Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Основы эксплуатации электрооборудования. Учебное пособие.pdf
3. Эксплуатация генераторов и их вспомогательных систем
подшипников, шеек вала, повышенного нагрева и даже расплавления вкладышей [11].
Такие токи могут возникать по многим причинам, одной из которых
является несимметрия магнитного потока (рис. 19).
1
S
2
N
Рис. 19. Схема протекания токов, вызванных несимметрией магнитной
системы машины: 1 – путь тока с большим индуктивным сопротивлением;
2 – путь тока с малым индуктивным сопротивлением
2
2
Неравенство двух половин магнитного потока Ф1 и Ф2 возникает изза наличия дополнительного магнитного сопротивления в магнитной системе (увеличенный зазор, наличие стыков в стали статора, наличие вентиляционных каналов, неравномерность зазора между ротором и статором).
Чтобы не допустить протекания токов между стулом подшипника со
стороны возбудителя и фундаментной плитой, устанавливается изоляционная прокладка, изолируются также маслопроводы, корпус масляного уплотнения со стороны возбудителя. Сопротивление должно быть не менее
1 МОм перед сборкой стула и измеряться во время эксплуатации не реже
одного раза в месяц.
Другой причиной появления паразитных токов является униполярная
индукция. Токи в подшипниках возникают из-за намагничивания вала при
КЗ части витков в одном из полюсов, намагничивающего действия
близко расположенных токопроводов. В результате униполярной индукции появляются постоянные токи, замыкающиеся через шейку вала
и подшипник. В таких случаям необходимо провести размагничивание
вала машины [10].
При работе паровой турбины из-за трения лопаток последних ступеней
о частицы влажного пара происходит заряд ротора, достигающий 800 В.
Этот заряд повреждает подшипник при пробое масляной пленки и мешает
персоналу. Для устранения заряда в доступном месте вала турбины или
внутри нее устанавливается специальная токосъемная щетка.
71
Основы эксплуатации электрооборудования
3.3.3. Вибрация генераторов и ее устранение
Вибрация может возникать по многим причинам. Ниже представлен
перечень наиболее распространенных из них:
● механическая неуравновешенность ротора;
● несимметрия электромагнитных сил;
● неправильная центровка валов турбины и генератора или наруше-
ние ее из-за тепловых деформаций или смещений фундамента;
● неправильная сборка или износ муфты;
● износ или неправильная шабровка подшипников;
● трещины в сварке фундаментной плиты;
● тепловая деформация ротора;
● другое.
Например, при температурной деформации ротора из-за витковых
замыканий или нарушения равномерности охлаждения происходит изменение упругой линии прогиба ротора. При длине бочки 8 000 мм, разности
температуры по концам 2 °C прогиб ротора достигает 0,17 мм.
Значительные выносы консолей вала с кольцами в современных
мощных генераторах вызывают их повышенную вибрацию.
При больших скоростях вращения даже небольшая неуравновешенность масс создает центробежные силы, создающие вредные нагрузки на
ротор, подшипники и вызывающие вибрацию.
Центробежная сила может быть определена из выражения
G ≈ 10·Q·r·(n / 3 000)
2
,
где Q – масса неуравновешенной нагрузки, кг; r – расстояние oт оси вращения, мм; n – частота вращении, об/мин.
К примеру, для ТГ мощностью Р = 300 МВт при Q = 1,0 кг, r = 500 мм
G = 5 000 кг.
При механической неуравновешенности ротора вибрация появляется
уже на холостом ходу ТГ и мало зависит от нагрузки.
Несимметрия электромагнитных сил, вызывающая вибрацию, может
возникать из-за неравномерности воздушного зазора или виткового замыкания в роторе.
В месте меньшего зазора электромагнитные силы больше, так как
они пропорциональны квадрату индукции и обратно пропорциональны величине зазора.
В турбогенераторах такое явление может возникнуть в результате
эксцентричного расположения ротора, а в гидрогенераторах – из-за разного
расстояния от полюсов до статора, которое не должно превышать 2,5–3 %.
Одним из признаков того, что вибрация возникла из-за несимметрии
магнитного потока, вызванной витковым замыканием или неравномерно-
72
3. Эксплуатация генераторов и их вспомогательных систем
стью зазора, является зависимость ее величины от тока возбуждения. При
снятом возбуждении вибрация полностью исчезает. Наличие витковых замыканий определяется путем измерения сопротивления обмотки ротора.
Контроль за вибрацией ТГ, СК и электродвигателей проводится измерением ее амплитуды и виброскорости на крышках подшипников в трех
направлениях: вертикальном, горизонтально-поперечном, горизонтальноосевом. Оценка проводится по наихудшему показанию при самом неблагоприятном режиме.
Согласно ПТЭЭС при эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не
выше 4,5 мм·с–1. При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.
При вибрации свыше 7,1 мм·с
–1
эксплуатировать турбоагрегаты более семи суток запрещается, а при вибрации 11,2 мм·с–1 турбина должна
быть отключена действием защиты или вручную (ГОСТ 25364–88).
Турбину необходимо немедленно остановить, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации
оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух
компонентов вибрации одной опоры на 1 мм·с–1 и более от любого начального уровня.
Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение
1–3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации
одной из опор подшипников на 2 мм·с
–1
.
Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм·с
–1
,
должны быть приняты меры к ее устранению.
Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается
контроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительная
эксплуатация допускается при размахе колебаний до 30 мкм при частоте
вращения 3000 об/мин и до 50 мкм при частоте вращения 1500 об/мин.
Изменение вибрации на 1–2 мм·с–1 эквивалентно изменению размаха колебаний на 10–20 мкм при частоте вращения 3000 об/мин и 20–40 мкм при
частоте вращения 1500 об/мин.
Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже
одного раза в месяц. Не допускается длительная работа гидроагрегата при
повышенных уровнях вибрации.
Размах горизонтальной вибрации (двойная амплитуда) корпуса турбинного подшипника, а также размах горизонтальной вибрации верхней
и нижней крестовин генератора, если на них расположены направляющие
73
Основы эксплуатации электрооборудования
подшипники, в зависимости от частоты вращения ротора гидроагрегата не
должны превышать значений, представленных в табл. 4.
Таблица 4
Допустимый размах горизонтальной вибрации
Номинальная частота вращения, об/мин 60 150 300 428 600
Двойная амплитуда вибрации, мм 0,18 0,16 0,12 0.1 0,08
Размах вертикальной вибрации крышки турбины, опорного конуса
или грузонесущей крестовины генератора не должен превышать значений,
представленных в табл. 5 (в зависимости от частоты вибрации).
Таблица 5
Допустимый размах вертикальной вибрации
Частота вибрации, Гц 1 и менее 3 6 10 16 30 и более
Допустимый размах вибрации, мм 0,18 0,15 0,12 0,08 0,06 0,04
Биение вала гидроагрегата не должно превышать значений, записанных в местной инструкции. При повышении вибрации выше нормы выясняется его причина и принимаются меры к устранению, вплоть до проведения балансировки ротора.
3.3.4. Эксплуатация щеточно-коллекторных устройств
Большинство турбогенераторов, эксплуатирующихся в энергетике
страны, оснащены системами возбуждения с щеточно-коллекторными устройствами, от которых непосредственно зависит надежность функционирования основного электроэнергетического оборудования. В то же время
накопленный опыт эксплуатации данных узлов на действующих электростанциях указывает на периодически возникающие неполадки, которые
в некоторых случаях приводят к вынужденным разгрузкам генераторов
и даже аварийным остановкам [12].
Следует отметить, что определение причин износа контактных колец
и щеток является сложной научно-технической задачей, находящейся в поле
зрения промышленных предприятий – изготовителей оборудования,
исследовательских учреждений и персонала электростанций.
В ряде известных исследований было выявлено множество причин
повышенного износа указанных узлов:
1. Действие на контактные кольца искровых и дуговых разрядов,
возникающих при механическом разрыве цепи тока щётки или нескольких
щёток. Основными причинами разрыва цепи тока являются вибрация тра-
74
3. Эксплуатация генераторов и их вспомогательных систем
верс и щеткодержателей, вибрация щеточно-коллекторного аппарата, биение колец и др.
2. Повышенная температура в щеточно-коллекторном аппарате, вызывающая испарение влаги на контактных кольцах, из-за чего образуется
окисный слой в местах контактного соединения. В результате возникает
сухое трение, щетки «пылят», сопротивление скользящего слоя становится
чрезмерно малым, а ток через некоторые щетки – чрезмерно большим.
3. Попадание турбинного масла в скользящий контакт. Оно впитывается щёткой, что неопасно, если электрографит качественный. В противном случае масло, попав в микроскопические щели между телом щетки
и конопаткой или трубкой токопровода, растворяет не полностью «запеченный» электрографит, что приводит к росту сопротивления щетки.
Проведение своевременной диагностики шеточно-колекторного устройства (ЩКУ) позволяет заблаговременно выявлять дефекты в нем и сохранять бесперебойность работы системы возбуждения турбогенераторов.
3.4. Ремонт генераторов
Говоря о ремонте энергетического оборудования на действующих
электрических станциях, следует отметить, что большинство электрических станций на территории Российской Федерации на сегодняшний день
выработали свой ресурс. Средний удельный износ оборудования электрических станций России приведен в табл. 6.
Таблица 6
Средний удельный износ оборудования электрических станций России
Степень
ТЭС
Всего оборудования 83,85 Всего оборудования 97,42
Число отдельных агрегатов на
единицу установленной мощности:
Турбин 77,06 Турбин 93,77
Энергетических котлов 80,33 –
Генераторов 103,49 Генераторов 104,72
Трансформаторов 108,70 Трансформаторов 97,39
износа,
%
В том числе отдельных агре-
гатов на единицу установленной мощности:
ГЭС
Электрические станции, возводимые в советский период, на сегодняшний день имеют разную степень износа оборудования [2]. В табл. 7
приведен перечень крупнейших ТЭС мощностью более 2000 МВт с самым
Степень
износа,
%
75
Основы эксплуатации электрооборудования
изношенным оборудованием. Авария на Рефтинской ГРЭС в августе 2016 года
показала, что погашение одной крупной станции может привести к веерному отключению от энергосистемы целого ряда регионов России.
Таблица 7
Износ оборудования крупнейших электрических станций России
ТЭС
Заинская ГРЭС 2 400 111,7
Костромская ГРЭС 3 600 96,49
Сургутская ГРЭС-1 3 280 95,33
Ириклинская ГРЭС 2 400 93,53
Рефтинская ГРЭС 3 800 92,34
Ставропольская ГРЭС 2 400 92,27
Пермская ГРЭС 2 400 90,7
Сургутская ГРЭС-2 4 800 89,88
Рязанская ГРЭС 2 650 88,81
Киришская ГРЭС 2 100 83,89
Установленная электрическая
мощность, МВт
Удельный физический
износ турбин, %
Генераторы электрических станций являются сложным электрическим оборудованием, работающим с нагрузкой в сотни мегаватт 24 часа
в сутки. Выход из строя генератора приводит к полной остановке энергоблока.
Задачей обслуживающего персонала на электрических станциях является поддержание работоспособности генераторов за счет проведения
текущих, плановых и аварийных ремонтов.
3.4.1. Объем и периодичность ремонта генераторов.
Подготовка к ремонту
В процессе эксплуатации генераторов происходит их износ. Изнашиваются щетки, кольца, коллекторы, вкладыши уплотнений и подшипников,
засоряются газоохладители, ослабляются крепления от вибрации, происходит увлажнение и физическое старение изоляции.
Любая неисправность по причине износа может привести к аварии.
В нашей стране принята планово-предупредительная система ремонтного
обслуживания. Ремонты проводятся в соответствии с Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей (РДПр 34-38-031).
Система технического обслуживания и ремонта предусматривает
выполнение комплекса работ, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью, направленных на обеспечение исправного
состояния оборудования, надежной и экономичной его эксплуатации при
76
3. Эксплуатация генераторов и их вспомогательных систем
оптимальных трудовых и материальных затратах. Комплекс проводимых
работ, в частности, включает в себя:
● чётко организованное техническое обслуживание оборудования;
● изучение опыта и установление оптимальной периодичности про-
ведения капитального, среднего и текущего ремонта;
● внедрение прогрессивных форм организации и управления ремонтом;
● внедрение передовых методов ремонта, комплексной механизации
и передовой технологии;
● широкое внедрение специализации ремонтных работ;
● контроль качества выполняемых работ в процессе ремонта;
● своевременное обеспечение ремонтных работ материалами, запча-
стями и комплектующим оборудованием;
● анализ параметров технического состояния оборудования до и после
ремонта.
На атомных электростанциях система технического обслуживания
и ремонта направлена также на обеспечение ядерной безопасности.
Все генераторы и другое оборудование периодически подвергаются
ремонту.
В типовой объем капитального ремонта входят следующие виды
работ.
Подготовительные работы:
● проверка газоплотности турбогенератора до его останова и вывода
в ремонт;
● измерение вибрации подшипников турбогенератора, возбудителя
и подвозбудителя в разных режимах работы агрегата;
● установка лесов и подмостей для осмотра и ремонта элементов
турбогенератора и вспомогательного оборудования;
● подготовка ремонтной площадки с прокладкой временных трубо-
проводов и кабельных линий;
● доставка к ремонтной площадке инструмента, такелажных и других
приспособлений;
● разборка турбогенератора и системы охлаждения, проверка вели-
чин зазоров, вывод ротора (при необходимости).
Ремонт статора турбогенератора:
● осмотр состояния активной стали статора со стороны расточки
и спинки, проверка плотности прессовки и испытание активной стали, ремонт и покраска активной стали статора;
● проверка подвески статора, плотности заклиновки пазов статора
(при выведенном роторе) и частичная переклиновка (до 10 % пазов); осмотр внешнего состояния изоляции, крепления лобовых частей обмотки,
соединительных и выводных шин, проверка состояния паек, ремонт и покраска лобовых частей;
77
Основы эксплуатации электрооборудования
● проверка газоплотности концевых выводов опрессовкой;
● устранение мест короны в доступных местах, но не более чем на 5 %
стержней;
● проверка системы непосредственного охлаждения обмотки статора
в пределах турбогенератора на герметичность и проходимость конденсата
и устранение дефектов, проверка вентиляционных каналов обмотки на
продуваемость;
● проверка вентиляционных трубок стержней турбогенераторов типа
ТГВ на замыкание трубка-трубка, трубка-медь;
● проверка и ремонт оборудования шин выводов, шинных мостов
и ячейки турбогенератора.
Ремонт ротора турбогенератора:
● проверка газоплотности ротора, устранение утечек;
● проверка вентиляционных каналов обмотки ротора на продувае-
мость, проверка системы непосредственного охлаждения обмотки ротора
в пределах турбогенератора на герметичность и проходимость конденсата;
● проверка бандажных и центрирующих колец на отсутствие трещин;
● проверка плотности клиновки ротора;
● осмотр в доступных местах крепления и контакта токоподводов
и проверка состояния болтов токоподводов, проверка целости пластин,
наружной изоляции токоподводов и крепежных деталей;
● проточка и шлифовка контактных колец ротора;
● проверка состояния щеточного аппарата контактных колец, креп-
ления щеткодержателей и траверс, замена изношенных щеток, регулировка
нажатия пружин;
● проверка и ремонт системы воздушного охлаждения щеточного
аппарата, его узлов и деталей;
● проточка (при необходимости) и шлифовка упорных дисков ротора
под уплотнения вала;
● осмотр и ремонт вентиляторов.
Ремонт высокочастотного индукторного генератора:
● чистка и покраска обмотки;
● сборка и проверка монтажных зазоров.
Общие работы по турбогенератору:
● проверка и ремонт системы возбуждения;
● проверка и ремонт подшипников и маслопроводов в пределах тур-
богенератора, проверка и ремонт изоляции подшипников;
● проверка и ремонт узлов и деталей маслосистемы;
● очистка и промывка, ремонт и опрессовка воздухо- и газоохладителей,
воздушных фильтров и камер, проверка влагоосушителей;
● проверка и ремонт газового хозяйства;
78
3. Эксплуатация генераторов и их вспомогательных систем
● проверка и ремонт системы масляного уплотнения вала ротора;
● проверка и ремонт устройств противопожарной защиты;
● проверка и ремонт пусковых и регулирующих устройств аппарату-
ры водородного и водяного охлаждения, теплового контроля и АГП;
● проверка и ремонт цепей управления, сигнализации и защитных
устройств турбогенератора, его двигателей и аппаратуры возбуждения;
● профилактические испытания и измерения.
Сборка турбогенератора:
● проверка в сборе турбогенератора на газоплотность и устранение
утечек;
● заполнение корпуса турбогенератора водородом.
Заключительные работы:
● сдача турбогенератора под нагрузкой.
В типовой объем текущих ремонтов входят:
● чистка щеточно-коллекторного аппарата, замена щеток;
● осмотр и чистка доступных без вскрытия частей и деталей гене-
ратора, аппаратов возбуждения, АГП;
● чистка газо- и водоохладителей;
● ремонт уплотнений, лобовых частей и выводов статора;
● профилактические измерения и испытания.
Капитальные и текущие ремонты генераторов должны быть совмещены с капитальными и текущими ремонтами турбин.
Капитальный ремонт синхронных компенсаторов нужно осуществлять один раз в 4–5 лет.
Первые ремонтные работы с выемкой ротора на турбогенераторах
и синхронных компенсаторах, включая усиление крепления лобовых частей,
переклиновку пазов статора, проверку крепления шин и кронштейнов,
проверку крепления и плотности запрессовки сердечника статора, должны
быть произведены не позднее чем через 8 000 ч работы после ввода в эксплуатацию. Первые ремонтные работы на гидрогенераторах необходимо
проводить не позднее чем через 6 000 ч.
Выемку роторов генераторов и синхронных компенсаторов при последующих ремонтах следует осуществлять по мере необходимости или
в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.
Первый капремонт через год после ввода установлен по времени
из-за появления так называемых приработочных отказов и обнаружения
дефектов при изготовлении. При подготовке к ремонту по отчетным ведомостям предыдущих ремонтов, по записям в журналах дефектов и ремонта
осмотром уточняют состояние генератора и составляют ведомость объема
работ и график ремонта с включением работ и мероприятий по устранению
неисправностей и повышению надежности.
79
Основы эксплуатации электрооборудования
График работы согласовывают с графиком работы по ремонту турбины с целью рационального использования грузоподъемных механизмов
и приспособлений.
К началу выемки ротора турбинный цех должен демонтировать стул
заднего подшипника и отсоединить соединительную муфту. К месту ремонта доставляются верстаки, инструмента, тросы и доски, шпалы и т. д.
Грузоподъемные механизмы и тросы должны быть испытаны и иметь
таблички.
Персоналу по ремонту необходимо ознакомиться с конструкцией генератора, объемом и графиком ремонта, техникой безопасности. При работе
внутри статора рабочие не должны иметь в обуви металлических гвоздей,
а на одежде – пуговиц из металла.
Инструмент, болты, гайки выдаются по счету, поскольку, оставленные внутри машины после ремонта, они могут привести к авариям.
Перед остановкой генератора на ремонт замеряются вибрация, напряжение на валу для оценки состояния изоляции стула подшипников
и фланцев, определяется утечка газа.
После отключения генератора и снятия напряжения при номинальной скорости вращения измеряется сопротивление изоляции ротора.
Если оно имеет пониженное значение, замер производится при снижении
скорости до остановки. Если сопротивление восстанавливается, то ненадежное место находится под клином или роторным бандажом.
Для проверки наличия витковых замыканий замеряют сопротивления
обмотки при различных значениях переменного тока и напряжения (от 0
до 220 В) и сравнивают их с ранее снятыми значениями.
3.4.2. Разборка и сборка генератора
Перед разборкой и снятием частей и деталей необходимо убедиться
в наличии маркировки на них, поскольку последующая неправильная их
сборка может привести к отказам и авариям.
Наиболее ответственная операция при разборке – вывод ротора из статора и ввод в него. Масса ротора достигает десятков тонн, даже легкое
задевание ротора за активную сталь или за обмотку статора приводит
к серьезным повреждениям. По этой причине между ротором и статором
следует обеспечить зазор.
Трос, применяемый при выемке ротора, не должен касаться шеек
вала и дисков для уплотнений, вентиляторов, контактных колец, токопроводов и бандажей. Недопустимо также укладывать ротор на указанные части
ротора после выемки. Ротор укладывается на клетки из бруса или шпал,
устанавливаемых специально под бочку. Для предохранения ротора под
трос подкладывается транспортерная лента или картон. Перед выемкой
80