![](/user_photo/_userpic.png)
книги из ГПНТБ / Усов С.В. Основы эксплуатации электрических станций конспект лекций
.pdfщийся со скоростью п об/мин на радиусе R, может быть вы числена по формуле
/^ = |
0,0112 |
R<lh кгс, |
тде у — плотность |
меди, равная |
8,9 г/см3. Для медного |
стержня, вращающегося со скоростью 3000 об/мин,
.Рц = 0,9Rql
и механическое напряжение сжатия при нагревании стержня в любом его сечении q
°сж = = 0,9\i-Rl кгс/см2,
где ц — коэффициент трения стержня о |
поверхность паза, |
Р=0,5. |
1120 мм и наиболь |
Таким образом, если диаметр ротора |
ший радиус витка 55 см, то максимальное напряжение сжа тия, которое может возникнуть в крайних стержнях, располо женных непосредственно под клином,
амак-с = 0,9-0,5-55,0-100 = 2500 кгс/см2,
т. е. выше предела текучести даже наиболее прочной меди с присадкой серебра.
Действительное напряжение сжатия будет определяться фактической разностью температур меди и стали, причем большое значение при этом будет иметь отставание повыше ния температуры стали.
Разность удлинений меди и стали ротора А1 при свободном их расширении при нагревании будет [18J
М = Л / м - Д / ст = eu l ( f hl — Q — bJ ( f cr — Q . |
|
|||||
Здесь eM, eCT— линейные коэффициенты теплового |
расшире |
|||||
ния соответственно меди и стали; tM°, |
i °T— температуры меди |
|||||
и стали; t0° — температура |
|
окружающей |
среды; |
L— длина |
||
стержня обмотки ротора. |
меди |
при |
невозможности свобод |
|||
Напряжение сжатия в |
||||||
ного расширения |
|
|
|
|
|
|
1 |
At ° |
— е < Д ° — (е м ■ |
г К |
|
||
|
м |
с т СТ |
\ М |
|
|
|
где Е — модуль упругости |
меди, |
равный |
106 кгс/см2. Если |
|||
принять |
|
|
|
|
|
|
е„ — 17-10~6 град-1 |
и ест= |
12- 10-с град-1 , |
||||
то |
|
|
|
|
|
|
а = \ 7 Г ы - |
\ 2 t ^ - b f 0 , |
|
|
140
или
о = 1 2 ( £ - £ ) + 5 ( C - Q .
При установившемся режиме и при /о° = 20°С, £°т = 60°С
для различных температур меди получим следующие значения напряжений сжатия в меди обмотки ротора.
tM° |
град |
80 |
90 |
1 0 0 |
ПО |
1 2 0 |
130 |
140 |
145 |
°сж |
кгс/см» |
540 |
710 |
880 |
1050 |
1 2 2 0 |
1390 |
1560 |
1645 |
|
Таким образом, даже в стационарных режимах |
при |
рас |
четных температурах 130—145°С в меди обмотки ротора воз никают напряжения сжатия, близкие к пределу пропорцио нальности (табл. 13), что в некоторых случаях может при вести к остаточным деформациям меди и последующему уко рочению витков, сопровождающемуся повреждением изоля ции.
В том случае, если средняя температура обмотки не превы шает 125° С, укорочение витков не так велико и составляет обычно 1—5 мм. При средней рабочей температуре в 145°С и выше укорочение витков значительно больше и иногда дости гает 40—45 мм.
Несмотря на остаточные температурные деформации мед ных стержней обмотки ротора при косвенном охлаждении,, почти не имели места случаи аварийного ограничения нагруз ки ротора. Значительно опаснее появление таких деформаций обмотки в турбогенераторах с непосредственным охлаждением ротора. При укорочении витков в вентиляционных каналах стержней возникает сужение проходного сечения и условия охлаждения резко ухудшаются, приводя к местным перегре вам обмотки ротора.
Для того чтобы этого не было, при изготовлении стержней обмотки роторов с непосредственным охлаждением применяют сплав меди с серебром (200—300 г на 1т), что повышает пре дел текучести меди до 1600—2100 кгс/см2. Несмотря на это, в. эксплуатации отмечены случаи закупорки вентиляционных ка налов стержней сместившимися изоляционными прокладками,, что приводило к местным перегревам обмотки и недопусти мым вибрациям ротора с последующим аварийным отключе нием машины. Поэтому у турбогенераторов с непосредствен ным охлаждением ротора вообще не допускаются остаточные температурные деформации меди.
С этой точки зрения особенно опасным является внезапное повышение нагрузки ротора после достижения машиной пол
141
ной скорости вращения при ее пуске. В этом случае из-за рез кого различия тепловых постоянных меди и стали разность их
температур |
может достигнуть очень |
больших |
значений |
(рис. 100), |
при которых температурные |
напряжения |
в меди |
■будут значительно выше предела пропорциональности, что не избежно приведет к остаточным деформациям.
Этим объясняется требование ПТЭ о постепенном наборе нагрузки на генератор в соответствии с повышением нагрузки
турбины при ее прогреве. Однако на |
аварийные |
ситуации, |
||||||
|
когда |
требуется |
быстрое |
|||||
|
увеличение |
|
реактивной |
|||||
|
мощности, это условие не |
|||||||
|
распространяется. |
|
Регу |
|||||
|
лятор возбуждения и ре |
|||||||
|
лейная форсировка |
(если |
||||||
|
она есть) всегда должны |
|||||||
|
находиться |
в |
работе, и |
|||||
|
их |
работа |
при |
аварий |
||||
|
ных |
понижениях |
|
напря |
||||
|
жения в сети не ограни |
|||||||
Piic. 100 |
чивается. Вообще, вероят |
|||||||
ность |
совпадения |
дей- |
||||||
|
||||||||
ствия форсировки возбуждения и загрузки |
вновь |
подключен |
ного к сети холодного генератора достаточно мала, и поэтому мала вероятность значительных остаточных деформаций вит ков обмотки ротора, которые к тому же зависят от числа цик лов нагрева и остывания ротора.
§ 37. Несимметричная нагрузка
Несимметричная нагрузка возникает при большом содер жании в общей нагрузке однофазных токоприемников (элек трическая тяга, электрические печи и т. д.), режим потребле ния которых приводит к несимметрии токов по фазам, или при нарушениях симметрии самой схемы передачи энергии, вызванных аварийными либо другими обстоятельствами (ра бота через неполнофазную группу трансформаторов, ремонт фазы группы, обрыв фазы линии, трансформатора, выключа теля и т. д.).
Правила технической эксплуатации допускают длительную работу генераторов с неравенством фазных токов при усло вии, что ни один из токов не превысит номинального тока ста тора. При этом несимметрия токов не должна быть больше 10% (по щитовым приборам) [15]. Если 1а — 1с— 1ц, а
то коэффициент несимметрии
1 0 0 < 10%.
142
При несимметричном режиме в статоре возникают токи об ратной последовательности, магнитное поле которых враща ется относительно ротора с двойной угловой скоростью. Индуктируемые этим полем в роторе токи двойной частоты вызывают дополнительный нагрев элементов ротора, который может привести к недопустимому и даже опасному повыше нию температуры этих элементов.
Из-за большой индуктивности обмотки ротора и сильного экранирующего действия массива ротора токи двойной часто ты в его обмотке настолько малы, что практически не повы шают ее температуру. Значительно большее влияние оказы вают эти токи на тепловое состояние массива ротора и его элементов: зубцов, пазовых клиньев и бандажных колец. Из-за выраженного скин-эффекта при двойной частоте глуби на проникновения в массив ротора обратного поля и индукти руемых им токов h невелика и фактически эти токи протекают в тонком поверхностном слое бочки ротора
где р — удельное сопротивление материала, Ом-мм; ц — маг
нитная проницаемость, В • с/А • м; |
со— угловая |
частота |
вихре |
вых токов, рад/с. |
|
|
|
Обычно эквивалентная глубина проникновения в |
роторах |
||
турбогенераторов не превосходит нескольких |
миллиметров в |
||
зубцах и 10—15 мм в пазовых |
клиньях, что |
обусловливает |
|
значительное эквивалентное сопротивление |
ротора |
токам |
двойной частоты и, как следствие, весьма большие добавоч ные потери в роторе из-за несимметрии токов в статоре. У многих турбогенераторов с непосредственным охлаждением величина этих добавочных потерь становится равной номи нальным, потерям в роторе уже при /2 = 0,22 /н, а при /2= /н превышает номинальные потери в 15—20 раз.
Этим и объясняются жесткие ограничения несимметрич ного режима, допускаемого Правилами технической эксплуа тации только при несимметрии токов, не превосходящей 10%, что соответствует величине тока обратной последовательности в 5%.
При установлении этих ограничений учтен не только общий уровень добавочных потерь, но также и неравномерный харак тер их распределения на поверхности ротора. Вихревые токи, возникающие в массиве ротора при несимметричном режиме, замыкаются через контактные поверхности между зубцами, клиньями и бандажными кольцами. Эти контакты, располо женные вблизи торцовых поверхностей ротора, имеют повы шенное сопротивление и обусловливают появление местных значительных перегревов. Вот почему тепловое состояние тор
143
цовых зон ротора, где наблюдаются наибольшие температуры при несимметричной нагрузке статора, является основным критерием для определения допустимой несимметрии.
Как видно из рис. 101, добавочный нагрев ротора с удале нием от торцовой зоны быстро падает и на расстоянии 120— 130 мм он уже невелик.
Главным источником тепла в торцовой зоне является ро торная сталь, однако более низкая температура пазовых клиньев и их более высокая теплопроводность обусловливают
направление теплового потока в сторону клиньев. Более низ кая температура размягчения материала клиньев по сравне нию со сталью приводит к тому, что именно они оказываются самым слабым звеном ротора, ограничивающим величину тока обратной последовательности /2, при которой нагрев зубцов, пазовых клиньев и медных проводников будет безопасным для изоляции торцовых частей обмотки ротора.
Кроме длительно допустимой несимметрии, в условиях экс плуатации необходимо знать способность генераторов выдер живать кратковременные тепловые перегрузки ротора при преходящих несимметричных режимах (например, для вы бора уставок релейной защиты).
Вэтом случае критерий допустимости режима приводится;
винтегральной форме
/,2т < Т,
144
где т — допустимое время прохождения тока обратной после довательности, с; /2— среднеквадратичная величина эффек тивного тока обратной последовательности, отн. ед.,
Т — интегральный критерий термической устойчивости турбо генератора, с.
Физическая сущность критерия заключается в предполо жении, что при адиабатическом нагреве некоторого тела за данного объема повышение температуры тела будет одинако вым при разных токах, но при длительностях процесса, изме няющихся так, что количество тепла, сообщаемое телу, каж дый раз остается тем же самым.
На основании длительного опыта эксплуатации и спе циально проведенных экспериментов для роторов турбогене раторов с косвенным охлаждением был установлен следую щий критерий термической устойчивости при кратковременной
перегрузке токами обратной последовательности: |
!$•г = 30 |
с. |
При установлении этого критерия исходили из |
предельно |
|
допустимого нагрева элементов торцовой зоны |
ротора |
в |
200° С и из условия отсутствия повреждения этих элементов. Для машин с непосредственным охлаждением ротора до
пустимая длительность несимметричного режима при том же токе обратной последовательности /2 должна быть меньше, так как, хотя с поверхности ротора таких генераторов отво дятся только добавочные потери, их линейная токовая на грузка и электромагнитное использование активных материа лов выше, чем у генераторов с косвенным охлаждением ро тора. Обычно с учетом этого обстоятельства правая часть критерия для турбогенераторов с непосредственным охлаж дением уменьшается обратно пропорционально линейной токовой нагрузке Л5 %.
В табл. 14 приведены интегральные критерии термической устойчивости для различных типов турбогенераторов [17], вы численные при указанном выше допущении, а на рис. 102— зависимость тока обратной последовательности /2 от длитель ности его прохождения для турбогенератора ТВФ-60-2.
Ток /2 следует вычислять для каждого конкретного случая отдельно. С известным запасом можно изменяющийся ток об ратной последовательности принимать равным начальному значению тока, определенному по сверхпереходному реактив ному сопротивлению генератора.
При вычислении токов обратной последовательности по из вестным токам в фазах можно пользоваться следующими вы ражениями [20].
10 |
145 |
Тип турбогенератора |
Линейная нагрузка AS% |
ТВ2 |
1 0 0 |
ТВФ |
140 |
ТВВ и ТГВ |
190 |
Рис. 102
Т а б л и ц а 14
Интегральный критерий
/ 22т, с
30
15
8
Если /д = 1С, а 1в> 1 а , то
/ 2 =
|
Л = |
|
+ |
|
|
|
при / в//а <1,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
/ 2 |
2,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
2,35 |
3,3 — |
|
|
Для |
определения величины /2 по токам, |
прочитанным на |
||||
щитовых приборах, |
можно также воспользоваться номограм |
|||||
мой рис. 103 [20]. |
|
|
|
|
|
|
Приведенные выше критерии термической устойчивости ро |
||||||
торов |
турбогенераторов с |
непосредственным |
охлаждением |
|||
можно считать лишь ориентировочными и |
в |
известной мере |
||||
условными, так как в эксплуатации имели |
место случаи по- |
146
вреждения роторов с непосредственным охлаждением при за тянувшихся несимметричных режимах.
Ужесточение критерия устойчивости в этих случаях неже лательно из-за возникающих при таком ужесточении трудно стей с согласованием уставок сетевых защит и защиты турбо генератора от токов обратной последовательности. Поэтому естественно стремление заводов-изготовителей и эксплуата ционных организаций повысить термическую стойкость рото-
Рие. 103
ров путем внесения улучшений в их конструкцию. К таким конструктивным улучшениям относятся, например:
1) изготовление пазовых клиньев из легированной меди, имеющей значительно более высокую температуру размягче ния, чем дюралевые клинья;
2) применение в торцовой зоне роторов демпферных си стем;
3) посадка бандажных колец на ротор без изолирующих прокладок.
При схемной несимметрии, вызванной отсутствием фазы трансформатора (рис. 104) и необходимостью работы на высо кой стороне открытым треугольником, несимметрия в токах генератора может быть устранена включением симметрирую щего реактора хсим, величина реактивного сопротивления ко торого определяется из выражения для тока /2 [20]
/, -----------------.
х0+лг, + £ащ
О
ю * |
147 |
Как видно из этого выражения, полная компенсация тока /2, т. е. превращение его в нуль, достигается при значении сопротивления симметрирующего реактора х,
При этом мощность реактора
Qc.m = A lf -Хсш- Ю ~ 3 К В А .
Так как
гs4>
—зи >
а
'^СИМ
то |
|
|
|
|
|
о |
- - i ^ p. |
■ |
|
|
Чсим |
з и |
|
|
Гоператор |
Трансформатор |
Линия |
Для иллюстрации опасности несимметричного режима для турбогенераторов приводится заимствованное из [20] описание повреждения генератора 12 МВт, 6,3 кВ, имевшего место на одной из электростанций (генератор типа Т-2-12-2).
При включении генератора в сеть и взятии нагрузки 2МВт было замечено отсутствие показаний на щитовом амперметре (на щите был установлен только один амперметр). Предполо жив, что показаний на амперметре нет из-за обрыва во вто ричной цепи трансформатора тока, дежурный персонал про должал увеличивать нагрузку генератора до 8 МВт активной и 9 Мвар реактивной мощности. При этой нагрузке было за мечено ненормальное повышение температуры холодного и горячего воздуха в системе охлаждения генератора и в даль нейшем температура генератора продолжала повышаться.
Затем произошла потеря возбуждения генератора и воз никла недопустимая вибрация. При этом из генератора по шел дым с искрами и было обнаружено задевание вала об уплотнения. Генератор был отключен по сигналу «машина в опасности». Выяснилось, что в обмотке статора имел место обрыв фазы и машина проработала с несимметричной нагруз кой на двух фазах в течение двух часов.
Вскрытие генератора показало, что лобовые части обмот-
14S
ки статора покрыты каплями лака, а в расточке статора на длину 430 мм от торца вся поверхность покрыта слоем лака. Лобовые части обмотки статора со стороны возбудителя ока зались покрытыми застывшими каплями алюминия и лака. На роторе было замечено выпучивание бронзовых клиньев, а сталь ротора имела цвета побежалости. На внутренней сто роне обоих бандажных колец были обнаружены следы выте кания лака и следы алюминиевых седел. Со стороны возбу дителя на седлах первых двух малых катушек обоих полюсов имелись потемневшие места, представляющие собой спрессо ванный сплав алюминия, меди и изоляции. После снятия седел было обнаружено нарушение изоляции на расстоянии 100 мм между верхними витками катушек и седлами и выплавление верхних витков обмотки возбуждения у всех четырех катушек,
В результате этих повреждений и удлинения бочки ротора из-за нагрева произошло двойное замыкание обмотки возбуж дения на корпус и потеря возбуждения. Вследствие сильного нагрева ротор удлинился настолько, что произошло механиче ское задевание вала ротора об алюминиевые уплотнения и крышку возбудителя. Баббит вкладышей обоих генераторных подшипников оказался частично выплавленным. Генератор выбыл в длительный аварийный ремонт.
Следует отметить, что почти все вышеприведенные рассуж дения относились к турбогенераторам, роторы которых нахо дятся в напряженном тепловом режиме, а их конструкция не способствует интенсивному отводу тепла добавочных потерь, вызванных несимметричным режимом статора.
У явнополюсных машин: гидрогенераторов, синхронных компенсаторов и синхронных двигателей — условия охлажде ния обмотки и массива ротора значительно лучше, чем у тур богенераторов, и поэтому по тепловому режиму эти машины допускают большие несимметрии по сравнению с турбогенера торами (20% по току статора). В большинстве случаев допу стимая несимметрия у гидрогенераторов ограничивается не тепловым режимом ротора, а повышенной вибрацией, возни кающей при появлении поля обратной последовательности, создающего пульсирующий вращающий момент двойной ча стоты.
§38. Несинусоидальная нагрузка
Внекоторых случаях в составе нагрузки имеются мощные выпрямительные установки (электрическая тяга, электропере дачи постоянного тока, электролизные установки), генерирую щие высшие гармоники, которые приводят к искажению фор мы кривой тока статора и вызывают добавочные потери в ста торе и роторе.
149