Bewertung der Lastfälle genutzten Schadensakkumulation nach Palmg-ren-Miner gilt für die LCF-Bewertung des Rotorzahns:

490195

lLastwechseStarts nnE

Mit: nStarts Anzahl der Start-Stopp-Zyklen nLastwechsel Anzahl der Lastwechsel

Wenn E 1, Eintritt der Schädigung (Anriss), d.h. Lebensdauer ist verbraucht. Die Lebensdauer wäre verbraucht für reine 195 Starts (ohne Lastwechsel), reine 489 Lastwechsel (ohne Starts) oder eine Kombination aus Starts und Lastwechsel wie z.B. 100 Starts und 250 Lastwechsel:

02,1490

250

195

100E

6.5.5 Mögliche Maßnahmen und Risiko

Nach Eintritt / Entdeckung der Schädigung können folgende Maßnahmen zur Reparatur / Lebens-dauerverlängerung durchgeführt werden:

• Nach Eintritt des Anrisses ist nicht mit einem Sofortausfall zu rechnen, es wird aber zu ei-nem fortschreitenden Risswachstum kommen, bis der Zahn komplett versagt.

• Solange die Rissausbreitung gering ist, können Modifikationen am Schrumpfsitz durchge-führt werden

o Bei kurzen Risslängen: „TopTooth“-Modifikation Aufwand: Ausbau des Rotors vor Ort und Transport ins Reparaturwerk, Ziehen der Rotorkappen, Abdecken der Wicklung, lokale Fräsbearbeitung zum Einbringen einer optimierten Kontur sowie zur Entfernung des geschädigten Bereiches und Minimie-rung der mechanischen Spannungen, Remontage und Wuchten, Transport und Einbau in den Stator

o Bei größeren Risslängen: „LongRing“-Modifikation Aufwand: Ausbau des Rotors vor Ort und Transport ins Reparaturwerk, Ziehen der Rotorkappen, Abdecken der Wicklung, umfangreiche Fräs- und Drehbearbeitung zum Einbringen einer optimierten Kontur sowie zur Entfernung des geschädigten Bereiches und Minimierung der mechanischen Spannungen, Herstellung neuer Ro-torkappen und Endkeile, Remontage und Wuchten, Transport und Einbau in den Stator




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6.6 FE-Berechnungen Wicklungsanschluss kurzer Leiter

Der Einfluss der Lastwechsel durch Blindleistungsänderung auf den Rotorwicklungsanschluss (J-Strap) und den damit verbundenen kurzen Leiter im Wickelkopf (speziell die Belastung auf den Eckverbinder) im Vergleich zum reinen Wirkleistungsbetrieb sollte ermittelt werden. Dazu wurde eine 3D-FE-Berechnung des J-Straps eines luftgekühlten Generators inklusive Leiter (bis Nutein-tritt) durchgeführt und die Belastung auf J-Strap und Leiter bewertet. Der Wicklungsanschluss (J-Strap) ist bei dem untersuchten Design an die unterste Windung der ersten Spule angeschlossen. Als Belastung erfährt dieser nicht nur die reine Fliehkraft sondern auch das thermische Schieben der Wicklung bei Erwärmen und Abkühlen. Daher wird in dieser Untersuchung zusätzlich eine Axialverschiebung als Belastung aufgebracht.

6.6.1 FE-Modell

Das 3D-Finite-Element Modell des J-Straps bestand aus dem ersten Leiter der Spule 1 (vom Nut-austritt bis zur Lötstelle am J-Strap), dem J-Strap selbst, Unterlegscheibe, Mutter und Radialbolzen (äußerer Teil). Das FE-Modell ist in Abb. 11 dargestellt. Leiter und J-Strap wurden direkt verbun-den (Lötstelle nur vereinfacht dargestellt, daher ist die Belastung direkt in der Lötstelle nicht be-wertbar). J-Strap, Unterlegscheibe, Mutter und Radialbolzen wurden über reibungsbehaftete Kon-taktelemente verbunden. Das Modell wurde an der Schnittfläche des Radialbolzens in axialer und tangentialer Richtung fi-xiert und über Federn in radialer Richtung festgehalten, die die Reststeifigkeit des nicht-modellierte Teils des Radialbolzens repräsentierten. Da kein definierter Radius an der Innenseite der Lötstelle des Eckverbinders vorhanden ist, wurde diese als Ecke modelliert und die Maximalspannung direkt in der Ecke ausgewertet. Die lokale Spannungsüberhöhung (= Kerbfaktor) in der Ecke lag dabei bei 2,7. In Tabelle 8 sind die genutz-ten Materialeigenschaften aufgelistet.

Kupfer

(J-Strap, Radialbolzen, Leiter) Stahl

(Unterlegscheibe, Mutter)

Dichte t/mm³ 8,9 7,85

Elastizitätsmodul MPa 120.000 207.000

Poissonzahl 0,34 0,3

Tabelle 8: Genutzte Materialeigenschaften J-Strap und kurzer Leiter

Das FE-Modell des J-Straps inklusive kurzem Leiter bestand aus 18.700 Elementen und 20.800 Knoten. Modellierung und Berechnung wurden mit ANSYS 14.5 durchgeführt.

6.6.2 Lastfälle

Folgende Belastungen wurden berücksichtigt:

Fliehkraftbelastung aufgrund Drehzahl

Radiale Verschiebung der Leiter in der Nut unter Drehzahl




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Radiale Verschiebung der Leiter im Wickelkopf aufgrund der Aufweitung der Kappe, siehe „Urad J-Strap“ in nachfolgender Tabelle

Differenz der axialen Verschiebung des Leiters aus der Nut und des Ballens im Bereich des Radialbolzens.

Schraubenvorspannung auf dem Radialbolzen / J-Strap Die folgenden Lastfälle wurden berechnet (Beschreibung der Lastfälle siehe §6.3.1 Lastfälle):

LF Beschreibung Drehzahl [U/min]

Urad [mm] Uax [mm]

J-Strap Nut Leiter Ballen Δ

1 Stillstand 0 0 0 0 0 0

2 Nenn kalt

3000

0,97

0,42

3 Aufheizen Wirk

1,49

0,57 0 0,57

4 Wirkleistung 0,39

0,14

5 Aufheizen Nenn 0,81

0,42

6 Nennpunkt 0,55

0,26

7 Abkühlen Wirk 0,57 0,02

8 Abkühlen kalt 0 0,39 -0,39

Tabelle 9: Berechnete Lastfälle und aufgegebene Lasten J-Strap und kurzer Leiter

Die folgenden Lastfallkombinationen wurden für die zyklische Bewertung der Belastung auf J-Strap und kurzen Leiter genutzt:


Die Lastfälle LF 4-7 sind Bestandteile des zyklischen Lastwechsel-Betriebs durch Blindleis-tungsänderung zwischen reiner Wirkleistung und voller Scheinleistung im Nennpunkt.

6.6.3 Ergebnisse

Zyklische Auslastung: im Folgenden wurde untersucht, ob J-Strap oder kurzer Leiter durch zykli-

sche (veränderliche) Lasten geschädigt werden und es dadurch zu Anris-sen in den Bauteilen kommt (LCF).

Die Summenverschiebung des gesamten Modells (skaliert dargestellte Verschiebung) bei allen 8 berechneten Lastfällen ist in Abb. 12 dargestellt. Die Spannungsverteilung bei den Lastfällen Aufheizen (LF 3+5) und Abkühlen (LF 7+8) in J-Strap und kurzem Leiter sind in Abb. 13 und Abb. 14 dargestellt. Hochbelastete Positionen J-Strap (siehe Abb. 13):

A. Pos. A liegt innerhalb des inneren Biegeradius und liegt bei allen Lastfällen unter Drehzahl unter Zugspannung. Die Spannungsamplitude zwischen den Lastfällen im Betrieb (LF 2-8) sind hier sehr gering. Die Spannungsamplitude von Stillstand zu Betrieb allerdings sehr groß. Diese Position wurde für die LCF-Bewertung des J-Straps genutzt.




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B. An Pos. B (Unterseite des J-Straps unterhalb der Kante der Unterlegscheibe) ergeben sich ebenfalls bei allen Lastfällen im Betrieb Zugspannungen. Auch hier ist die Spannungsamplitu-de zwischen den Lastfällen im Betrieb klein aber die Spannungsamplitude zwischen Stillstand und Betrieb sehr groß. Daher wurde diese Position ebenfalls für die LCF-Bewertung ge-nutzt.

C. An Pos. C gegenüber Position A ergeben sich im Betrieb nur Druckspannungen. Diese Positi-on ist daher zyklisch unkritisch.

D. An Pos. D, der Innenseite des äußeren Biegeradius des J-Straps ergeben sich im Betrieb ebenfalls nur Druckspannungen. Auch diese Position ist daher zyklisch unkritisch.

Hochbelastete Positionen kurzer Leiter (siehe Abb. 14):

E. Die höchstbelastete Stelle im kurzen Leiter lag an der Innenkante des Eckverbinders zwischen tangentialem und axialem Teil des Leiters, vor allem an den beiden Ecken. Auch hier waren die Spannungsamplitude zwischen den Lastfällen im Betrieb (LF 2-8) sehr gering, dagegen die Spannungsamplitude zwischen Stillstand und Betrieb sehr hoch. Diese Position wurde für die LCF-Bewertung des kurzen Leiters genutzt.

Die maximale Belastung in den Bauteilen und die dazugehörigen Zyklenzahlen sind in der folgen-den Tabelle gegenübergestellt. Dabei wird für die Schädigung durch den Start-Stopp-Betrieb eine Belastung von 100% definiert und die Belastung der Lastwechsel entsprechend skaliert.

LCF-Bewertung

Bauteil Start-Stopp-Betrieb Lastwechsel

J-Strap

Belastung 100% 11%

# Zyklen < 250

gefordert: 3.000

>105

entspricht: >105

Kurzer Leiter

Belastung 100% 1%

# Zyklen 750

gefordert: 3.000

>105

entspricht: >105

Tabelle 10: LCF-Bewertung J-Strap und kurzer Leiter

Bei beiden Bauteilen liegen die Belastungen durch den Start-Stopp-Betrieb so hoch, dass sich nur geringe Zyklenzahlen bis zum technischen Anriss ergeben. Jedoch liegen die Spannungen aufgrund der Lastwechsel sowohl im J-Strap als auch im dazuge-hörigen kurzen Leiter im unkritischen Bereich, d.h. eine Schädigung bzw. Verminderung der Le-bensdauer durch die Lastwechsel ist nicht erkennbar. Um auch den Einfluss der Lastwechsel auf die Eckverbinder der längeren Leiter im Rotorwickel-kopf zu ermitteln (längere Leiter = größerer Einfluss der Temperaturausdehnung aufgrund der Lastwechsel), wurde im Folgenden noch eine FE-Berechnung des längsten Leiters im Rotorwi-ckelkopf ab Nutaustritt durchgeführt (siehe 6.7).




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6.6.4 Bewertung

Die Hauptschädigung am J-Strap und am kurzen Leiter im Eckbereich wird durch den Start-Stopp-Betrieb verursacht.

Die Belastung durch die Lastwechsel im Wicklungsanschluss und am Leiter im Eckbereich ist unkritisch. Daher kann hier keine Lebensdauerverringerung aufgrund der Lastwechsel durch Blindleistungsänderung angenommen werden.


Schädigung J-Strap: Bei den Lastwechseln durch Blindleistungsänderung sind keine Beschädigungen zu erwarten. Da-her müssen für diesen zyklischen Lastfall keine Maßnahmen in Betracht gezogen werden. Nach Eintritt / Entdeckung der Schädigung durch den Start-Stopp-Betrieb können folgende Maß-nahmen zur Reparatur / Lebensdauerverlängerung durchgeführt werden:

• Angerissene J-Straps können getauscht werden. Aufwand: Rotor ins Reparaturwerk, Ziehen der Rotorkappen, Austausch des Wicklungsan-schlusses (je nach Rotordesign müssen ggfs. die innersten Spulen ausgewickelt werden, Remontage und Wuchten, Einbau in Stator

Folgeschäden: Bruch des Wicklungsanschlusses mit evtl. Kupferabschmelzungen (Licht-bogen) Komplettausfall des Rotors

Schädigung kurzer Leiter: Auch am dazugehörigen kurzen Leiter im Rotorwickelkopf treten sind aufgrund der Lastwechsel durch Blindleistungsänderung keine Beschädigungen zu erwarten. Mögliche Reparaturmaßnahmen und Folgeschäden am Leiter im Rotorwickelkopf durch den Start-Stopp-Betrieb jedoch sind in §6.7.5 Mögliche Maßnahmen und Risiko langer Leiter im Rotorwickel-kopf beschrieben.




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6.7 FE-Berechnungen Rotorwickelkopf

Der Einfluss der Lastwechsel durch Blindleistungsänderung auf die Leiter im Rotorwickelkopf im Vergleich zum reinen Wirkleistungsbetrieb sollte ermittelt werden. Berechnung und Bewertung der Belastungen im Rotorwicklungsanschluss und daran angelöteten kurzen Leiter ist in 6.6 FE-Berechnungen Wicklungsanschluss kurzer Leiter beschrieben. In diesem Abschnitt wird die Belas-tung durch die Lastwechsel auf den längsten Leiter im Rotorwickelkopf beschrieben.

6.7.1 FE-Modell

Ein 3D-FE-Modell wurde erstellt für den längsten Leiter im Rotorwickelkopf. Der längste Leiter war dabei der äußerste Leiter (größter Durchmesser) der äußersten Spule (Spule 8). Es wurde ein Symmetriemodell erstellt von Nutaustritt bis Mitte tangentialem Bereich des Leiters. An der Schnitt-fläche in der Mitte wurden Symmetrierandbedingungen eingefügt. An der Außenfläche des Leiters wurden Kontaktelemente mit einem Rigid Target eingefügt. Der Rigid Target diente bei der Rechnung dazu, die radiale und axiale Verschiebung der Rotorkappe zu simulieren. Dazu war der Kontakt zwischen Leiter und Rotorkappe reibungsbehaftet. Da kein definierter Radius an der Innenseite der Lötstelle des Eckverbinders vorhanden ist, wurde diese als Ecke modelliert und die Maximalspannung direkt in der Ecke ausgewertet. Die lokale Spannungsüberhöhung (= Kerbfaktor) in der Ecke lag dabei bei 2,7. Je nach Ausführung der Löt-stelle (lokale Kerben, ungenügender Lotnahtübergang, ...) kann die Kerbwirkung noch höher sein. Daher wurde die Bewertung zusätzlich mit einem Kerbfaktor von 5 durchgeführt. Das Modell mit und ohne Rigid Target, ist in Abb. 15 dargestellt. Die verwendeten Materialeigen-schaften für den Leiter sind in Tabelle 11 aufgelistet.

Kupfer

Dichte t/mm³ 8,9∙10-9

Elastizitätsmodul MPa 120.000

Poissonzahl 0,34

Wärmeausdehnung K-1 17∙10-6

Tabelle 11: Genutzte Materialeigenschaften langer Leiter Rotorwickelkopf

Das Modell bestand aus 30.000 Elemente und 31.800 Knoten. Modellierung und Berechnung wur-den mit ANSYS 14.5 durchgeführt.

6.7.2 Lastfälle

Die Belastungen auf den langen Leiter im Rotorwickelkopf waren:

Fliehkraftbelastung aufgrund Drehzahl

Radialer Druck auf die Innenfläche durch die Fliehkraft der darunterliegenden Leiter

Radiale Verschiebung der Leiter in der Nut unter Drehzahl




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Radiale Verschiebung der Leiter im Wickelkopf aufgrund der Aufweitung der Kappe (die radia-le Aufweitung der Kappe wurde abhängig von der axialen Position aus der Rotorkappenbe-rechnung übernommen)

(Axiale und tangentiale) Temperaturausdehnung des Leiters im Betrieb

Axiale Verschiebung aus der Nut aufgrund der Temperaturausdehnung des nicht modellierten Leiterabschnitts in der Nut

Axiale Ausdehnung der Kappe (= Rigid Target) aufgrund der Temperaturausdehnung von Bal-len und Kappe

Für die radiale Verschiebung des Leiters am Nutaustritt und der Rotorkappe wurde die Differenz der radialen Verschiebung zwischen Stillstand und Nenndrehzahl aus der Rotorkappenberechnung übernommen. Die radiale Verschiebung der Rotorkappe ist in Abb. 16 dargestellt. Die radiale Ver-schiebung des Leiters im Nutaustritt betrug Urad,Leiter = 1 mm bei allen Berechnungen unter Dreh-zahl. Die Berechnung der Temperaturen für die Temperaturausdehnung des Leiters ist in Abschnitt §6.4.1 beschrieben. Die axiale Verschiebung des Leiters am Nutaustritt und die axiale Verschiebung des Ballens aufgrund der Temperaturausdehnung wurden mit den oben genannten Temperaturen berechnet. Die axiale Verschiebung, die auf den Rigid Target aufgegeben wurde, errechnete sich aus einer Kombination aus der thermischen Ballenausdehnung und der ortsabhängigen axialen Verschie-bung der Kappe. Der Maximalwert der axialen Verschiebung der Kappe wurde aus der Kappen-temperatur und der Kappenlänge ab Nutaustritt berechnet. Die folgenden Lastfälle wurden berechnet (Beschreibung der Lastfälle siehe § 6.3.1 Lastfälle):

LF Bezeichnung Drehzahl [U/min]

Druck [MPa]

Urad ja/nein

TLeiter Uax [mm]

Leiter Ballen Kappe

1 Stillstand 0 0 nein TUmgebung 0 0 0

2 Nenn kalt

3.000 51 ja

3 Aufheizen Wirk 75% Tmax 0,58

0,00 0

4 Wirkleistung 0,35 0,36

5 Aufheizen Nenn Tmax 0,84

6 Nennpunkt 0,52 0,55

7 Abkühlen Wirk 75% Tmax 0,58

8 Abkühlen kalt 45% Tmax 0,26 0,35 0,36

Tabelle 12: Berechnete Lastfälle und aufgegebene Lasten langer Leiter Rotorwickelkopf

Die folgenden Lastfallkombinationen wurden für die zyklische Bewertung der Belastung auf den langen Leiter im Rotorwickelkopf genutzt:


Die Lastfälle LF 4-7 sind Bestandteile des zyklischen Lastwechsel-Betriebs durch Blindleis-tungsänderung zwischen reiner Wirkleistung und voller Scheinleistung im Nennpunkt.




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6.7.3 Ergebnisse

Zyklische Auslastung: im Folgenden wurde untersucht, ob der lange Leiter im Rotorwickelkopf

durch zyklische (veränderliche) Lasten geschädigt wird und es dadurch zu Anrissen im Eckverbinder kommt (LCF).

Die Summenverschiebung des Leiters (skaliert dargestellte Verschiebung) bei allen berechneten Lastfällen ist in Abb. 17 dargestellt. Die Spannungsverteilung im höchstbelasteten Bereich des Eckverbinders bei den Lastfällen bei den Lastfällen Aufheizen (LF 3+5, oben) und Abkühlen (LF 7+8, unten) ist in Abb. 18 dargestellt. Hochbelastete Positionen langer Leiter Rotorwickelkopf: A. Die höchstbelastete Stelle im langen Leiter lag wie beim kurzen Leiter (siehe §6.6.3) an der

Innenkante des Eckverbinders zwischen tangentialem und axialem Teil des Leiters. Diese Position wurde für die LCF-Bewertung des langen Leiters genutzt.

Die maximale Belastung im Leiter und die dazugehörigen Zyklenzahlen sind in der folgenden Ta-belle gegenübergestellt. Dabei wird für die Schädigung durch den Start-Stopp-Betrieb eine Belas-tung von 100% definiert und die Belastung der Lastwechsel entsprechend skaliert.

LCF-Bewertung

Kerbfaktor Start-Stopp-Betrieb Lastwechsel

2,7 (modelliert)

σ1,a 100% 52%

# Zyklen 560

gefordert: 3.000

5.400

entspricht: 53.800

5 σ1,a 185% 96%

# Zyklen 100 700

Tabelle 13: LCF-Bewertung langer Leiter Rotorwickelkopf

Wie schon im kurzen Leiter liegt die Belastung durch den Start-Stopp-Betrieb so hoch, dass sich nur geringe Zyklenzahlen bis zum technischen Anriss ergeben. Die Lastwechsel-Zyklen bis zur Schädigung liegen zwar wesentlich höher, jedoch ist die Lebensdauer bei reiner Start-Stopp-Belastung ungenügend, d.h. bei einer Kombination aus Start-Stopp und Lastwechsel tritt der tech-nische Anriss noch früher auf. Je nach ausgeführter Lötnahtkontur (Kerbfaktor) kann die Lebens-dauer noch geringer ausfallen.




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6.7.4 Bewertung

Um die Lebensdauer dieser Lastfallkombination bewerten zu können, muss daher auch hier die Hyothese der linearen Schadensakkumulation nach Palmgren-Miner benutzt werden (siehe §6.3.3). Nach der für die zyklische Bewertung der Lastfälle genutzten Schadensakkumulation nach Palmgren-Miner gilt für die LCF-Bewertung des Leiters im Rotorzahn:

400.5560

lLastwechseStarts nnE für einen Kerbfaktor von 2,7

700100

lLastwechseStarts nnE für einen Kerbfaktor von 5

Mit: nStsrts Anzahl der Start-Stopp-Zyklen nLastwechsel Anzahl der Lastwechsel

Wenn E 1, Eintritt der Schädigung (technischer Anriss), d.h. die Lebensdauer ist verbraucht. Kerbfaktor 2,7: Die Lebensdauer wäre also verbraucht für reine 560 Starts (ohne Lastwechsel), reine 5.400 Lastwechsel (ohne Starts) oder eine Kombination aus Starts und Lastwechsel wie z.B. 250 Starts und 3.000 Lastwechsel:

0,1400.5

000.3

560

250E

Kerbfaktor 5: Hier wäre die Lebensdauer verbraucht für 100 Starts (ohne Lastwechsel), 700 Lastwechsel (ohne Starts) oder eine Kombination aus Starts und Lastwechsel wie z.B. 60 Starts und 300 Lastwechsel:

03,1700

300

100

60E



• Neuwicklung Rotor: Aufwand: Ausbau des Rotors vor Ort und Transport ins Reparaturwerk, Ziehen der Rotor-kappen, Neuwicklung, Remontage und Wuchten, Rücktransport des Rotors und Einbau in den Stator

Folgeschäden: Bruch der Wicklung (z.B. Polverbinder) mit evtl. Kupferabschmelzungen (Lichtbogen) Komplettausfall des Rotors




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6.8 FE-Berechnungen Statorwickelkopf

Mit der FE-Analyse des Statorwickelkopfes sollte der Einfluss der Lastwechsel durch Blindleis-tungsänderung auf die Verbindungen zwischen den Bauteilen des Statorwickelkopfes ermittelt werden. Dazu wurde ein FE-Modell des TS-seitigen Statorwickelkopfes eines luftgekühlten Gene-rators modelliert, die Temperaturlast im Betrieb berechnet und die Belastungen auf die Verbindun-gen zwischen Stäben und Abstützelementen und zwischen den Abstützelementen bewertet.

6.8.1 FE-Modell

Das FE-Modell des Statorwickelkopfes bestand aus den Ober- und Unterlagestäben im Wickelkopf und in den ersten 500 mm im Blechpaket, den Stabenden und der Wickelkopfabstützung. Die Wi-ckelkopfabstützung bestand aus einem Zwischen- und drei Außenringen, den mit den Außenringen verbundenen Trapezen, der Trapezanbindung und einem Stützring außen hinter den Stabenden. Zusätzlich wurden die Stabenden mit einer Tangentialverbindung verbunden. Das FE-Modell ist in Abb. 19 dargestellt. Die Verbindungen zwischen den Bauteilen (Vlies, Bandagen, Verschraubungen) und die Anbin-dung der Trapezanbindung an die nicht modellierte Pressplatte wurden mit Federelementen mo-delliert. Diese Federelemente besaßen Steifigkeiten in allen Verschiebungs- und Rotationsrichtun-gen. Die Federsteifigkeiten wurden mit Hilfe vorhandener Schwingungsmessungen des modellier-ten Generators abgeglichen. Dazu wurden die gemessenen globalen Eigenfrequenzen und Schwingungsformen und die Nachgiebigkeiten (umgekehrte Steifigkeit) an den Stabenden genutzt. Die genutzten Materialeigenschaften der modellierten Bauteile sind in der folgenden Tabelle aufge-listet:

Material Elastizitätsmodul

[MPa] Poissonzahl

Wärmeausdehnung [K-1]

Dichte [t/mm3]

Stahl 210.000 0,30 16,5∙10-6 7,85∙10-9

Kupfer 120.000 0,33 17,0∙10-6 8,9∙10-9

EPG 15.000 0,34 15,0∙10-6 1,8∙10-9

Tabelle 14: Genutzte Materialeigenschaften

6.8.2 Lastfälle

Schädigungen der Verbindungen im Wickelkopf wie geharzte Bandagen und geharztes Vlies treten ab einer statischen Grenzbelastung (100%) auf, d.h. beim ersten Überschreiten der Grenzbelas-tung brechen die hochbelasteten Verbindungen auf. Die weiteren Belastungszyklen (inkl. Schwin-gungen im Betrieb durch die elektro-magnetischen Kräfte bei doppelter Netzfrequenz) führen durch die Relativbewegungen aufgrund der aufgebrochenen Verbindungen auf Dauer zu Reibstaub und Beschädigungen an der Stabisolation. Berechnet wurde die Dehnungsbehinderung im Wickelkopf aufgrund unterschiedlicher thermischer Ausdehnung der Stäbe und Abstützung beim Lastfall LF4 Wirkleistung, um die höchste Belastung im reinen Wirkleistungsbetrieb zu ermitteln und beim Lastfall LF6 Nennpunkt, um die höchste Be-




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lastung im Lastfall mit der größten berechneten Blindleistung zu ermitteln. Die aufgegebenen Temperaturen auf die Stäbe im Wickelkopf und die Abstützelemente sind in der folgenden Tabelle aufgelistet:

Stäbe im Wickelkopf

Abstützelemente Absolut Δ zu Stillstand

Stillstand Umgebungstemperatur Umgebungstemperatur

Reine Wirkleistung 87% Tmax 100% ΔWirk Kaltgastemperatur

Volle Blindleistung / Nennpunkt 100% Tmax 119% ΔWirk Kaltgastemperatur

Tabelle 15: Aufgegebene Temperaturen

Die Erhöhung der Temperaturdifferenz (Δ zu Stillstand) in den Stäben im Wickelkopf von reiner Wirkleistung auf volle Blindleistung betrug 19%.

6.8.3 Ergebnisse

Statische Auslastung: im Folgenden wurden die Kräfte auf die Verbindungen im Statorwickelkopf

wie geharzte Bandagen und geharztes Vlies untersucht und bewertet. Die Summenverschiebung des Wickelkopfes (skaliert dargestellte Verschiebung) bei den beiden berechneten Lastfällen, dargestellt in einem Schnitt durch den Wickelkopf, ist in Abb. 20 darge-stellt. Bewertet wurden die Belastungen in den folgenden Verbindungen (die Positionen der Verbindun-gen sind in Abb. 20 dargestellt). 100% entsprechen dem Erfahrungswert, bei dem die Verbindun-gen aufbrechen können:

Pos. Verbundene Bauteile Art der Verbindung Belastung bei Wirkleistung

Belastung im Nennpunkt

A UL-Stäbe und Außenringe Bandagen & Vlies 90% 107%

B UL-Stäbe Blocking & Bandagen 23% 28%

C OL-Stäbe Blocking & Bandagen 14% 16%

D UL- und OL-Stäbe Vlies 5% 7%

E Stäbe und Zwischenring Bandagen & Vlies 26% 31%

F Trapeze und Stützring Bandagen & Vlies 42% 49%

Tabelle 16: Auswertung Kräfte Statorwickelkopf

Zwischen den Unterlage-Stäben und den Außenringen, d.h. an der Verbindung zwischen der Wick-lung und der Abstützung zum Blechpaket, treten schon bei reiner Wirkleistung überhöhte Belas-tungen auf, die zum Aufbrechen der Verbindungen führen können. Im Nennpunkt liegen die Belas-tungen noch 19% höher und damit auch die Wahrscheinlichkeit, dass noch mehr Verbindungen aufbrechen.




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Die Belastungen bei reiner Wirkleistung in den Verbindungen zwischen den Unterlage-Stäben und den Verbindungen zwischen den Stäben und dem Zwischenring liegen bei etwa 25% der kritischen Last und zwischen Trapezen und Stützring bei über 40% der kritischen Last. Auch diese steigen zum Nennpunkt hin um weitere 19% und damit das Risiko, dass auch diese Verbindungen aufbre-chen. Zyklische Auslastung: für die zyklische Auslastung wurde der Lastwechsel von Wirkleistung in

den Nennpunkt untersucht. Für diese Bewertung wurde die Belastungsänderung von 19% als Schwingbreite zugrunde gelegt. Es wurde angenommen, dass die Verbindungen für eine mindestens geforderte Start-Zahl von 3,000 ausgelegt sind und relativ zu diesem Punkt die Belastungsänderung von 19% bewertet wur-de. Für die Bewertung der zyklischen Auslastung wurden Werkstoffdaten von EPG-Materialien verwendet [8]. Die Bewertung zeigt, dass eine Belastungsschwingbreite von 19% nicht ausreichend ist, um eine ausreichende Schädigung zu bewirken. Die ertragbaren Zyklenzahlen bei dieser Belastung liegen bei >105 Lastwechseln und sind daher im Vergleich zur Belastung im Start-Stopp-Betrieb als unkri-tisch zu sehen.

6.8.4 Bewertung

Das Aufbrechen von Verbindungen im Statorwickelkopf tritt dann auf, sobald ein bestimm-ter Schwellwert überschritten wird. Die Belastung in den Verbindungen wird durch die Deh-nungsbehinderung aufgrund unterschiedlicher thermischer Ausdehnung der Stäbe und Ab-stützungselementen verursacht und ist direkt proportional zur Temperatur. Ist die Belastung höher als der Schwellwert kommt es zum Aufbrechen der Verbindung und resultiert in den entsprechenden Folgeschäden.

Die Belastung durch die Lastwechsel im Statorwickelkopf wird als unkritisch gesehen. Da-her kann hier keine Lebensdauerverringerung aufgrund der Lastwechsel durch Blindleis-tungsänderung angenommen werden.

Hohe und länger andauernde Temperaturbelastung können zur Alterung von EPG-Materialien und Klebeverbindungen führen. Dabei ist die Alterung der Materialien haupt-sächlich durch die Höhe und Dauer der Temperatur bestimmt. Wichtig ist, dass auch hier die Alterung erst ab einem Schwellwert beginnt, liegt die Betriebstemperatur darunter findet keine Alterung / Schädigung statt.



• Einfache kurzfristige Maßnahme, keine langfristige Lösung: Harznachbehandlung von auf-gebrochenen Stellen mit Reibstaubbildung, Aufwand: Kurzstillstand, Zugang über Mannloch

• Modifikation der Wickelkopfabstützung, d.h. Reduzierung der Dehnungsbehinderung Aufwand: Je nach Modifikation entweder Zugang über Mannloch oder Demontage Lager-schilder / Gehäuseabdeckungen notwendig




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• Neuwicklung des Stators Aufwand: Große Revision, Ausbau Rotor

Folgeschäden: Lockerungen des Wickelkopfverbundes und dadurch erhöhte Schwingungen erhöhter Verschleiß (Reibstaubbildung, Abrieb der Stabisolation), Ermüdungsbruch von Wicklungskomponenten, kann zum Totalausfall des Generators führen

6.9 Übersicht Bewertung Lebensdauer

Die durchgeführten Berechnungen zeigen, dass die Hauptschädigung durch den Start-Stopp-Betrieb verursacht wird. Nur die Komponenten Rotorkappe und Rotorkeil sind weder durch den Start-Stopp-Betrieb noch durch Blindleistungsänderungen in ihrer Lebensdauer beeinträchtigt. Die untersuchte Blindleistungsänderung beeinflusst die Lebensdauer für folgende Komponenten:

Rotorzahn im Schrumpfsitzbereich

Eckverbinder der Rotorwicklung im Wickelkopf Die folgende Tabelle zeigt den Schädigungseinfluss der zwei untersuchten Betriebsweisen auf die einzelnen untersuchten Komponenten:

Bauteil Schädigung durch

Start-Stopp-Betrieb Blindleistungsänderung

Rotorzahn Schrumpfsitzbereich Rotorkappe Rotorkeil Wicklungsanschluss Eckverbinder kurzer Leiter zum Wicklungsanschluss hin

Eckverbinder Leiter Wickelkopf Verbindungen im Statorwickelkopf Setzeffekte in den Statornuten

Tabelle 17: Übersicht Bewertung Lebensdauer

Legende: Hohe Schädigung, d.h. großer Einfluss auf die Lebensdauer

kein Einfluss auf die Lebensdauer, bzw. Lebensdauer Bauteil > 10.000 Starts bzw. > 105 Lastwechsel




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7 Wartungsbedarf und -aufwand

Die folgenden Komponenten werden durch die untersuchte Blindleistungsänderung in ihrer Le-bensdauer beeinflusst und werden daher hinsichtlich Wartungsbedarf und –aufwand bewertet:

Rotorzahn im Schrumpfsitzbereich

Eckverbinder der Rotorwicklung im Wickelkopf Da diese Komponenten auch durch den Start-Stopp-Betrieb in ihrer Lebensdauer beeinflusst wer-den ist die Lebensdauerausnutzung nur über die Hypothese der linearen Schadensakkumulation nach Palmgren-Miner bewertbar.

7.1 Rotorzahn im Schrumpfsitzbereich

Wartungsbedarf und -kosten: Solange die Rissausbreitung gering ist, können Modifikationen am Schrumpfsitz durchgeführt wer-den:

o Bei kurzen Risslängen: „TopTooth“-Modifikation Kosten: ca. 350.000,-- EUR (Umfang gemäß Abschnitt 6.5.5)

o Bei größeren Risslängen: „LongRing“-Modifikation Kosten: ca. 600.000,-- EUR (Umfang gemäß Abschnitt 6.5.5)

Zusätzliche Wartungskosten je Lastwechsel: Berechnete Lebensdauer Start-Stopp-Betrieb: 195 Starts Berechnete Lebensdauer Lastwechsel: 490 Lastwechsel Die oben aufgeführten Modifikationen sind entweder nach reinen 195 Starts oder reinen 490 Last-wechseln notwendig bzw. nach einer Lastfallkombination gemäß Palmgren-Miner. Die nachfolgen-de Tabelle listet die zur Verfügung stehenden Lastwechsel bzw. zusätzlichen Wartungskosten je Lastwechsel im gesamten Lebensdauerzeitraum in Abhängigkeit der gefahrenen Starts. Der tech-nische Anriss tritt ein, sobald die Summe E der linearen Schadensakkumulation nach Palmgren-Miner 100% erreicht. Grundlage ist die „LongRing“-Modifikation, da abhängig von Konstruktionsdetails des Generators sowie Betriebsweise des Kraftwerks mit einer „TopTooth“-Modifikation u.U. nicht ausreichend hohe Restlebensdauern des Schrumpfsitzes erreicht werden können. Die anfallenden Wartungskosten sind entsprechend den Anteilen am Lebensdauerverbrauch aufgeteilt, d.h. wenn der Lebensdauer-verbrauch zu 80% durch den Start-Stopp-Betrieb bedingt ist, wurden 20% der Wartungskosten den zur Verfügung stehenden Lastwechseln zugeschlagen.




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Ausnutzung Le-bensdauer Start-Stopp-Betrieb

Anzahl Starts Anzahl Lastwechsel Zusätzliche Wartungskosten je Lastwechsel in ca. EUR

0 % 1 487 1.220 EUR

20 % 39 392 1.220 EUR

40 % 78 294 1.220 EUR

60 % 117 196 1.220 EUR

80 % 156 98 1.220 EUR

90 % 176 49 1.220 EUR

95 % 185 25 1.220 EUR

100 % 195 0 0 EUR

Tabelle 18: Mögliche Lastfallkombinationen und resultierende Wartungskosten je Lastwechsel

7.2 Eckverbinder der Rotorwicklung im Wickelkopf

Wartungsbedarf und -kosten:

Neuwicklung Rotor mit neuem Kupfer:

Kosten: ca. 1.500.000,-- EUR (Umfang gemäß Abschnitt 6.7.5) Zusätzliche Wartungskosten je Lastwechsel: Berechnete Lebensdauer Start-Stopp-Betrieb: 100 Starts Berechnete Lebensdauer Lastwechsel: 700 Lastwechsel Die oben aufgeführten Modifikationen sind entweder nach reinen 100 Starts oder reinen 700 Last-wechseln notwendig bzw. nach einer Lastfallkombination gemäß Palmgren-Miner. Die nachfolgen-de Tabelle listet die zur Verfügung stehenden Lastwechsel bzw. zusätzlichen Wartungskosten je Lastwechsel im gesamten Lebensdauerzeitraum in Abhängigkeit der gefahrenen Starts. Der tech-nische Anriss tritt ein, sobald die Summe E der linearen Schadensakkumulation nach Palmgren-Miner 100% erreicht. Die Aufteilung der Wartungskosten erfolgte gemäß der Ausnutzung der Le-bensdauer für Start-Stopp-Betrieb und Lastwechsel.

Ausnutzung Le-bensdauer Start-Stopp-Betrieb

Anzahl Starts Anzahl Lastwechsel Zusätzliche Wartungskosten je Lastwechsel in ca. EUR

0 % 1 693 2.140 EUR

20 % 20 560 2.140 EUR

40 % 40 420 2.140 EUR

60 % 60 280 2.140 EUR

80 % 80 140 2.140 EUR

90 % 90 70 2.140 EUR

95 % 95 35 2.140 EUR

100 % 100 0 0 EUR

Tabelle 19: Mögliche Lastfallkombinationen und resultierende Wartungskosten je Lastwechsel




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8 Ergebnisse

Aufgrund der gestiegenen Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien sind heute vermehrt Lastwechsel und Spannungsschwankungen in den Netzen feststellbar. Der damit einhergehende Bedarf an induktiver und kapazitiver Blindleistung am Netzanschlusspunkt muss von den Kraftwer-ken bereitgestellt werden. Die Änderung von Blindleistung führt unter anderem zu einer erhöhten Beanspruchung des Generators welcher damit einem höheren Verschleiß ausgesetzt ist. Im Rahmen eines Forschungsprojekts hat SENSOPLAN für VGB PowerTech e.V. die Auswirkun-gen von Blindleistungsänderungen auf den Verschleiß an Generatoren untersucht. Dabei wurde exemplarisch der folgende Lastfall betrachtet: Betrieb mit voller Nennwirkleistung ohne Blindleis-tung Leistungsänderung auf volle Nennscheinleistung Leistungsänderung zurück auf volle Nennwirkleistung ohne Blindleistung. Es wurden Alterungsmechanismen exemplarisch am Beispiel eines luftgekühlten Generators im Leistungsbereich von 150 - 350 MVA analysiert und bzgl. zusätzlichen Instandhaltungsaufwands bewertet. Die Ergebnisse dieser Untersuchung sind vom Design des untersuchten Generators ab-hängig. Würden andere Generatoren untersucht dann unterscheiden sich die Ergebnisse abhängig von deren individuellem Design. Untersucht wurden die folgenden Verschleißmechanismen:

• Mechanische Wechselbelastung der hoch belasteten Bereiche des Rotorwicklungskupfers • Mechanische Wechselbelastung des Schrumpfsitzes zwischen Rotorkappe und Rotorballen • Dehnungsbehinderungen im Statorwickelkopf durch thermische Ausdehnung / Kontraktion

relativ zu Blechpaket / Pressplatte • Setzeffekte in der Statornut, die zu Lockerungen der Nutverkeilung führen

Neben den untersuchten Verschleißmechanismen gibt es weitere Verschleißmechanismen (siehe § 5), die ebenfalls zu relevanten Wartungskosten pro Lastwechsel führen können. Die durchgeführten Berechnungen zeigen, dass die Hauptschädigung bei dem untersuchten Gene-rator durch den Start-Stopp-Betrieb verursacht wird. Nur die Komponenten Rotorkappe und Rotor-keil sind weder durch den Start-Stopp-Betrieb noch durch Blindleistungsänderungen in ihrer Le-bensdauer beeinträchtigt. Die folgende Tabelle zeigt den Schädigungseinfluss der zwei untersuchten Betriebsweisen auf die einzelnen untersuchten Komponenten:

Bauteil Schädigung durch

Start-Stopp-Betrieb Blindleistungsänderung

Rotorzahn Schrumpfsitzbereich Rotorkappe Rotorkeil Wicklungsanschluss Eckverbinder kurzer Leiter zum Wicklungsanschluss hin

Eckverbinder Leiter Wickelkopf Verbindungen im Statorwickelkopf Setzeffekte in den Statornuten

Tabelle 20: Übersicht Bewertung Lebensdauer




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Legende: Hohe Schädigung, d.h. großer Einfluss auf die Lebensdauer

kein Einfluss auf die Lebensdauer, bzw. Lebensdauer Bauteil > 10.000 Starts bzw. > 105 Lastwechsel

Allerdings beeinflusst die untersuchte Blindleistungsänderung die Lebensdauer des ausgewählten Generators für die beiden folgenden Komponenten signifikant:

Rotorzahn im Schrumpfsitzbereich o Berechnete Lebensdauer Start-Stopp-Betrieb: 195 Starts o Berechnete Lebensdauer Lastwechsel: 490 Lastwechsel

Eckverbinder der Rotorwicklung o Berechnete Lebensdauer Start-Stopp-Betrieb: 100 Starts o Berechnete Lebensdauer Lastwechsel: 700 Lastwechsel

Da die Lebensdauer dieser Komponenten durch zwei unterschiedliche Schadensmechanismen in ihrer Lebensdauer beeinflusst wird, wurde die Lebensdauerausnutzung mit der Hypothese der li-nearen Schadensakkumulation nach Palmgren-Miner bewertet. Grundlage für die Ermittlung der zusätzlichen Wartungskosten je Lastwechsel für den Verschleiß-mechanismus Rotorzahn im Schrumpfsitzbereich ist die sog. „LongRing“-Modifikation mit ge-schätzten Kosten von ca. 600.000,-- EUR. Grundlage für die Ermittlung der zusätzlichen War-tungskosten je Lastwechsel für den Verschleißmechanismus Eckverbinder der Rotorwicklung ist eine Neuwicklung des Rotors mit neuem Kupfer mit geschätzten Kosten von ca. 1.500.000,-- EUR. Damit ergeben sich die zusätzlichen Wartungskosten je Lastwechsel wie folgt:

Rotorzahn im Schrumpfsitzbereich: ca. 1.220,- EUR pro Lastwechsel

Eckverbinder der Rotorwicklung: ca. 2.140,- EUR pro Lastwechsel Die Untersuchungen wurden ausschließlich für den Lastfall „Betrieb mit voller Nennwirkleistung ohne Blindleistung Leistungsänderung auf volle Nennscheinleistung Leistungsänderung zu-rück auf volle Nennwirkleistung ohne Blindleistung“ durchgeführt. Dennoch gibt es andere ver-gleichbare Lastfälle, die zu ähnlichen Ergebnissen führen. Dies ist Beispielsweise eine Leistungs-änderung von Mindestlast ohne Blindleistung zu Mindestlast mit voller Blindleistung. Entscheidend dafür, ob ein Lastwechsel zu ähnlichen Ergebnissen führt, ist eine vergleichbare Rotorstromände-rungen und damit vergleichbare Temperaturänderungen der relevanten Komponenten.




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9 Quellenverzeichnis

[1] Operating Limits of Underexcited Synchronous Generator – Maljković, Gašparac; Uni-

versity of Zagreb

[2] Field Excitation in Relation to Machine and System Operation – Farnham, Swarthout; AIEE Trans. Paper 53-387

[3] Handbook of Large Turbo-Generator Operation and Maintenance – Klempner, Kerszen-baum; Wiley & Sons

[4] Electrical Insulation For Rotating Machines – Stone, Boulter, Culbert, Dhirani – IEEE Press Series on Power Engineering

[5] Master-Thesis: „Untersuchung der elektromagnetischen und thermischen Besonderhei-ten von Ständern und Läufern großer Turbogeneratoren unterschiedlicher Hersteller“ – P. Houy – Sensoplan GmbH

[6] AD 2000-Merkblatt S 2, Ausg. 10.2004

[7] IEC 60034-3, Edition 6.0 2007-11

[8] LCF-Daten EPG-Materialien – Sensoplan GmbH (nicht veröffentlicht)




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10 Liste der verwendeten Abbildungen

Abb. 1: Leistungsdiagramm und berechnete Leistungspunkte/Lastfälle LF ................................. 41

Abb. 2: Flusskomponenten im Endbereich für verschiedene Lasten ........................................... 42

Abb. 3: Exemplarische Volumenabnahme EPG Materialien ........................................................ 43

Abb. 4: Berechnung der Leitertemperatur Rotor; FE-Modell, Last und Randbedingungen .......... 44

Abb. 5: FEA Rotorkappe; FE-Modell und Randbedingungen ...................................................... 45

Abb. 6: FEA Rotorkappe; Axialkraft durch Wicklungsschieben bei Rotorstromerhöhung und -reduktion ...................................................................................................................... 46

Abb. 7: FEA Rotorkappe; Summenverschiebung bei den vier gerechneten Lastfällen ................ 47

Abb. 8: FEA Rotorkappe; Spannungsverteilung im Rotorzahn bei den verschiedenen Lastfällen und hochbelastete Positionen ........................................................................ 48

Abb. 9: FEA Rotorkappe; Spannungsverteilung in der Rotorkappe bei den verschiedenen Lastfällen und hochbelastete Positionen ........................................................................ 49

Abb. 10: FEA Rotorkappe; Spannungsverteilung im Keil bei den verschiedenen Lastfällen und hochbelastete Positionen ........................................................................................ 50

Abb. 11: FEA J-Strap; FE-Modell von J-Strap und angelötetem Leiter im Wickelkopf ................. 51

Abb. 12: FEA J-Strap; Summenverschiebung bei allen gerechneten Lastfällen .......................... 52

Abb. 13: FEA J-Strap; Spannungsverteilung im J-Strap (ohne Lötstelle) bei den Lastfällen Aufheizen (LF 3+5, oben) und Abkühlen (LF 7+8, unten)............................................... 53

Abb. 14: FEA J-Strap; Spannungsverteilung im kurzen Leiter (ohne Bereich um Lötstelle) bei den Lastfällen Aufheizen (LF 3+5, oben) und Abkühlen (LF 7+8, unten) .................. 54

Abb. 15: FEA langer Leiter Rotorwickelkopf; FE-Modell mit / ohne Rigid Target ......................... 55

Abb. 16: FEA langer Leiter Rotor. Differenz der rad. Verschiebung bei Stillstand und Nenndrehzahl in der Rotorkappe (oben) und aufgegeben auf das Rigid Target (unten) ........................................................................................................................... 56

Abb. 17: FEA langer Leiter Rotorwickelkopf; Summenverschiebung bei allen gerechneten Lastfällen ....................................................................................................................... 57

Abb. 18: FEA langer Leiter Rotorwickelkopf; Spannungsverteilung im Leiter bei den Lastfällen Aufheizen (LF 3+5, oben) und Abkühlen (LF 7+8, unten) .............................. 58

Abb. 19: FEA Statorwickelkopf; FE-Modell .................................................................................. 59

Abb. 20: FEA Statorwickelkopf; Summenverschiebung des Wickelkopfes bei LF4 Wirkleistung (oben) und LF6 Nennpunkt (unten) ............................................................ 60




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Abb. 1: Leistungsdiagramm und berechnete Leistungspunkte/Lastfälle LF

5

6

Instationäre Temperaturzustände

Stationäre Temperaturzustände

7

3 4

1

2

8




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Abb. 2: Flusskomponenten im Endbereich für verschiedene Lasten

ΦErr ΦErr

ΦErr

ΦSt ΦGES

ΦSt

ΦGES

a) Leerlauf b) induktive Last c) kapazitive Last




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Abb. 3: Exemplarische Volumenabnahme EPG Materialien




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Abb. 4: Berechnung der Leitertemperatur Rotor; FE-Modell, Last und Randbedingungen

Wärmeübergangskoeffizient

m

Kühlgastemperaturverlauf

Kühlgastemperatur

Erregerstrom Spannung = 0 V




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Abb. 5: FEA Rotorkappe; FE-Modell und Randbedingungen

Rotorkappe

Sprengring

Keil

Sprengringnut

Radius zur

Zahnflanke

Symmetrie-rand-

bedingungen

(Komponenten Druck #)

Druck1

Druck2

Druck3

Druck4

Kappenplatte




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Abb. 6: FEA Rotorkappe; Axialkraft durch Wicklungsschieben bei Rotorstromerhöhung und -reduktion

Reibkraft auf Rotorkappe aufgrund Wicklungsschieben bei Rotorstromer-

höhung (z.B. cos = 1 Nennpunkt)

Reibkraft auf Rotorkappe aufgrund Wicklungsschieben bei Rotorstromre-

duktion (z.B. Nennpunkt cos = 1)




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Abb. 7: FEA Rotorkappe; Summenverschiebung bei den vier gerechneten Lastfällen

Usum [mm]

Usum [mm]

Usum [mm]

Usum [mm]

LF 1:

Stillstand

LF 2:

Nenn kalt

LF 3+5:

Aufheizen

LF 7+8:

Abkühlen




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Abb. 8: FEA Rotorkappe; Spannungsverteilung im Rotorzahn bei den verschiedenen Last-fällen und hochbelastete Positionen

Pos. A

Pos. B

Pos. C

Pos. D

LF 1:

Stillstand

LF 2:

Nenn kalt

LF 3+5:

Aufheizen

LF 7+8:

Abkühlen

Pos. B




Seite 49/60

Abb. 9: FEA Rotorkappe; Spannungsverteilung in der Rotorkappe bei den verschiedenen Lastfällen und hochbelastete Positionen

LF 1:

Stillstand

LF 2:

Nenn kalt

LF 3+5:

Aufheizen

LF 7+8:

Abkühlen

Pos. E

Pos. F

Pos. G

Pos. H

Pos. E




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Abb. 10: FEA Rotorkappe; Spannungsverteilung im Keil bei den verschiedenen Lastfällen und hochbelastete Positionen

LF 2:

Nenn kalt

LF 3+5:

Aufheizen

LF 7+8:

Abkühlen

LF 1:

Stillstand

Pos. I

Pos. J




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Abb. 11: FEA J-Strap; FE-Modell von J-Strap und angelötetem Leiter im Wickelkopf

Rigid target

J-Strap

Lötstelle

Leiter

Unterleg-scheibe

Mutter

Radialbolzen

Radialer Kontakt

Nutaustritt




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Abb. 12: FEA J-Strap; Summenverschiebung bei allen gerechneten Lastfällen

LF 1:

Stillstand

LF 2:

Nenn kalt

LF 3: Aufheizen

Wirk

LF 4:

Wirkleistung

LF 5: Aufheizen

Nenn

LF 6:

Nennpunkt

LF 7: Abkühlen

Wirk

LF 8: Abkühlen

kalt




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Abb. 13: FEA J-Strap; Spannungsverteilung im J-Strap (ohne Lötstelle) bei den Lastfällen Aufheizen (LF 3+5, oben) und Abkühlen (LF 7+8, unten)

LF 3: Aufheizen

Wirk

LF 5: Aufheizen

Nenn

LF 7: Abkühlen

Wirk

LF 8: Abkühlen

kalt

Pos. A

Pos. B

Pos. C

Pos. D




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Abb. 14: FEA J-Strap; Spannungsverteilung im kurzen Leiter (ohne Bereich um Lötstelle) bei den Lastfällen Aufheizen (LF 3+5, oben) und Abkühlen (LF 7+8, unten)

LF 3: Aufheizen

Wirk

LF 5: Aufheizen

Nenn

LF 7: Abkühlen

Wirk

LF 8: Abkühlen

kalt

Pos. E




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Abb. 15: FEA langer Leiter Rotorwickelkopf; FE-Modell mit / ohne Rigid Target

Rigid Target

Leiter

Axialer Teil

Tangentialer Teil

Eckverbinder

Innenseite Lötstelle

Eckverbinder

Nutaustritt

Nutaustritt

Mitte Leiter

Mitte Leiter




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Abb. 16: FEA langer Leiter Rotor. Differenz der rad. Verschiebung bei Stillstand und Nenn-drehzahl in der Rotorkappe (oben) und aufgegeben auf das Rigid Target (unten)

Nutaustritt ΔUrad = 1 mm

Nutaustritt




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Abb. 17: FEA langer Leiter Rotorwickelkopf; Summenverschiebung bei allen gerechneten Lastfällen

LF 1:

Stillstand LF 2:

Nenn kalt

LF 3: Aufheizen

Wirk

LF 4:

Wirkleistung

LF 5: Aufheizen

Nenn

LF 6:

Nennpunkt

LF 7: Abkühlen

Wirk

LF 8: Abkühlen

kalt




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Abb. 18: FEA langer Leiter Rotorwickelkopf; Spannungsverteilung im Leiter bei den Lastfäl-len Aufheizen (LF 3+5, oben) und Abkühlen (LF 7+8, unten)

LF 3: Aufheizen

Wirk

LF 5: Aufheizen

Nenn

LF 7: Abkühlen

Wirk

LF 8: Abkühlen

kalt

Pos. A




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Abb. 19: FEA Statorwickelkopf; FE-Modell

Trapez und Anbindung an

Pressplatte

Stützring

Außenringe

Zwischenring

Tangential-verbindung Stabende

Stabende

Ober- und Unterlage-stäbe im Wickelkopf

Ober- und Unterlage-stäbe in der Nut




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Abb. 20: FEA Statorwickelkopf; Summenverschiebung des Wickelkopfes bei LF4 Wirkleis-tung (oben) und LF6 Nennpunkt (unten)

Pos. A

Pos. B

Pos. C

Pos. D Pos. E

Pos. F

Documents

Untersuchung der Verschleißmechanismen bei ...Abnutzung ist nach DIN 31051 der Abbau des Abnutzungsvorrates, hervorgerufen durch chemische und/oder physikalische Vorgänge. Titel: