Содержание
Предыдущий § Следующий

ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГЕНЕРАТОРОВ

И СИНХРОННЫХ КОМПЕНСАТОРОВ

4.1. ОСМОТРЫ И ПРОВЕРКИ ГЕНЕРАТОРОВ

Осмотры и проверки генераторов производятся персоналом электроцеха перед пуском и во время работы. При этом осматриваются генератор и оборудование, включаемое вместе с ним в работу.

При осмотре генератора перед пуском после ремонта проверяется, все ли работы закончены и имеется ли об этом запись в журнале ремонта. Обращается внимание на состояние щеток на кольцах ротора и на коллекторе возбудителя, проверяется, не выступает ли слюда и не затянуты ли медью промежутки между коллекторными пластинами, нет ли подгара и рисок-задиров на пластинах, не загрязнена ли изоляция щеточных аппаратов. Сработавшиеся щетки подлежат замене. Пыль и грязь на изоляции щеточных аппаратов удаляются путем протирки. О дефектах, которые сменный персонал своими силами устранить не может, сообщается руководству электроцеха.

При осмотре помещения выводов и ячейки генератора проверяется отсутствие закороток на ошиновке, следов нагрева контактных соединений по термоуказателям или по цветам побежалости. Проверяется, не попадает ли масло на оборудование выводов. Включается вентиляция помещения выводов. Производится опробование автомата гашения поля (АГП) и выключателей включением и отключением.

Проверяется готовность к пуску газомасляной системы генератора и системы водяного охлаждения обмоток. Особенно важно убедиться в том, что все вентили на маслопроводах подачи масла на уплотнения от системы регулирования через инжектор открыты, так как наиболее надеж-

но производить пуск при поступлении масла на уплотнения от инжектора. Совместно с машинистом турбины проверяется работа АВР маслонасосов турбины и водородного охлаждения, конденсатных, циркуляционных и других насосов. Перед проверкой АВР измеряется сопротивление изоляции всех двигателей, принадлежащих турбоагрегату, если они были в ремонте или длительно находились в резерве. Готовится к включению в работу система возбуждения согласно инструкции.

Измеряется сопротивление изоляции обмотки статора мегаомметром 2500 В и цепи ротора мегаомметром 500— 1000 В. Результаты измерения сравниваются с данными предыдущих измерений. При уменьшении сопротивления изоляции обмотки статора в 3—5 раз, в цепи ротора ниже нормированного значения следует, разделяя цепи, определить участок с пониженной изоляцией и принять меры к восстановлению ее.

Сопротивления изоляции всей цепи возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с газовым охлаждением обмотки ротора и с воздушным охлаждением элементов системы возбуждения должно быть не менее 0,5 МОм, при водяном охлаждении полупроводниковых преобразователей— не менее 100 кОм. Сопротивление изоляции цепи возбуждения с водяным охлаждением обмотки ротора должно быть не менее 10 кОм. Однако при удалении дистиллята из обмотки с продувкой сжатым воздухом сопротивление изоляции обмотки должно быть не менее 0,5 МОм.

Во время пуска п-ри повышении частоты вращения генератора необходимо следить за тем, поддерживает ли регулятор необходимый перепад между давлениями масла на уплотнения и водорода в генераторе, не понизилось ли давление масла перед регулятором до недопустимо низкого значения. Необходимо также следить за температурой вкладышей уплотнений по термометрам сопротивлений, а если их нет, то по температуре масла, сливаемого из уплотнения, и по нагреву корпусов уплотнений. Если при этом будет обнаружена ненормальность, следует снизить частоту вращения генератора для выяснения и устранения причины ненормальности.

При осмотре генератора, находящегося в работе, проверяют:

нет ли искрения на кольцах ротора и коллекторе возбудителя, не загрязнены ли щеточные аппараты, не попадают ли на кольца и коллектор пары масла, нет ли на коллекто-

ре рисок, появляющихся при наличии на поверхности щеток металлических или абразивных включений или при срабатывании щеток до такой степени, что их медная ар-мировка начинает задевать за коллекторные пластины;

не усилилась ли вибрация подшипников, не изменился ли шум генератора;

какова температура подшипников и вкладышей уплотнений, холодного и горячего газа и другие параметры охлаждения;

не увеличился ли слив масла из уплотнений в сторону водорода;

нормален ли перепад между давлениями масла на уплотнения и водорода;

вращается ли золотник регулятора, если в схеме масло-снабжения установлен регулятор типа ДРДМ-12М.

При обнаружении ненормальностей в работе следует выяснить причины и по возможности принять меры к их устранению.

Осмотр генератора должен производиться начальником смены электроцеха не реже 1 раза в смену и мастером по генераторам не реже 1 раза в сутки. Кроме того, контактные кольца ротора и коллектор возбудителя должны осматриваться дежурным электромонтером в установленные сроки. Машинист турбины должен следить за нагревом уплотнений и подшипников генератора и возбудителя. Он обязан контролировать и регулировать температуру охлаждающей среды в генераторе, периодически прослушивать генератор, наблюдать за чистотой выступающей части изоляции под стулом подшипников генератора и возбудителя и не допускать закорачивания ее металлическими предметами.

Газоохладители и теплообменники наиболее эффективно работают, если трубки полностью заполнены водой. Поэтому температура охлаждающего газа или конденсата регулируется изменением количества охлаждающей воды, открытием или прикрытием не напорной, а общей сливной задвижки. Сливные задвижки после каждого охладителя прикрываются лишь настолько, чтобы обеспечить равномерный расход воды через все газоохладители и полное заполнение их водой при номинальной нагрузке генератора. Общая напорная задвижка и напорные задвижки перед каждым газоохладителем должны быть открыты полностью. Только при наличии слива воды из всех дренажных кранов, присоединенных к верхним точкам сливных камер га-

зоохладителей, можно быть уверенным, что воздух в газоохладителях отсутствует.

Резкое увеличение расхода охлаждающей воды через нагретые газоохладители может привести к нарушению плотности вальцовки трубок в трубной доске. Поэтому таких случаев следует избегать. При пуске генератора охлаждающая вода в газоохладители должна быть подана до того, как они сильно нагреются,

Рис. 4.1. Схема промывки газоохладителей обратным ходом воды:

а —нормальный режим охлаждения; б — режим промывки; Г — газоохладители; 1—4 — задвижки

Если входные отверстия трубок газоохладителей забиваются мелкой щепой, листьями и другим мусором, их охлаждающая способность резко снижается. Для восстановления их нормальной работы приходится поочередно отключать каждый газоохладитель, вскрывать на нем торцевые крышки и удалять мусор, забивший трубки, вручную. Эта операция на генераторах с водородным охлаждением не только трудоемка, но и небезопасна, так как проводится, как правило, без вытеснения водорода. При наличии схемы промывки газоохладителей обратным ходом воды (рис. 4.1) необходимость в частой ручной чистке газоохладителей отпадает. Для промывки газоохладителей закрываются задвижки на сливе 4 и входе 2 и открываются задвижки / и 3. Вода вместе со смытым мусором и грязью сбрасывается в дренажные каналы. Промывку заканчивают после того, как вода из газоохладителей пойдет чистой. Обычно промывка продолжается 5—10 мин и, как правило, проводится на неработающем генераторе. При необходимости промывку можно производить и на работающем, но по возможности разгруженном генераторе.

Наблюдение за работой генератора ведется как по измерительным приборам, так и визуально. Показания электрических приборов генератора, температуры стали и об-мотки статора, охлаждающей среды и вкладышей подшипников должны записываться не реже 2 раз в смену. В те же сроки у турбогенераторов с водородными и водородно-водяным охлаждением должны записываться: чистота и давление водорода, давление масла на уплотнения, температура газа или конденсата на входе в обмотку и выходе из нее, расход конденсата через обмотку, температура воды (конденсата) на входе в газоохладители (теплообменники) и выходе из них, давление воды в напорном коллекторе газоохладителей (теплообменников).

4.2. ПРОВЕРКА СОВПАДЕНИЯ ФАЗ, СИНХРОНИЗАЦИЯ И НАБОР НАГРУЗКИ

После окончания монтажа или работ в первичной цепи генератора, которые могли нарушить чередование фаз, необходимо проверить, совпадают ли фазы генератора и сети.

Для проверки совпадения фаз к трансформатору напряжения резервной системы шин присоединяется фазоуказа-тель. Какой зажим фазоуказателя к какой фазе трансформатора напряжения будет подключен, существенного значения не имеет. Важно лишь сохранить порядок подключения неизменным до конца проверки. Затем на резервную систему шин подается поочередно напряжение от рабочей системы шин и от генератора. Если в обоих случаях диск фазоуказателя будет вращаться в одном и том же направлении, то порядок следования фаз генератора и системы одинаков. Если же направление вращения диска изменяется, то включать генератор в сеть, не поменяв местами две фазы на ошиновке, соединяющей генератор с сетью, недопустимо.

При отсутствии резервной системы шин или блочном соединении генератора с трансформатором фазоуказатель присоединяется к трансформатору напряжения генератора. От выводов статора отсоединяются компенсаторы и на шинный мост, и трансформатор напряжения генератора по-» дается напряжение от системы включением выключателя силового трансформатора. Фиксируется направление вращения диска фазоуказателя. Затем, после присоединения компенсаторов к выводам статора и пуска генератора, на-

пряжение на шинный мост подается от генератора. При совпадении фаз направление вращения диска фазоуказате-ля должно сохраниться. Если между генератором и его трансформатором имеются разъединители, то отсоединять компенсаторы от выводов статора не требуется. В этом случае перед подачей напряжения на шинный мост от сети достаточно отключить разъединители.

По окончании монтажа или работ в цепях синхронизации и связанных с ними трансформаторах напряжения должны быть проверены исправность и правильность схемы синхронизации. Для этого нужно после достижения генератором частоты вращения, близкой к номинальной, возбудить генератор (т. е. включить его автомат гашения поля АГП, подать в ротор ток возбуждения и поднять напряжение на выводах статора до номинального). Ток возбуждения регулируют с помощью регулировочного реостата, движок которого вручную перемещается в положение «холостого хода», или с помощью установочного автотрансформатора УАТ, воздействующего на автоматический регулятор возбуждения АРВ генератора. Далее, установив ключ синхронизации на пульте управления генератором в положение «Включено», следует подать на колонку синхронизации заведомо несинхронные напряжения (от генератора и сети).

Проверить вращение стрелки синхроноскопа и подождать, пока она сделает один или несколько полных оборотов. Это укажет на исправность синхроноскопа и наличие на нем напряжения как от генератора, так и от сети. Одновременно нужно убедиться в работе вольтметров и частотомеров на колонке синхронизации. Пока стрелка синхроноскопа не совершит полного оборота, нельзя считать синхроноскоп и его цепи исправными. Колебания стрелки в одну и другую сторону от красной черты могут быть вызваны не только неудовлетворительной работой регулирования турбины, но и обрывом в одной из фаз напряжения, подводимого к синхроноскопу или неисправностью самого синхроноскопа; возбужденный до номинального напряжения генератор включается на резервную систему шин, находящуюся без напряжения. Включается колонка синхронизации. Поскольку на синхроноскоп при этом будет подано заведомо синхронное напряжение, стрелка синхроноскопа должна остановиться в вертикальном положении, на красной черте, если же она остановится в другом положении, то, значит, синхронизирующее устройство работает

неправильно и до устранения дефекта включать в работу генератор недопустимо.

При отсутствии резервной системы шин или при блочном соединении генератора с трансформатором правильность работы схемы синхронизации проверяется подачей напряжения на шинный мост генератора от сети при отсоединенных от выводов генератора компенсаторах.

Включение генератора в сеть может быть выполнено по способу точной синхронизации или самосинхронизации.

Для включения генератора по способу точной синхронизации без броска тока в статоре и без резкого изменения вращающего момента ротора должны быть соблюдены три условия: равенство значений напряжения генератора и сети; совпадение этих напряжений по фазе; равенство частот генератора и сети.

Включение генератора в сеть при значительном неравенстве напряжений по значению и при большом угле расхождения по фазе вызовет появление в генераторе уравнительного тока и связанных с ним последствий. Особенно опасно включение генератора при несовпадении напряжений по фазе. В наиболее тяжелом случае, когда напряжения генератора и сети сдвинуты по фазе на 180°, а мощность системы во много раз превышает мощность генератора, уравнительный ток в момент включения в 2 раза превысит ток трехфазного КЗ на выводах генератора. От такого тока могут разрушиться лобовые части обмотки статора или обмотки трансформатора. При значительной разности частот трудно безошибочно выбрать момент для включения генератора.

Однако точное соблюдение трех вышеуказанных условий, особенно двух последних, замедлило бы процесс синхронизации. Поэтому практически допускается возможность появления незначительных, неопасных толчков при включении генератора и синхронизация с соблюдением следующих, несколько отличающихся от указанных выше идеальных условий:

напряжение генератора должно быть выше напряжения сети, но не более чем на 5 %, с тем чтобы он после включения принял на себя реактивную нагрузку;

импульс на включение выключателя должен подаваться до подхода стрелки синхроноскопа к красной черте на угол, соответствующий времени включения выключателя, с расхождением не более 8—12°;

частота вращения генератора должна быть близкой к

частоте сети, чтобы стрелка синхроноскопа вращалась с частотой не более 2—3 об/мин.

Точная синхронизация проводится при помощи автоматического синхронизатора, а там где его нет — вручную. Схема ручной синхронизации дополняется блокировкой от несинхронного включения, разрешающей включение генератора только при допустимых разности частот вращения и угле расхождения между фазами напряжений генератора и сети. Ручная синхронизация при отключенной блокировке от несинхронного включения запрещается.

По способу самосинхронизации генератор включается в сеть без возбуждения при частоте вращения, близкой к синхронной (скольжение ±2%), после чего включается АГП, генератор возбуждается и в течение 1—2 с втягивается в синхронизм. Регулировочный реостат перед включением генератора должен быть установлен в положение XX. Во избежание пробоя изоляции обмотки ротора из-за появления перенапряжений она должна быть замкнута до включения АГП на резистор самосинхронизации.

Если при неудачной точной синхронизации механические усилия на вал ротора, обусловленные так называемым синхронным моментом, могут в несколько раз превысить усилия от номинального момента, то при самосинхронизации синхронный момент отсутствует, так как генератор включается невозбужденным. Кроме того, достоинство способа самосинхронизации состоит в простоте, позволяющей полностью автоматизировать включение генератора в сеть, в быстроте включения.'

Включение турбогенераторов, имеющих косвенное охлаждение обмоток и работающих на шины генераторного напряжения, а также генераторов с непосредственным охлаждением обмоток в нормальных условиях должно осуществляться, как правило, способом точной синхронизации. Для турбогенераторов, работающих на шины генераторного напряжения, это связано с нежелательностью значительного понижения напряжения у потребителей в момент включения генератора из-за броска тока, превышающего 3,5 номинального значения.

Для турбогенераторов с непосредственным охлаждением, несмотря на то что симметричная составляющая тока в начальный момент их самосинхронизации обычно не превышает трехкратного номинального значения, ограничения по применению способа самосинхронизации вызваны меньшей стойкостью этих генераторов и блочных трансформато-

ров большой мощности к динамическим воздействиям по сравнению со стойкостью турбогенераторов с косвенным охлаждением и трансформаторов меньшей мощности.

В аварийных условиях, когда напряжение и частота в сети могут сильно колебаться, операция по включению генератора способом точной синхронизации может затянуться на продолжительное время или сопровождаться включением с большим углом расхождения векторов напряжения генератора и сети. В этих условиях турбогенераторы мощностью до 200 МВт включительно и гидрогенераторы мощностью до 500 МВт включительно разрешается включать на параллельную работу способом самосинхронизации. Генераторы большей мощности разрешается включать Этим способом при условии, что кратность симметричной составляющей тока самосинхронизации к номинальному току не превышает 3,0.

Скорость подъема активной нагрузки после включения турбогенератора в сеть определяется допустимой скоростью набора нагрузки на турбину и котлоагрегат. Нарушение этого требования недопустимо. Например, чрезмерно быстрый набор нагрузки может привести к большему удлинению ротора турбины по сравнению с удлинением корпуса турбины и отключению ее защитой от осевого сдвига, а в худшем случае и к задеванию лопаток ротора за диафрагмы. Поэтому скорость подъема нагрузки должна быть указана в местных инструкциях для каждого типа турбогенератора.

Скорость набора реактивной нагрузки генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не ограничивается. У турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток скорость набора реактивной нагрузки в нормальных условиях не должна превышать скорости набора активной нагрузки, а в аварийных условиях не ограничивается. Ограничение скорости набора реактивной нагрузки (скорости повышения токов статора и ротора) в турбогенераторах с непосредственным охлаждением вызвано тем, что обмотки в них достигают установившейся температуры в 10—15 раз быстрее, чем сердечник. Без ограничения скорости повышения тока разность температур в стали и меди обмотки ротора может стать весьма большой, что при значительной длине активных частей турбогенераторов приведет к значительной разнице в тепловом расширении обмоток и стальных час-

тей и как следствие к перемещению обмоток относительно сердечников, к появлению механических напряжений в меди обмотки ротора, превышающих предел ее текучести. Перемещения обмоток или чрезмерные усилия в меди при частых повторениях могут вызвать повреждение изоляции или деформацию меди.

4.3. НОРМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГЕНЕРАТОРОВ

Нормальными режимами генератора являются такие, при которых он работает с номинальными параметрами, указанными на заводской таблице и в паспорте, или с отклонениями, допустимыми по ГОСТ или ТУ. Работа генератора точно с номинальными параметрами называется, кроме того, номинальным режимом. К основным параметрам генератора относятся: полная мощность, напряжение и ток статора, ток ротора, коэффициент мощности, частота, температура и давление охлаждающей среды.

Длительно допустимые значения тока статора и ротора генератора в зависимости от конкретных значений давления газа и температуры охлаждающей среды, а также от значения рабочего напряжения на выводах статора обычно указываются в так называемой режимной карте генератора, которой пользуются при его эксплуатации.

При составлении режимных карт руководствуются следующими соображениями. Длительно допустимые токи статора и ротора должны быть снижены, если температура охлаждающей среды или давление газа отличаются от номинального в сторону ухудшения охлаждения. Если температура охлаждающего газа ниже номинальной, то мощность генератора разрешается повысить.

Допустимые при пониженной температуре холодного газа токи ротора и статора, если они не указаны заводом-изготовителем, устанавливаются на основании испытания на нагрев. При этом не должны быть превышены наибольшие допустимые в эксплуатации температуры, определенные при номинальном режиме. Не допускается увеличивать мощность при снижении температуры входящей в обмотку воды для генераторов с водяным охлаждением обмотки статора.

Если температура охлаждающего газа выше номинальной, то допустимые токи статора и ротора уменьшаются до значений, при которых температуры обмоток не будут превышать наибольших допустимых в эксплуатации. При тем-

пературе входящего газа выше 55° С работа генераторов не допускается.

Для генераторов с водяным охлаждением обмотки статора снижение нагрузки в случае повышения температуры входящей в обмотку воды выше номинальной должно быть таким, чтобы температура выходящей из обмотки воды не превысила 85 ^СС.

Отклонение от номинального давления водорода в генераторе не должно быть больше ±0,02 МПа для генераторов с давлением 0,1 МПа и выше; ±0,01 МПа для генераторов с давлением водорода 0,05 МПа и выше и ±0,001 МПа для генераторов с давлением водорода 0,005 МПа. Снижение водорода сверх нормы для генераторов с давлением 0,005 МПа опасно в основном из-за возможности попадания воздуха в машину при сбросе нагрузки или при появлении утечки, а для генераторов с высоким давлением — из-за перегрева обмоток. Допустимая нагрузка при снижении давления водорода для этих генераторов устанавливается заводом-изготовителем или определяется испытанием на нагрев. При повышении давления сверх нормы снижается надежность системы водородного охлаждения. Например, из-за выпучивания при этом торцевых щитов может нарушиться работа уплотнений и появиться опасная утечка водорода, угрожающая пожаром или взрывом.

Для предотвращения конденсации влаги на стенках газоохладителей температура точки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна быть ниже, чем температура воды на входе в газоохладители, но не выше 15 °С. Последнее требование фактически определяет влаго-содержание газа не более 12,8 г/м³. Повышение влажности водорода в генераторе при отсутствии течи воды в газоохладителях и применении для подпитки хорошо осушенного водорода может произойти только за счет попадания влаги вместе с воздухом из масла, сливающегося из уплотнений в сторону водорода.

Повышение влажности водорода снижает надежность и срок службы изоляции, вредно сказывается на механической прочности бандажей ротора, ограничивает снижение температуры холодного водорода в зимнее время из-за возможности конденсации влаги на стенках газоохладителей. Наконец, повышение влагосодержания в газе на 1 г/м³, увеличивая плотность газовой смеси, повышает вентиляционные потери в генераторе на 0,8—1 %. В настоящее вре-

мя для снижения влагосодержания газа начали применять холодильные установки.

Генераторы с поверхностным водородным охлаждением могут работать на воздушном охлаждении при сниженной нагрузке. Для генераторов с непосредственным охлаждением работа с нагрузкой на воздушном охлаждении недопустима, так как это привело бы к перегреву и повреждению обмотки. Генераторы серии ТВФ должны быть переведены на водород до включения в сеть, а генераторы серий ТВВ и ТГВ при воздушном охлаждении могут работать на XX только без возбуждения и то кратковременно. Чистота водорода в генераторе должна быть не ниже следующих значений:

Чистота водорода,

%

Давление водорода, МПа:

До 0,05.................... 95

0,05 и выше в генераторах с косвенным охлаждением . . 97 В генераторах с непосредственным охлаждением и синхронных компенсаторах............... 98

Снижение чистоты водорода на 1 % приводит к увеличению вентиляционных потерь на 10—11 %. Например, в генераторе ТВФ-100-2 с давлением водорода 0,3 МПа при снижении чистоты водорода только на 1 % дополнительные потери составят за год не менее 200 МВт-ч. В более мощных генераторах дополнительные вентиляционные потери при снижении чистоты водорода еще больше. Кроме того, снижение чистоты водорода приводит к ухудшению охлаждения или образованию взрывоопасной смеси. При снижении чистоты водорода ниже нормы генератор должен быть продут путем выпуска из него водорода с пониженной чистотой и добавлением такого же количества чистого водорода из ресиверов или баллонов.

Содержание кислорода в корпусе генератора не должно превышать 1,2 %, а в бачке продувки—2 %. Несоблюдение этого требования резко увеличит опасность образования в генераторе взрывоопасной смеси. Поэтому, если содержание кислорода достигает значений, близких к предельно допустимым, производится продувка генератора чистым водородом, как и при снижении чистоты водорода.

Все генераторы допускают работу с номинальной мощностью при изменении напряжения в пределах ±5 % номинального и при допустимых в эксплуатации изменениях частоты. Попутно отметим, что наибольший ток ротора в

одном из трех режимов по напряжению (0,95; 1; 1_э05 ^ном) принимается за номинальный ток ротора.

Длительно допустимое отклонение напряжения не должно превышать ±10% номинального. При отклонении напряжения свыше ±5 % номинального полная мощность генератора уменьшается согласно указанию завода-изготовителя или на основании испытания.

Рис. 4.2. Диаграмма мощности

Повышение напряжения свыше 105 % номинального связано с повышением тока возбуждения и магнитной индукции генератора, что вызывает повышенный нагрев стали статора, возрастание дополнительных потерь в роторе и конструктивных элементах статора. Чтобы не превысить нагрева обмотки ротора и стали статора сверх допустимого в эксплуатации, нагрузка генератора при повышении напряжения сверх 105 % должна понижаться. Уменьшение же мощности генератора при снижении напряжения ниже 95 % номинального вызывается тем, что повышать ток свыше 105 % номинального недопустимо, Повы-

шение напряжения свыше ПО % недопустимо из-за резкого усиления местных перегревов активной стали сердечника статора в результате роста при этом магнитного потока рассеивания.

Рассмотрим работу генератора с различными коэффициентами мощности, пользуясь диаграммой мощности (рис. 4.2). Полная мощность генератора ограничивается:

в зоне перевозбуждения при коэффициенте мощности менее номинального — нагревом обмотки ротора, так как для увеличения реактивной нагрузки необходимо увеличивать ток ротора. При номинальном токе ротора из-за размагничивающего действия реакции реактивного тока статора наибольшее значение тока статора составит всего лишь около 80 % номинального;

в зоне от номинального значения коэффициента мощности до значения, равного единице, — нагревом обмотки статора или допустимой мощностью турбины;

в зоне недовозбуждения (коэффициент мощности менее единицы) — мощностью турбины, током статора, нагревом торцевых элементов сердечника статора.

В режиме недовозбуждения из-за подмагничивающего характера реакции тока статора заметно возрастает аксиальная составляющая магнитного поля рассеивания в зуб-цовой зоне торцевых пакетов сердечника (в основном в трех крайних пакетах), в результате чего резко увеличиваются вихревые токи в листах активной стали, в нажимных плитах и пальцах, вызывающие сильный нагрев этих элементов. Для обмотки статора особенно опасен нагрев активной стали в зоне под пазами и в зубцах, с которыми обмотка непосредственно соприкасается.

Уровень нагрева концевых элементов сердечника статора особенно значителен в генераторах с непосредственным охлаждением, имеющих повышенные электромагнитные нагрузки. Несмотря на меры, принимаемые по снижению нагрева (выполнение разрезов в зубцах крайних пакетов, усиление охлаждения этих пакетов и т.д.), торцевые элементы статора этих машин нагреваются до высоких температур не только в режимах недовозбуждения, но и при работе их с отстающим током при коэффициенте мощности, близком к единице. Поэтому допустимая длительная нагрузка в режиме недовозбуждения, а также при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы для генераторов с непосредственным охлаждением должна определяться на основании специальных испытаний или ди-

рективных материалов с учетом обеспечения устойчивости параллельной работы в сети.

Для генераторов с косвенным охлаждением разрешается длительная работа при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы с сохранением номинального значения полной мощности.

При регулярной работе генератора в режимах недовоз-буждения должно быть обеспечено автоматическое ограничение минимального тока возбуждения для исключения потери устойчивости в случаях внезапного повышения напряжения в сети.

4.4. ДОПУСТИМЫЕ ПЕРЕГРУЗКИ ГЕНЕРАТОРОВ

В аварийных условиях генераторы и синхронные компенсаторы разрешается кратковременно перегружать по токам статора и ротора согласно ТУ на поставку, а если

Таблица 4.1. Допустимые кратность и продолжительность перегрузки по току статора генераторов и синхронных компенсаторов

в ТУ такие указания отсутствуют, то кратность перегрузки по току статора, отнесенному к номинальному току, определяется по табл. 4.1.

Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора.

Для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток ротора допустимая перегрузка по току возбуждения определяется кратностью тока, отнесенного к номинальному току ротора, указанной в табл. 4.2.

Таблица 4.2. Допустимые кратность и продолжительность перегрузки турбогенераторов по току ротора

Снятие перегрузки роторов с непосредственным охлаждением, как правило, должно производиться автоматически.

Длительность перегрузок генераторов и компенсаторов при авариях в энергосистеме ограничивается недопустимостью перегрева обмоток по условию сохранения электрических и механических свойств изоляции; превышением температуры меди обмотки и бочки ротора, не вызывающим еще остаточных деформаций витков; недопустимостью закипания дистиллята в обмотке.

4.5. НЕСИММЕТРИЧНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГЕНЕРАТОРОВ

Несимметричный режим, характеризующийся неравенством токов в фазах обмотки статора- генератора, вызывается наличием мощных однофазных нагрузок, например однофазных печей, электротяговых нагрузок, или возникает при обрыве провода линии электропередачи, а также ошиновки ОРУ, при отключении или неотключении одной фазы выключателя с пофазным управлением, при работе генератора через неполнофазную трансформаторную группу и при несимметричных КЗ.

При несимметричном режиме в токе статора появляется составляющая обратной последовательности, которая вызывает магнитный поток, вращающийся относительно ротора с двойной угловой частотой. Этот поток наводит в бочке ротора токи двойной частоты, вызывающие дополнительные потери в элементах ротора и их нагрев (рис. 4.3).

Магнитное поле обратной последовательности вызывает также повышение вибрации.

Эквивалентная глубина проникновения в бочку ротора вихревых токов с частотой 100 Гц невелика и составляет несколько миллиметров в зубцах и около 10—17 мм в клиньях. По этой причине эквивалентное активное сопротивление ротора току двойной частоты значительно и

дополнительные потери в бочке ротора от несимметрии тока статора могут достигнуть больших значений. Для ряда турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток эти потери соизмеримы с номинальными потерями на возбуждение уже при токе обратной последовательности /₂к0,22 /_ном, а при /₂=/ном превышают их в 15—20 раз, К тому же дополнительные потери распределяются вдоль ротора неравномерно.

Рис. 4.3. Прохождение токов в роторе при несимметричной нагрузке

Наиболее высокий нагрев зубцов и клиньев они вызывают в зонах, ближайших к торцам ротора, и бандажах. Поэтому длительная работа с несимметричной нагрузкой допустима, если разность тока в фазах не превышает 10 % номинального тока для турбогенераторов и 20 %| для синхронных компенсаторов.

Продолжительность воздействия больших токов обратной последовательности должна быть строго ограничена и в зависимости от типа генератора определяться критерием термической стойкости ротора /₂^ равным: 30 для генераторов ТВ2; 15 для ТВФ; 8 (в отдельных случаях 5) для ТВВ и ТГВ; 40 для гидрогенераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением; 20 для гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмотки статора.

Для предотвращения повреждения генераторов в случае неполно-фазных отключений выключателей блоков, как правило, предусматривается устройство резервирования при отказе выключателей УРОВ, действующее при отказе любой фазы выключателя блока на отключение смежных выключателей секции или всех выключателей системы шин, на которую работает блок.

Если во время плановых остановок блоков одновременно с отклю« чением выключателя производится гашение поля генератора, то при неполнофазном отключении выключателя генератор переходит в режим двигателя без возбуждения с потреблением реактивной мощности из сети. При этом ток обратной последовательности достигает 0,3—0,5 номинального, что выше уставки УРОВ, и последнее приходит в действие. Во избежание подобных тяжелых последствий недопустимо при плановых остановках генераторов отключать АГП сразу же после отключения выключателя. При возбуждении, обеспечивающем при XX номинальное напряжение, и при отсутствии пара в турбине даже при неполнофазном отключении выключателя ток обратной последовательности будет невелик и опасности для генератора представлять не будет. Длительность такого режима будет определяться работой турбины в

беспаровом режиме по условию нагрева лопаток и, как правило, не должна превышать 4 мин. За это время должен быть подан пар в турбину.

4,6. АСИНХРОННЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГЕНЕРАТОРОВ

При потере возбуждения из-за неисправности возбудителя, расцепления полумуфт между ротором и возбудителем, обрыва в цепи ротора, случайного отключения АГП и по любой другой причине генератор переходит в асинхронный режим. При этом по мере снижения магнитного потока, создававшегося до этого током в обмотке ротора, генератор начинает потреблять реактивную мощность из сети.

Равновесие между уменьшающимся до нуля синхронным электромагнитным моментом и вращающим моментом турбины нарушается, и частота вращения генератора начинает возрастать сверх синхронной. Под воздействием магнитного поля от тока статора, в зубцах и клиньях ротора и в его обмотке, если она остается замкнутой на возбудитель или замкнется на резистор самосинхронизации, появятся токи с частотой скольжения. Магнитный поток от этих токов, взаимодействуя с магнитным полем статора, создает тормозящий асинхронный момент, что обеспечивает выдачу генератором активной мощности в сеть при асинхронном режиме. Асинхронный тормозящий момент с увеличением скольжения ротора возрастает. Когда он станет равным вращающему моменту турбины, дальнейшее повышение скольжения прекратится. Наступит установившийся асинхронный режим.

Реагируя на увеличение частоты вращения, регулятор частоты вращения турбины сокращает поступление пара (воды) и тем самым уменьшает активную мощность. Поэтому; как правило, в результате потери возбуждения активная мощность на генераторе снижается.

Если при увеличении асинхронного тормозящего момента скольжение изменяется мало (жесткая кривая асинхронного момента), а максимальный асинхронный момент, развиваемый генератором, достаточно велик, то установившийся асинхронный режим наступает при небольшом скольжении и уменьшение активной мощности невелико.

Турбогенераторы ТВФ, ТВВ и ТГВ в области малых скольжений имеют достаточно жесткую кривую асинхронного момента. При работе без возбуждения с активной на-

грузкой 0,5—0,6 номинальной, даже при разомкнутой обмотке ротора, скольжение у них не превышает 0,3—0,8%. Потери в роторе при этом составляют 0,3—0,9 номинальных потерь на возбуждение, а ток статора около 1,0—1,15 номинального.

Но максимальный асинхронный момент у турбогенераторов с непосредственным охлаждением значительно ниже, чем у машин с косвенным охлаждением. Поэтому потеря возбуждения у них при нагрузках, близких к номинальным, сопровождается повышенными скольжением и током статора. Из-за повышения частоты вращения до недопустимых пределов может произойти отключение турбины действием автомата безопасности. Для исключения этого на турбинах 300 МВт начали применять быстродействующие 'электрогидравлические приставки к регуляторам, удерживающие частоту вращения в допустимых пределах и автоматически разгружающие турбогенераторы до допустимых пределов.

Токи, появляющиеся в зубцах, клиньях и бочке ротора, при асинхронном режиме турбогенератора вызывают нагрев ротора.

При повышенном скольжении ток статора может значительно превышать номинальное значение, что может привести к перегреву обмотки статора.

Из-за возрастания результирующей магнитной индукции в торцевых областях турбогенератора при потере возбуждения увеличивается нагрев крайних пакетов стали и конструктивных элементов торцевых зон статора.

В асинхронном режиме в обмотке ротора наводится напряжение. Если обмотка разомкнута или включена не на электромашинный возбудитель, а на систему выпрямителей возбуждения, исключающую прохождение тока обратной полярности, то при больших скольжениях наведенное напряжение может достигнуть опасного для обмотки ротора и выпрямителей значения. Кроме того, при разомкнутой обмотке среднее значение асинхронного момента меньше, а скольжение больше, чем при замкнутой. Поэтому при переводе генератора в асинхронный режим обмотку ротора необходимо автоматически или ручным отключением АГП замыкать на активное сопротивление (самосинхронизации или гасительное).

Использование асинхронного режима для оставления в работе генератора при потере возбуждения хотя бы на время, необходимое для перевода на резервное возбуждение,

позволяет в большинстве случаев избежать аварийных остановок генераторов. Но при этом необходимо соблюдать следующие условия.

Для турбогенераторов с косвенным охлаждением активная нагрузка должна быть не выше 60 % номинальной, а продолжительность режима не более 30 мин.

Турбогенераторы с непосредственным охлаждением мощностью до 300 МВт включительно по условию нагрева элементов торцевых зон статора, особенно крайних пакетов активной стали, непосредственно соприкасающихся с обмоткой, могут работать без возбуждения 15 мин (генераторы ТВФ —30 мин) с нагрузкой не более 40 % номинальной. Разгрузка до допустимого предела должна производиться вручную или автоматически в течение 2 мин. При этом время разгрузки до 60 % номинальной для турбогенераторов менее 150 МВт не должно превышать 60 с, а для турбогенераторов большей мощности—30 с.

В гидрогенераторах из-за большого скольжения (3— 5%), обусловленного меньшим, чем в турбогенераторах, асинхронным моментом, при асинхронном режиме быстро перегревается успокоительная обмотка. Поэтому работа гидрогенераторов в асинхронном режиме не допускается, и при потере возбуждения они отключаются специальной защитой от токовой перегрузки статора.

При потере возбуждения необходимо снизить активную нагрузку до допустимых значений (если нет автоматики) и попытаться доступными со щита управления средствами (изменением положения штурвала шунтового реостата, воздействием на корректор и компаундирование и т.д.) восстановить возбуждение. Если сделать это не удается, следует перейти на резервное возбуждение с отключением на время перехода АГП.

Генератор может выпасть из синхронизма при недостаточном возбуждении или в результате аварии в системе. Для восстановления синхронизма увеличивают ток возбуждения и снижают активную нагрузку. Если генератор не войдет в синхронизм, он должен быть отключен от сети.

4.7. РАБОТА ГЕНЕРАТОРОВ

В РЕЖИМЕ СИНХРОННЫХ КОМПЕНСАТОРОВ

В ряде случаев для поддержания необходимого уровня напряжения в системе целесообразно генераторы использовать как синхронные компенсаторы. Включенный в сеть генератор переводится в режим

синхронного компенсатора прекращением подачи в турбину энергоносителя (пара или воды). На гидротурбине затем срывается вакуум, а если рабочее колесо расположено ниже уровня воды в нижнем бьефе, то дополнительно производится отжатие воды давлением воздуха из ресиверов. Удаление воды из области рабочего колеса сокращает до минимума потери на его вращение.

Длительное вращение паровых турбин, за исключением некоторых типов мощностью менее 6 МВт, в беспаровом режиме не допускается из-за возможности перегрева лопаток ротора. В последнее время для устранения перегрева лопаток применяют схемы вентиляции турбин небольшим количеством пара, что позволяет использовать мощные турбогенераторы в качестве синхронных компенсаторов без отсоединения от турбины.

Регулирование реактивной нагрузки на генераторе, переведенном в режим компенсатора, производится изменением тока в роторе.

В случае использования турбогенератора в качестве синхронного компенсатора при длительном простое турбины в ремонте или по другим причинам муфта между генератором и турбиной разбирается. Установкой специальных упоров ограничивается осевое перемещение ротора генератора. Смазка подшипников генератора производится от мас-лонасосов турбины с установкой заглушек на напорные маслопроводы к подшипникам турбины. Как правило, пуск отсоединенного от турбины генератора производится подъемом частоты вращения с нуля от другого генератора. Такой пуск называется частотным. При частотном пуске мощность ведущего (развертывающего) генератора во избежание его перегрузки должна составлять не менее одной трети мощности ведомого (развертываемого) генератора. Оба генератора до пуска включаются на резервную систему шин.

До пуска на ведомом генераторе включается маслонасос для про* грева масла в подшипниках до температуры 35—40 °С. Подготавливаются к толчку турбина и ведущий генератор. После того как все подготовительные работы окончены, включается АГП и на ведущем генераторе устанавливается ток возбуждения, равный току, который обеспечивает номинальное напряжение статора при XX генератора. На ведомом генераторе устанавливается ток возбуждения, равный половине тока, обеспечивающего номинальное напряжение статора при XX. Затем без промедления производят пуск ведущей турбины с минимально возможной первоначальной частотой вращения. Сразу же должно начаться вращение ротора ведомого генератора. Если ротор ведомого генератора не стронется с места или по показаниям амперметров статора и ротора будут наблюдаться качания его, следует несколько увеличить ток возбуждения ведущего генератора.

Если с пуском турбины начнется синхронное вращение ротора ведомого генератора, частоту вращения обоих генераторов плавно

поднимают до номинальной. Регулированием тока возбуждения выравнивают ЭДС генераторов для снижения до минимального значения уравнительного тока между статорами генераторов и затем производят сихронизацию обоих генераторов с сетью.

4.8. ПЕРЕВОД ГЕНЕРАТОРА С ВОЗДУХА НА ВОДОРОД И С ВОДОРОДА НА ВОЗДУХ

Чтобы не допустить образования взрывоопасной смеси, перевод генератора с воздуха на водород и обратно выполняется с предварительным вытеснением из него воздуха и водорода двуокисью углерода или азотом. Замену одного газа другим можно производить циклами или порциями: вначале впустить в генератор заменяющий газ, поднимая давление газа в генераторе до верхнего предела 0,03 — 0,05 МПа, затем выпустить в атмосферу заменяемый газ или его смесь из генератора, снижая давление до нижнего предела 0,01—0,02 МПа, потом вновь впустить вытесняющий газ и т. д. Однако более рационально операцию производить не циклами, а непрерывно, впуская заменяющий и выпуская заменяемый газ непрерывно. Продолжительность операции при этом сократится примерно в 2 раза.

На вытеснение воздуха двуокисью углерода при неподвижном роторе расходуется 1,3—1,5 объема статора, а при вращающемся роторе 1,8—2 объема.

Двуокись углерода в генератор для вытеснения воздуха подается от централизованной установки или от баллонов. При отсутствии централизованной установки в целях уменьшения скорости испарения двуокиси углерода и тем самым замедления охлаждения баллонов рекомендуется разряжать столько баллонов одновременно, сколько их можно подключить к коллектору (см. рис. 3.14). При этом, чтобы не допустить подъема давления на коллекторе выше 0,5— 0,6 МПа, вентили на баллонах открывают медленно, каждый раз понемногу. Когда вентили на всех баллонах окажутся открытыми полностью, а давление газовой смеси в генераторе, несмотря на это, не поднимется, разряженные баллоны заменяют полными.

Первый отбор пробы газовой смеси на анализ из водородного коллектора следует сделать после выпуска в генератор двуокиси углерода в количестве 1,3 объема статора при неподвижном роторе и 1,8 объема статора при вращающемся роторе.

После того как содержание двуокиси углерода в газовой смеси генератора достигнет не менее 85%, вытеснение воздуха заканчивается и производится продувка осушителя водорода, поплавкового гидрозатвора, бачка продувки и всех импульсных трубок путем выпуска газовой смеси из них. Смесь газов, содержащая не менее 85 % двуокиси углерода, не будет взрывоопасной в присутствии водорода.

Если применен азот, то вытеснение воздуха считается законченным после того, как содержание кислорода в газовой смеси снизится до 3 %.

Для вытеснения двуокиси углерода водородом водород-ный коллектор генератора при помощи схемной перемычки соединяется с линией от водородной или электролизной установки, а коллектор двуокиси углерода с атмосферной трубой.

При открытых вентилях на водородной линии и коллекторе в генератор подается водород. Одновременно открытием вентиля на линии, соединяющей коллектор двуокиси углерода с атмосферной трубой, двуокись углерода в смеси с воздухом и водородом выпускается из генератора.

Контроль за вытеснением двуокиси углерода водородом при вращающемся с номинальной частотой роторе рекомендуется вести по дифференциальному манометру. При чистоте водорода 90 % включается автоматический газоанализатор и отбирается из вентиля на коллекторе двуокиси углерода первая проба газовой смеси для химического анализа.

При неподвижном роторе контроль за вытеснением двуокиси углерода водородом ведется по результатам химического анализа проб, отбираемых из коллектора двуокиси углерода, начиная с того момента, когда в генератор будет введено водорода не менее одного объема статора. Вытеснение двуокиси углерода водородом считается законченным при достижении чистоты водорода, указанной в § 4.3. По достижении необходимой чистоты водорода в генераторе должны быть продуты осушитель водорода, поплавковый гидрозатвор, бачок продувки и все импульсные трубки.

Вытеснение водорода двуокисью углерода мало отличается от вытеснения воздуха углекислотой. Вытеснение водорода считается законченным при содержании окиси углерода в газовой смеси, отобранной из водородного коллектора, не менее 85 % при вращающемся роторе и не менее 95 % при неподвижном роторе.

Первый анализ газа в водородном коллекторе рекомендуется производить после ввода в генератор двуокиси углерода в количестве, равном 1,1—1,2 объема статора при неподвижном роторе и 2 объемам при вращающемся роторе.

Вытеснение двуокиси углерода воздухом производится так же, как и водородом, с той лишь разницей, что перемычка между водородным коллектором и водородной линией снята, а между водородным коллектором и линией сжатого воздуха установлена. Вытеснение двуокиси углерода воздухом считается законченным, когда анализ пробы газа из углекислотного коллектора покажет полное отсутствие в нем двуокиси углерода.

4.9. ОБСЛУЖИВАНИЕ СИСТЕМЫ ВОДЯНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ОБМОТОК

Попадание воздуха или водорода в систему водяного охлаждения обмоток может привести к образованию газовых пробок в головках и каналах проводников стержней обмотки, что нарушит нормальную циркуляцию охлаждающего конденсата и вызовет сильный быстрый перегрев проводников.

Для вытеснения воздуха из водяной системы ее заполнение конденсатом производится при открытых дренажах на напорном и сливном коллекторах обмотки, на теплообменниках и фильтрах. Система считается заполненной лишь после прекращения выделения пузырьков воздуха из контрольных дренажных трубок обмотки статора.

Персонал должен 2 раза в смену осматривать газовую ловушку (рис. 4.4), подключенную к сливному коллектору через постоянно открытый вентиль для контроля за появлением газа в конденсате. При появлении газа в ловушке делается его химический анализ.

При появлении в корпусе генератора небольшого количества воды (до 500 см³ за смену) ее следует слить и проверить, нет ли течи или конденсации влаги на стенках газоохладителей. Если нет, а вода скапливается вновь, то это указывает на появление течи в системе водяного охлаждения обмотки. В этом случае, а также при появлении большого количества воды генератор должен быть немедленно разгружен и отключен от сети.

Для контроля за наличием циркуляции конденсата по всем параллельным ветвям под клинья в пазах статора за-

Рис. 4.4. Газовая ловушка

ложены терморезисторы, от которых при повышении температуры сверх 75 °С обеспечивается подача сигнала. При появлении сигнала нагрузка генератора должна быть уменьшена настолько, чтобы температура снизилась до 75 °С. При первой возможности генератор останавливают для выяснения причины повышенного нагрева.

Работа генератора при отсутствии циркуляции запрещается во всех режимах, кроме режима XX без возбуждения.

При снижении расхода конденсата на 25 % действует предупредительная сигнализация, а на 50 % — аварийная. С момента подачи аварийного сигнала в течение 2 мин должна быть снята токовая нагрузка, а через 4 мин и напряжение.

Избыточное давление конденсата на входе должно поддерживаться в пределах 0,3±0,05 МПа.

Температура входящего конденсата должна поддерживаться на уровне 40±5°С, а температура выходящего конденсата не должна превышать 85 °С.

4.10. ОБСЛУЖИВАНИЕ ЩЕТОЧНЫХ АППАРАТОВ

Искрение щеток на коллекторе может перейти в круговой огонь, а на кольцах ротора в КЗ между кольцами. Таких тяжелых последствий можно избежать, если работа щеточных аппаратов будет проверяться не только в дневное время специально выделенным монтером, но регулярно и сменным персоналом при приемке и в течение смены. Все замеченные ненормальности в работе щеточных аппаратов должны устраняться по возможности немедленно или в кратчайший срок.

Искрение щеток на кольцах ротора может быть вызвано следующими причинами:

недостаточным нажатием всех или части щеток. Давление пружин на все щетки должно быть одинаковым. В щеткодержателях (рис. 4.5), устанавливаемых на кольцах ротора, сжатие пружины и ее давление на щетку по мере срабатывания щетки уменьшаются. Поэтому периодически необходимо восстанавливать нормальное давление пружин на

щетки перемещением нажимной планки 1 на одну, а если требуется, то и на большее число прорезей в стойке 2 щеткодержателя;

плохой шлифовкой щеток. Если поставить щетки без подгонки к поверхности кольца, то они будут касаться кольца не всем сечением, а частично. Плотность тока на уменьшенной поверхности соприкосновения будет выше допустимой, что и вызовет искрение. Поэтому при замене щеток рабочая поверхность новых щеток должна быть подогнана (пришлифована) к поверхности кольца на остановленном генераторе;

подгаром рабочей поверхности колец в результате искрения щеток. Для устранения подгара кольца шлифуются шкуркой. После окончания шлифовки все щетки поочередно вынимаются из щеткодержателя и очищаются от попавших на рабочую поверхность абразивных частиц снятием небольшого слоя с рабочей поверхности ножом;

заеданием части щеток в щеткодержателях. Заедание щетки приводит к тому, что по мере срабатывания она перестает касаться кольца и ток переходит на другие щетки, вызывая их перегрузку. Чтобы щетка не застревала, зазор между ней и стенками щеткодержателя должен быть 0,1— 0,3 мм. Большой зазор также недопустим, так как он будет приводить к перекосу и заеданию щетки;

срабатыванием щеток до минимально допустимого размера;

вибрацией щеток из-за биения поверхности колец в результате неравномерной выработки или по другим причинам. Устранить вибрацию и искрение щеток, вызванные неравномерной выработкой колец, можно только проточкой колец или обработкой их вращающимся наждачным кругом.

Вибрация щеток может быть вызвана и вибрацией конца вала ротора вместе с кольцами. Вибрация щеток может появиться и при удовлетворительном состоянии поверхности колец от повышенного нажатия на них пружин.

Как и на кольцах, искрение щеток на коллекторе возбудителя может быть вызвано указанными выше причинами. Но в отличие от искрения на кольцах щетки на коллекторе могут искрить и по другим причинам: из-за выступа-

Рис. 4 5. Щеткодержатель на кольцах ротора

ния коллекторного миканита, из-за неудовлетворительной наладки коммутации, при слабом креплении коллекторных пластин, при появлении ненадежного контакта в петушках, при витковом замыкании в обмотке главных или дополнительных полюсов.

На коллекторах возбудителей отечественных генераторов применяются электрографитированные щетки марок ЭГ-4, ЭГ-14, ЭГ-8 и ЭГ-74. Более мягкими являются щетки, расположенные в указанном ряду слева, а лучшими по коммутирующей способности — справа.

4.П. ПАРАЗИТНЫЕ ТОКИ В ВАЛАХ И ПОДШИПНИКАХ

Из-за неравномерности зазора между ротором и статором, зазоров в стыках между пакетами активной стали и по другим причинам магнитная система машины в какой-то

Рис. 4.6. Схема прохождения токов, вызванных несимметрией магнитной системы машины:

в — поперечный разрез; б — продольный разрез; 1 — путь тока с большим индуктивным сопротивлением; 2 —путь тока с малым индуктивным сопротивлением

мере несимметрична. Если эту несимметричность условно изобразить в виде зазора в правой половине сердечника (рис. 4.6), то при повороте на 90° магнитные сопротивления для потоков CDi и Ф₂ сравняются, а при дальнейшем вращении сопротивление для потока CDi станет меньше, чем для потока Ф₂, потом вновь сравняется, затем станет меньше для потока Ф₂ и т. д. Это приводит к изменению магнитных потоков и вызывает появление в теле ротора-токов, которые, если не принять мер, будут проходить не по пути / с большим индуктивным сопротивлением, а по пути 2 (через

подшипники и станину), имеющему значительно меньшее индуктивное сопротивление. Из-за малого сопротивления даже при малых значениях наведенной ЭДС токи по валу и подшипникам могут достигать нескольких тысяч ампер. Этот ток даже при меньших значениях вызвал бы повреждение червячных пар и подшипников турбины, а также под-

Рис. 4.7. Измерение напряжения для проверки состояния изоляции стула подшипника

шипников и вкладышей уплотнений генераторов. Поэтому у машин с горизонтальным валом под стул подшипника со стороны возбудителя и под подшипники возбудителя, а у вертикальных гидрогенераторов под лапы верхней крестовины устанавливаются изоляционные прокладки. Кроме того, подшипники изолируются от маслопроводов с установкой коротких участков труб с двумя изолированными фланцами, позволяющими контролировать состояние изоляции каждого маслопровода на работающей машине.

Сопротивление изоляции стула подшипника, измеренное перед сборкой подшипника, должно быть не менее 1 МОм, а для подпятников и подшипников гидрогенераторов — не менее 0,3 МОм. При работе генератора не реже чем 1 раз в месяц следует проверять по схеме рис. 4.7, не нарушена ли эта изоляция. При этом измеряется напряжение U\ на концах вала и Ui между изолированным стулом и плитой. При замере напряжения U₂ сопротивление изоляции масляных пленок на подшипнике со стороны турбины и на том подшипнике, на котором производится измерение, закорачивают, как показано на рис. 4.7. Если напряжения U\ и

U₂ равны, то изоляция стула подшипника исправна. Если же напряжение £/г равно нулю, то изоляция нарушена.

При работе паровой турбины вследствие трения лопаток последних ступеней ротора о пар происходит заряд ротора электричеством. Значение напряжения, которое может сообщить подобный заряд ротору, зависит от сопротивления изоляции масляной пленки подшипников и доходит до 800 В и выше. Напряжение, создаваемое зарядом ротора от пара, затрудняет обслуживание турбины, так как при прикосновении к валу, например при измерении частоты вращения ручным тахометром или при протирке деталей вблизи вала, персонал «бьет током». Искровые разряды электричества через масляную пленку повреждают поверхности червячных пар и выводят их из строя. Поэтому для отвода заряда с ротора турбины на его валу в доступном месте, а при отсутствии такой возможности и внутри корпуса подшипника устанавливается электрощетка, скользящая по валу и отводящая заряд на заземленный корпус. Обеспечение надежного контакта этой щетки с валом турбины не менее важно, чем поддержание в исправном состоянии изоляции подшипников.

4.12. ПЕРЕВОД ГЕНЕРАТОРА С РАБОЧЕГО ВОЗБУДИТЕЛЯ НА РЕЗЕРВНЫЙ И ОБРАТНО

Переход с рабочего возбудителя на резервный и обратно может производиться или с включением возбудителей на параллельную работу и, следовательно, без снятия возбуждения с генератора, или с отключением одного возбудителя и включением другого с предварительным отключением АГП и переводом генератора в асинхронный режим. В обоих случаях генератор от сети не отключается.

Достоинство первого способа состоит в том, что он не требует снижения нагрузки на генераторе и перевода его в асинхронный режим. Но параллельная работа возбудителей, имеющих разные характеристики, может вызвать появление уравнительного тока. Поэтому при переходе с одного возбудителя на другой без снятия возбуждения параллельная работа возбудителей должна продолжаться не более 2—3 с.

Отключать рубильником {рис. 4.8) ток мощных возбудителей небезопасно. Поэтому для генераторов с непосредственным охлаждением ротора, имеющих повышенный ток возбуждения, в цепи основного и резервного возбудителей

Рис. 4 8. Схема резервного возбуждения: Р_о и А_о — рубильник и автоматический выключатель соответственно основного возбудителя; Яр и Л_р — то же резервного возбудителя

устанавливаются автоматические выключатели, и перевод возбуждения производится с их помощью.

При втором способе перехода с одного возбудителя на другой появление уравнительного тока исключается. Но перевод генератора в асинхронный режим допустим, если нагрузка не. превышает 20—40 % номинальной.

При переходе с основного возбудителя любого типа на резервный без снятия возбуждения с генератора на резервном возбудителе устанавливается напряжение на 10 % выше напряжения на кольцах ротора. Переключением вольтметра на сборке возбуждения проверяется совпадение полярностей основного и резервного возбудителей. Резервный возбудитель подключается на шины сборки возбуждения автоматическим выключателем или рубильником. После этого не позже чем через 3 с отключается автоматический выключатель или рубильник основного возбудителя.

Для перехода с одного возбудителя на другой со снятием возбуждения с генератора нагрузка на генераторе снижается до допустимой при асинхронном режиме. Производятся необходимые изменения в режиме работы турбины и котлоагрегата. Возбудитель, вводимый в работу, возбуждается, как и при переводе с одного возбудителя на другой; возбуждение с генератора не снимается. Отключается АГП, затем работающий возбудитель. Включается возбудитель, вводимый в работу, и после этого АГП. Регулируется возбуждение генератора воздействием на вновь включенный возбудитель.

В случаях, не терпящих отлагательства, например при сильном искрении на коллекторе, угрожающем перейти в

круговой огонь, отключение АГП производится немедленно. Одновременно с отключением АГП приступают к разгрузке генератора и по достижении необходимого значения ее переходят с поврежденного возбудителя на исправный.

Вопросы для повторения

1.                     В каких случаях и как производится проверка совпадения фаз и исправность схемы синхронизации?

2.                     Порядок включения генераторов в сеть по способу точной синхронизации и самосинхронизации. В каких случаях и для каких машин допустимо применять способ самосинхронизации?

3.                    Как зависят длительно допустимые токи статора и ротора от температуры охлаждающей среды?

4.                    Почему необходимо поддерживать номинальные параметры водорода по давлению, чистоте, влажности (температуре точки росы), содержанию кислорода?

5.                     Почему должна быть снижена полная мощность генератора при повышении или понижении напряжения сверх 5 % номинального?

6.                    Чем ограничивается работа турбогенераторов в режиме недо-возбуждения?

7.                     По отношению к какому току дается кратность допустимой перегрузки и почему? В каких случаях кратность перегрузки следует определять по отношению к длительно допустимому току при фактической температуре охлаждающей среды?

8.                    Чем опасен несимметричный режим работы для генераторов? Какие меры предусматриваются для предотвращения повреждения генератора в случае неполнофазного отключения блока?

9.                    Чем опасен асинхронный режим работы генераторов с потерей возбуждения? В течение какого времени и с соблюдением каких условий он допустим?

10.                     Способы контроля за появлением водорода в водяной системе генераторов с водяным охлаждением обмоток.

11.                    Порядок перевода генератора с рабочего возбудителя на резервный и обратно.

Содержание
Предыдущий § Следующий