МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Алматинский институт энергетики и связи

С. Е. Соколов, Ю. Г. Черемисинов

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ГЕНЕРАТОРОВ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

Учебное пособие

Алматы 2005

СОСТАВИТЕЛИ: С.Е. Соколов, Ю.Г. Черемисинов Эксплуатация и ремонт генераторов и распределительных устройств электрических станций. Учебное пособие(для студентов, обучающихся по специальности 210140 – Электрические станции). – Алматы: АИЭС, 2005. – 79с.

Учебное пособие содержит описание практических работ на электростанциях по курсу «Эксплуатация, ремонт, монтаж и наладка электрооборудования электрических станций» и требования к эксплуатации генераторов, ремонту генераторов, эксплуатации электрических распределительных устройств.

Рецензент: профессор кафедры Борисов В.Н.

Печатается по дополнительному плану издания Алматинского института энергетики и связи на 2005 г.

© Алматинский институт энергетики и связи, 2005 г.

Содержание

Введение 3

1 Эксплуатация генераторов 5

1.1 Осмотры и проверки генераторов 5

1.2 Проверка совпадения фаз, синхронизация и набор нагрузки 8

1.3 Нормальные режимы работы генераторов 11

1.4 Допустимые перегрузки генераторов 16

1.5 Несимметричные режимы работы генераторов 17

1.6 Асинхронные режимы работы генераторов 18

1.7 Работа генераторов в режиме синхронных компенсаторов 20

1.8 Перевод генератора с воздуха на водород и с водорода на воздух 21

1.9 Обслуживание системы водяного охлаждения обмоток 23

1.10 Обслуживание щеточных аппаратов 24

1.11 Паразитные токи в валах и подшипниках 26

1.12 Перевод генератора с рабочего возбудителя на резервный 27

2. Ремонт генераторов 29

2.1 Объем и периодичность ремонта. Подготовка к ремонту 29

2.2 Разборка и сборка генератора 31

2.3 Ремонт статора 35

2.4 Ремонт ротора 36

2.5 Ремонт масляных уплотнений 38

2.6 Ремонт возбудителя 39

2.7 Вибрация электрических машин и ее устранение 41

2.8 Сушка генераторов и синхронных компенсаторов 45

3 Эксплуатация электрических распределительных устройств 47

3.1 Основные требования к распределительным устройствам и

задачи их эксплуатации 47

3.2 Эксплуатация комплектных распределительных устройств. 48

3.3 Эксплуатация выключателей. 52

3.4 Эксплуатация разъединителей, отделителей и

короткозамыкателей. 58

3.5 Эксплуатация измерительных трансформаторов и конденсаторов связи. 62

3.6 Эксплуатация шин и токопроводов 65

3.7 Эксплуатация реакторов 67

3.8 Эксплуатация блокировки и заземляющих устройств. 70

3.9 Эксплуатация установок для приготовления сжатого воздуха и воздухораспределительной сети. 73

3.10 Вакуумные выключатели 76

Список литературы 79

Введение

Книга представляет собой учебное пособие предназначеное для студентов, обучающихся по специальности «Электроэнергетика»

Авторы стремились изложить основы эксплуатации и ремонта электроэнергетических станций, методы рационального производства планово-предупредительных ремонтов электрооборудования, некоторые вопросы режимов работы, эксплуатации и ремонта электрооборудования электрические станций. Даны практические рекомендации по эксплуатации и ремонту основного оборудования электрические станций.

Для грамотного обслуживания силовой части электрических станции персонал должен иметь ясное представление о современном электрооборудовании и режимах его работы, прогрессивных методах обслуживания и ремонта электрооборудования, а также о способах обнаружения развивающихся повреждений и устранения возможных аварий.

Предполагается, что учащимся колледжей уже известно устройство и принцип действия электрооборудования. Поэтому к рассмотрению конструкции машин, аппаратов и вспомогательных устройств авторы обращались лишь в тех случаях, когда это было необходимо для более четкого понимания особенности ремонта и ухода за электрооборудованием.

В учебнике рассмотрен широкий круг вопросов, относящихся к эксплуатации и ремонту синхронных генераторов, распределительных устройств, их диагностики, а также ликвидации аварий на электростанциях.

В первой главе рассмотрены вопросы организации эксплуатации и планирования ремонтов синхронных турбогенераторов электрических станций. Показана целесообразность планирования ремонтных работ по состоянию. Во второй и третьей главах рассматриваются вопросы эксплуатации и ремонта распределительных устройств. Приведены объемы капитального, среднего и текущего ремонтов. Подробно описан порядок проведения диагностики и отыскания неисправностей турбогенераторов и электрооборудования распределительных устройств.

В четвертой и пятой главах рассмотрены характерные особенности эксплуатации электрооборудования распределительных устройств и ликвидации аварий в электрической части электрических станций.

Учебник окажет большую помощь учащимся колледжей электроэнергетического направления в изучении дисциплины «Эксплуатация и ремонт электрооборудования электрических станций». Книга также может быть полезной квалифицированным рабочим, бригадирам и инженерно-техническим работникам.

1 Эксплуатация генераторов

1.1 Осмотры и проверки генераторов.

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 масло. проводах подачи масла на уплотнения от системы регулирования через инжектор открыты, так как наиболее надежно 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 при 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 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 коллекторе рисок, появляющихся при наличии на поверхности щеток металлических или абразивных включений или при срабатывании щеток до такой степени, что их медная армировка 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 маслоснабжения 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 газоохладителей, можно быть уверенным, что воздух в газоохладителях отсутствует.

Рисунок 1.1 - Схема промывки газоохлади-телей обратным ходом воды:

а – нормальный режим охлаждения; б – режим промывки; Г – газоохла-дители; 1-4 - задвижки

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.

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 (рисунок 1.1) необходимость в частой ручной чистке газоохладителей отпадает. Для промывки газоохладителей закрываются задвижки на сливе 4 и входе 2 и открываются задвижки 1 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 обмотки статора, охлаждающей среды и вкладышей подшипников должны записываться не реже 2 раза в смену. В те же сроки у турбогенераторов с водородными и водородноводяным 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).

1.2 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 фазоуказатель. 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 подается напряжение от системы включением выключателя силового трансформатора. Фиксируется направление вращения диска фазоуказателя. Затем после присоединения компенсаторов к выводам статора и пуска генератора напряжение на шинный мост подается от генератора. При совпадении фаз направление вращения диска фазоуказателя 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 180⁰, 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 ⁰;

- 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 AГП, генератор возбуждается и в течение 1 — 2 с втягивается в синхронизм. Регулировочный реостат перед включением генератора должен быть установлен в положение Х.Х. 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 трансформаторов 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 частей 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.

1.3 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 температуре входящего газа выше 55⁰С 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 85⁰С.

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 15⁰С. Последнее требование фактически определяет влагосодержание 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 время 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 Х.Х. 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 тога, 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; 1,05 U_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.

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. Повышение напряжения свыше 110 % 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 (рисунок 1.2). 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 максимальная составляющая магнитного поля рассеивания в зубцовой 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.

Рисунок 1.2 – Диаграмма мощности

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 директивных 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 недовозбуждения должно быть обеспечено автоматическое ограничение минимального тока возбуждения для исключения потери устойчивости в случаях внезапного повышения напряжения в сети.

1.4 Допустимые перегрузки генераторов

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

в ТУ такие указания отсутствуют, то кратность перегрузки по току статора, отнесенному к номинальному току, определяется по таблице 1.1.

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

Таблица 1.1- Допустимые кратность и продолжительность перезагрузки по току статора генераторов и синхронных компенсаторов

Продол-житель-ность пе-резагрузки мин, не более	Кратность перезагрузки по току статора генераторов и синхронных компенсаторов			Продол-житель-ность пе-резагрузки мин, не более	Кратность перезагрузки по току статора генераторов и синхронных компенсаторов
	с косвенным охлаждением обмотки статора	С непосредственным охлаждением обмотки статора			с косвенным охлаждением обмотки статора	С непосредственным охлаждением обмотки статора
	с косвенным охлаждением обмотки статора	Водой	Водоро-дом		с косвенным охлаждением обмотки статора	Водой	Водоро-дом
60	1,1	1,1	-	4	1,3	1,3	1,2
15	1,15	1,15	-	3	1,4	1,35	1,25
10	-	-	1,1	2	1,5	1,4	1,3,
6	1,2	1,2	1,15	1	2,0	1,5	1,5
5	1,25	1,25	-

Для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток ротора допустимая перегрузка по току возбуждения определяется кратностью тока, отнесенного к номинальному току ротора, указанной в таблице 1.2

Таблица 1.2 - Допустимые кратность и продолжительность перегрузки турбогенераторов по току ротора

Продол-жительность перезагрузки мин, не более	Кратность перегрузки по току ротора генераторов		Продол-жительность перезагрузки мин, не более	Кратность перегрузки по току ротора генераторов
Продол-жительность перезагрузки мин, не более	ТВФ, кроме ТВФ-120-2	ТГВ, ТВВ (до 500 МВт включительно), ТВФ-120-2	Продол-жительность перезагрузки мин, не более	ТВФ, кроме ТВФ-120-2	ТГВ, ТВВ (до 500 МВт включительно), ТВФ-120-2
60	1,06	1,06	1/2	2,0	-
4	1,2	1,2	1/3	-	2,0
1	1,7	1,5

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.

1.5 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 (рисунок 1.3).

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 токи 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 I₂≈0,22 I_ном, а при I₂= I_ном превышают их в 15 — 20 раз. К тому же дополнительные потери распределяются вдоль ротора неравномерно.

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.

1.6 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 нагрузкой 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.

1.7 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 маслонасосов 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 прогрева масла в подшипниках до температуры 35 — 40⁰С. 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 Х.Х. генератора. На ведомом генераторе устанавливается ток возбуждения, равный половине тока, обеспечивающего номинальное напряжение статора при Х.Х. 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 тронется 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.

1.8 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. 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. 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 водородный 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.

1.9 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 (рисунок 1.4), 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,

Рисунок. 1.4 - Газовая ловушка

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 заложены терморезисторы, от которых при повышении температуры сверх 75.⁰С обеспечивается подача сигнала. При появлении сигнала нагрузка генератора должна быть

уменьшена настолько, чтобы температура снизилась до 75⁰С. При первой возможности генератор останавливают для выяснения причины повышенного нагрева.

Работа генератора при отсутствии циркуляции запрещается во всех режимах, кроме режима Х.Х. 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±5⁰С, а температура выходящего конденсата не должна превышать 85⁰С.

1.10 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 (рисунок 1.5), 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.

Рисунок 1.5 - Щеткодержатель на кольцах ротора

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 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.

1.11 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 мере несимметрична.

Рисунок 1.6 - Схема прохождения токов, вызванных несимметрией магнитной системы машины:

а – поперечный разрез; б – продольный разрез; 1 – путь тока с большим индуктивным сопротивлением; 2 – путь тока с малым индуктивным сопротивлением

Если эту несимметричность условно изобразить в виде зазора в правой половине сердечника (рисунок 1.6), то при повороте на 90⁰ магнитные сопротивления для потоков Ф₁ и Ф₂ сравняются, а при дальнейшем вращении сопротивление для потока Ф₁ 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 1 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 подшипников 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 его, 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 рисунок 4.7, не нарушена ли эта изоляция. При этом измеряется напряжение U₁ на концах вала и U₂ 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, заворачивают, как показано на рисунок 1.7, Если напряжения U₁ и U₂ равны, то изоляция стула подшипника исправна. Если же напряжение U₂ равно нулю, то изоляция нарушена.

Рисунок 1.7 - Измерение напряжения для проверки состояния изоляции стула подшипника

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.

1.12 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 (рисунок 1.8) ток мощных возбудителей небезопасно. Поэтому для генераторов с непосредственным охлаждением ротора, имеющих повышенный ток возбуждения, в цепи основного и резервного возбудителей 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.

Рисунок 1.8 - Схема резервного возбуждения: Р₀ и А₀ – рубильник и автоматический выключатель соответственно основного возбудителя; : Р_р и А_р – то же резервного возбудителя

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.

2 Ремонт генераторов

2.1 Объем и периодичность ремонта. Подготовка к ремонту

В типовой объем капитального ремонта входят разборка и сборка генератора с выемкой или без выемки ротора; осмотр, чистка и проверка всех доступных деталей и узлов, в том числе возбудителя с полной его разборкой; разборка и ремонт оборудования выводов и ячейки машины, маслосистемы, систем газоохлаждения и водяного охлаждения генератора и обмоток; проведение испытаний и измерений; устранение всех выявленных дефектов. Как правило, производится проточка колец ротора и коллектора возбудителя.

При необходимости в период капитального ремонта производятся специальные работы: замена дефектных стержней обмотки статора, устранение витковых замыканий в обмотке ротора, замена колец ротора и роторных бандажей, реконструкция уплотнений вала ротора и др.

Капитальные и текущие ремонты генераторов должны совмещаться с капитальными и текущими ремонтами турбин. Капитальные ремонты турбогенераторов до 100 МВт включительно должны проводиться 1 раз в 3 — 5 лет; турбогенераторов более 100 МВт — 1 раз в 3 — 4 года; синхронных компенсаторов — не чаще чем через 4 — 5 лет; гидрогенераторов — 1 раз в 4 — 6 лет.

Первый ремонт впервые введенных в работу турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов, включая усиление крепления лобовых частей и переклиновку пазов статора, проводится не позднее чем через 8000 ч работы после ввода в эксплуатацию. Такое требование вызывается тем, что в начальный период работы происходит интенсивная приработка частей и деталей друг к другу, подсушка изоляции и крепежных деталей, что может вызвать ослабление их креплений. Кроме того, большая часть дефектов, допущенных при изготовлении, проявляется именно в начальный период работы машины.

Перед остановкой генератора на капитальный ремонт необходимо измерить вибрацию всех подшипников и крестовин при различных нагрузках и на холостом ходу с возбуждением и без возбуждения. Если генератор имеет недопустимо высокую вибрацию и предварительным исследованием установлено, что для ее устранения требуется балансировка ротора, то балансировку желательно выполнить до вывода турбины в ремонт, так как по окончании ремонта времени на балансировку и последующую сборку торцевых крышек и масляных уплотнений обычно не хватает. По тем же соображениям целесообразно до вывода в ремонт турбины выполнить проточку и шлифовку колец и уплотняющих дисков на валу ротора.

Для проверки состояния изоляции подшипников и уплотнений со стороны возбудителя необходимо измерить напряжение на валу, определить утечку газа и выявить все неплотности, обратив особое внимание на узлы, не разбираемые при ремонте.

После отключения генератора от сети при номинальной частоте его вращения следует измерить сопротивление изоляции обмотки ротора мегаомметром. При пониженном сопротивлении изоляции измерение продолжается и в процессе снижения скорости вращения ротора до полной остановки. Если при этом сопротивление изоляции обмотки ротора восстановится до нормального значения, то ненадежное место в изоляции, вероятней всего, находится в верхней части обмотки под клином или роторным бандажом.

Чтобы проверить, нет ли в обмотке ротора витковых замыканий, определяют сопротивление обмотки при различных напряжениях переменного тока, изменяемого в пределах от 0 до 220 В. Такие измерения производятся при номинальной частоте вращения и по мере снижения ее. Более пологое расположение кривых изменения сопротивления в зависимости от напряжения и частоты вращения по сравнению с ранее снятыми или кривыми однотипных генераторов укажет на наличие витковых замыканий в обмотке.

Объем текущего ремонта определяется с учетом состояния генератора. Как правило, при текущем ремонте производятся чистка щеточных аппаратов на кольцах ротора и возбудителя, замена сработавшихся щеток, осмотр и чистка доступных без вскрытия частей и деталей, аппаратуры системы возбуждения, АГП, высоковольтной аппаратуры. Если есть необходимость, то производят чистку газоохладителей, теплообменников, фильтров, камер и аппаратуры системы охлаждения, вскрытие и ремонт масляных уплотнений вала ротора, устранение утечек водорода, осмотр и чистку лобовых частей обмотки и выводов статора.

Текущие ремонты генератора производятся, как правило, по мере необходимости, обычно не реже 1 раза в год.

2.2 Разборка и сборка генератора

Перед разборкой и снятием частей и деталей следует убедиться в наличии маркировки на них и на отсоединяемых концах кабелей, и если ее нет, то нанести, чтобы при сборке все поставить на свое место. Если концы кабелей на щитке зажимов или внутри возбудителя будут перепутаны, это приведет к отказу в работе возбуждения генератора. Изменение порядка расположения деталей на роторе или якоре возбудителя может привести к нарушению балансировки и появлению вибрации. В других случаях изменение положения деталей может привести к задеванию отдельных частей друг за друга.

Снятие торцевых крышек. В современных турбогенераторах торцевые крышки имеют выступающие внутрь ребра жесткости и диффузоры. Центр тяжести крышек смещен от рымов внутрь генератора. При снятии таких крышек при помощи троса, закрепленного на рымах, в момент отжатия их из заточки они рывком перейдут в наклонное положение и повредят диффузором изоляцию лобовых частей обмотки статора. Чтобы не допустить повреждения обмотки заводом предусмотрена подвеска к крышке противовеса в виде цилиндра с песком. На станциях для снятия крышек генератора типа ТВФ-100 применяется более удобное приспособление в виде скобы (рисунок 2.1). Скоба 2, изготовленная из двутавровой балки, прикрепляется к крышке 1 при помощи четырех болтов.

Рисунок 2.1 - Скоба для снятия торцевых крышек статора, имеющих смещенный центр тяжести:

1- торцевая крышка; 2 – скоба; 3 – вновь привариваемые гайки; 4 – ограничитель; 5 – нижние болты

Вывод ротора из статора и ввод его обратно — наиболее ответственные операции по разборке и сборке генератора. Масса ротора в крупных генераторах достигает десятков тонн. Даже легкое задевание ротора за активную сталь и тем более за лобовую часть обмотки статора приведет и повреждению изоляции обмотки и активной стали. Поэтому при выводе и вводе ротора необходимо непрерывно следить за наличием зазора между ним и статором.

Трос, применяемый для выемки ротора, не должен касаться поверхностей скольжения на шейках вала и дисков для уплотнений, вентиляторов, контактных колец, токоподводов и роторных бандажей.

После выемки ротор должен быть уложен на клети из деревянных брусьев или укороченных шпал, укладываемых под нерабочие части вала или под бочку ротора.

Для предохранения ротора от повреждения и уменьшения возможного скольжения троса в местах захвата ротора под трос должен быть подложен картон или транспортерная лента. На роторе с непосредственным охлаждением, имеющим пазовые клинья с выступающими заборниками и выпусками, для предохранения клиньев от повреждений в местах захвата тросом между пазами закладываются рейки из дерева твердых пород.

Рисунок 2.2 - Щуп для измерения зазора между ротором и статором:

1 – пружина; 2 – раздвижные пластины; 3 – ползун с клином; 4 - полоса

Перед выводом ротора и после ввода его специальным щупом (рисунок 2.2) измеряются зазоры между ротором и статором с обеих сторон вверху, внизу, слева и справа.

Вывод ротора из статора по распространенному способу ЛПЭО «Электросила» для турбогенераторов 50 МВт и выше производится в порядке, показанном на рисунок 2.3. После снятия возбудителя и торцевых крышек при помощи крана приподнимают вал ротора со стороны возбудителя, под вал устанавливают опорную балку и опускают на нее ротор. Затем удаляют вкладыш и стул подшипника со стороны возбудителя и делают настил из досок или деревянных брусьев, по которому укладывают направляющие из стальных брусьев или рельсов.

В верхнюю часть воздушного зазора между ротором и статором заводят стальной лист толщиной 10 — 12 мм, изогнутый по окружности активной стали статора, затем опускают его в нижнюю часть зазора и закрепляют тросом для предохранения от перемещения во время вывода ротора.

На направляющие со стороны возбудителя устанавливается тележка, на которую опускается и закрепляется полукольцами вал ротора. Уровень направляющих должен быть таким, чтобы ротор занимал концентричное положение относительно статора. Далее закрепляется однороликовая тележка на валу ротора со стороны турбины. Ротор со стороны турбины приподнимают краном за полумуфту и удаляют нижнюю половину вкладыша подшипника. При помощи тали или лебедки и перемещения моста крана в сторону возбудителя выдвигают ротор из статора, пока трос, на котором подвешен ротор, не коснется корпуса генератора.

Конец ротора со стороны турбины опускают, и тележка, закрепленная на нем, ставится на стальной лист, уложенный в расточке статора. Поддерживая краном ротор за вал со стороны возбудителя, при помощи тали или лебедки выдвигают ротор из статора более чем на половину его длины. Подвешивают ротор за бочку тросами на крюк крана, добиваясь при подъеме его горизонтального положения, и окончательно выводят из статора.

На ряде станций при разборке генераторов с водородным охлаждением вместо громоздкой балки применяется простое и удобное приспособление для подвески ротора к корпусу статора (рисунок 2.4), состоящее из стального стропа 8, талрепов 2 и проушин 1. Для крепления проушин к корпусу статора используются отверстия и болты, предназначенные для крепления торцевых крышек. Талрепы служат для регулировки положения подвешенного ротора относительно статора. Если сделать дополнительные отверстия в проушинах, то одно и то же приспособление можно использовать для различных типов генераторов.

Рисунок 2.4 - Приспособления для Рисунок 2.5 - Телескопический

подвески ротора удлинитель вала ротора

Применение телескопического удлинителя (рисунок 2.5) облегчает вывод и ввод ротора. В заводском удлинителе 2 ротора генератора ТВФ-100, имеющем длину 1000 мм, удалена крестовина жесткости и вместо нее вставлена выдвижная труба 1 длиной 1360 мм. При выдвижении этой трубы общая длина удлинителя увеличивается до 1860 мм, что обеспечивает вывод

ротора из статора на необходимое расстояние без применения стального листа, заводимого в статор, и второй тележки.

Вывод ротора при помощи указанных приспособлений производится в следующем порядке: вал ротора со стороны возбудителя приподнимают краном на 5 — 8 мм и при помощи приспособления подвешивают к корпусу генератора. Стул заднего подшипника удаляют, и ротор опускается на тележку, установленную на рельсы. Приспособление для подвески ротора переносят на сторону турбины. Вал ротора со стороны турбины на стропах подвешивают на крюк крана, и ротор выдвигается из статора настолько, чтобы можно было вставить удлинитель ротора с убранной внутрь выдвижной трубой. Выдвижение ротора производят перемещением крана в сторону возбудителя и одновременно вращением колес тележки ломами.

При помощи крана подают удлинитель и прикрепляют его болтами к полумуфте ротора. Затем ротор выдвигают на 1000 мм и подвешивают на приспособлении. Из удлинителя выдвигают внутреннюю трубу. Ротор стропится на крюк крана за конец этой трубы (рисунок 2.6, а) и выводится из статора еще на 800 мм. После этого ротор стропится за середину бочки (рисунок 2.6, б) и полностью выводится из статора. Ввод ротора в статор производится в обратном порядке.

Рисунок 2.6 - Вывод ротора при помощи телескопического удлинителя

При установке торцевых щитов генераторов с водородным охлаждением очень важно не допустить неплотностей в разъемах между корпусом и торцевыми щитами и между их половинками.

При сборке торцевых щитов должны замеряться зазоры между ними и вентиляторами; зазоры должны быть в пределах, указанных в заводском паспорте.

2.3 Ремонт статора

Ремонтные работы начинают с осмотра статора со стороны расточки и спинки. Легким обстукиванием проверяют, плотно ли закреплены распорки в вентиляционных каналах, не ослаблены ли клинья в пазах, прочно ли закреплены нажимные пальцы, создают ли они необходимое нажатие на крайние пакеты активной стали, особенно если зубцы разрезные, нет ли следов местного нагрева стали в виде цветов побежалости или темных пятен.

Если клинья в пазах имеют слабину, необходимо произвести переклиновку пазов статора.

Плотность прессовки стали проверяется ножом: при плотной прессовке нож не должен входить между листами при нажатии на него. При обнаружении местных ослаблений прессовки, следов нагрева, свежих вмятин или забоин активной стали следует произвести внеочередное испытание ее на нагрев.

Осматривается изоляция обмотки. При этом проверяется, нет ли трещин или выпучивания изоляции стержней в вентиляционных каналах и в местах выхода стержней из паза, не имеет ли следов перегрева изоляция головок, нет ли механических повреждений на изоляции лобовых частей, не попадает ли на обмотку масло. Проверяется, не ослабло ли крепление и нет ли провисания лобовых частей.

При наличии в статоре пыли, грязи или масла производятся его очистка и протирка. Если ротор не вынимался, то производится осмотр только лобовых частей, спинки статора, воздушного зазора между ротором и статором.

Ослабленные крепления лобовых частей необходимо усилить добавлением или заменой прокладок, подтягиванием болтов, заменой шпагатных бандажей.

Попавшая на обмотку грязь удаляется деревянными или другими неметаллическими лопатками, а масло— тряпками, смоченными в бензине. После очистки от масла, грязи или при неудовлетворительном состоянии лакового покрова обмотка с помощью пульверизатора покрывается эмалью

ГФ-92ХС.

При наличии стяжных болтов, проходящих в активной стали, измеряется сопротивление их изоляции мегаомметром на 1000 В. Обнаруженные повреждения изоляции должны быть устранены.

В генераторах с водородным охлаждением производится проверка креплений фланцев статорных выводов к выводной плите и уплотняющих гаек на их стержнях.

Производится очистка водяных камер и трубок у газоохладителей от грязи и отложений. Органические отложения внутри трубок удаляются шомполами с ершами с последующей продувкой сжатым воздухом или влажным паром давлением 0,3 — 0,5МПа. Затвердевшие в трубках неорганические отложения удаляются промывкой 2 — 3 %-ным раствором соляной кислоты с последующей промывкой водой.

Масло и грязь, скопившиеся на наружных оребренных поверхностях трубок, удаляются промывкой их горячей водой или влажным паром.

Резиновые прокладки, предотвращающие выход водорода наружу через зазор между корпусом и охладителем, имеющие хотя бы неглубокие трещины или потерявшие эластичность, должны быть заменены новыми.

Газоохладители испытываются давлением воды, равным двукратному номинальному, но не ниже 0,3 МПа при воздушном и 0,5 МПа при водородном охлаждении. При испытании, продолжающемся 10 мин. , не должно наблюдаться снижения давления воды в газоохладителе и течи. Трубки, имеющие течь, забиваются металлическими пробками с обоих концов. В каждом охладителе в соответствии с заводской инструкцией может быть заглушено не более 5 — 15% трубок.

У генераторов с водяным охлаждением проверяется, нет ли течей обмотки вместе с коллекторами и соединительными шлангами, вначале опрессовкой воздухом при избыточном давлении 0,3 МПа, а затем опрессовкой водой при давлении 1,0 МПа.

При ремонте статора проверяются отсутствие обрывов цепи термометров сопротивления, состояние их изоляции, надежность крепления датчиков и проводников, подтягиваются болтовые соединения на выводном щитке. Проверяются цепи и приборы измерения температур вне генератора. Все дефекты, не требующие выемки стержней, должны быть устранены.

2.4 Ремонт ротора

При осмотре вынутого ротора проверяется, не ослабли ли клинья в пазах, нет ли на носиках и остальной поверхности роторных бандажей, на крайних клиньях в пазах и поверхности зубцов подгара или цветов побежалости, указывающих на местные перегревы, нет ли налета ржавчины у посадочных мест бандажных и центрирующих колец, указывающих на ослабление посадки и наличие контактной коррозии, не сместились ли роторные бандажи или пазовые клинья.

Поверхность бандажных и центрирующих колец и места изменения сечения вала ротора зачищаются до блеска, осматриваются с помощью лупы и проверяются цветной дефектоскопией с целью обнаружения трещин. Проверяется крепление вентиляторов. Трещины на вентиляционных лопатках обнаруживаются легкими ударами молотка. Лопатки, имеющие трещины, издают дребезжащий звук.

Измеряются глубина выработки и «бой» контактных колец. Проверяется надежность крепления выступающих краев изоляции под кольцами и изоляции токоподводов. Изоляция очищается от пыли и покрывается лаком.

Проверяется состояние шеек и дисков уплотнения на валу. При наличии на зубцах, бандажных и центрирующих кольцах ротора трещин, подгаров, цветов побежалости, следов контактной коррозии бандажи подлежат снятию для более тщательного обследования и ремонта.

Рисунок 2.7 - Притир для обработки диска на валу:

1 – рукоятка для вращения диска; 2 – диск; 3 - притир

Если перед ремонтом из-за наличия выработки на кольцах наблюдались

вибрация и искрение щеток, а также если замером, который следует произвести при вращении ротора валоповоротным устройством непосредственно перед выводом генератора в ремонт, будет обнаружен «бой» колец, равный 0,1 мм, то кольца должны быть проточены и отшлифованы.

Проточка колец и дисков уплотнений на валу, производимая при вращении ротора валоповоротным устройством турбины, увеличивает время простоя турбоагрегата в ремонте. Для сокращения продолжительности ремонта проточку колец и дисков на валу производят на отсоединенном от турбины генераторе при вращении ротора в собственных подшипниках при помощи передвижного устройства.

Для проточки колец или дисков устанавливается суппорт от токарного станка с поперечным и продольным перемещением. Обработка колец может производиться как резцом, так и закрепленным на суппорте вращающимся абразивным кругом.

Шлифовка колец производится при вращении ротора от турбины с частотой вращения 500 — 700 об/мин.

Уменьшение диаметра контактных колец по мере их срабатывания и проточки ввиду, снижения при этом их механической прочности, допускается до значения, указанного заводом-изготовителем.

Проточка дисков уплотнений на валу производится при наличии на их поверхности глубокой выработки и неровностей. Чаще всего такая необходимость возникает после подплавления вкладышей. Проточка необходима также при конусности рабочей поверхности дисков, превышающей 0,05 — 0,07 мм.

Обработку рабочих поверхностей дисков, имеющих сравнительно неглубокие выработку и неровности или небольшую конусность, целесообразно производить при помощи чугунной скобы-притира (рисунок 2.7) с применением смеси карбида бора с керосином или наждачного порошка, а на заключительной стадии — пасты ГОИ. Ротор во время обработки вращается валоповоротным устройством.

Роторы генераторов с водородным охлаждением проверяются на газоплотность. Для этого в центральное отверстие ротора со стороны колец вместо постоянной ставится временная заглушка с патрубком и газоплотным вентилем, через который в ротор подается сжатый воздух в смеси с фреоном, давление которого на 0,05 — 0,1 МПа больше рабочего давления в генераторе. Затем при помощи течеискателя ГТИ-3 убеждаются в отсутствии утечек через заглушку в торце вала со стороны турбины, через отверстия для токоведущих болтов и т.д.

Газоплотность ротора считается удовлетворительной, если в течение 6 ч снижение давления не превысит 10 % начального.

В роторах с непосредственным водородным охлаждением обмотки с самовентиляцией после очистки от пыли проверяют продуваемость их вентиляционных каналов. Важность этой проверки определяется тем, что ни электрическими испытаниями, ни по показаниям щитовых приборов генератора нарушение продуваемости каналов обнаружить практически невозможно. Между тем нарушение продуваемости каналов может привести к местному перегреву и повреждению меди обмотки.

2.5 Ремонт масляных уплотнений

Перед остановкой генератора в ремонт следует проверить отсутствие водорода в масле, сливаемом из опорных подшипников, превышение температуры баббита относительно масла, поступающего на уплотнения (не должно быть выше 15 — 20⁰С), суммарный расход масла в сторону водорода (не должен быть выше 3 — 5 л/мин в зависимости от типа генератора), отсутствие масла в корпусе генератора и признаков низкой подвижности вкладышей.

Попадание масла в корпус генератора возможно по следующим причинам: из-за увеличения слива масла из уплотнений в сторону водорода при заедании вкладыша; из-за недопустимо высокого перепада между давлениями масла и водорода в уплотнениях, в которых масло отжимает вкладыш от упорного диска из-за увеличенных зазоров между маслоуловителями и валом; из-за неплотности в разъемах между корпусом уплотнения и маслоуловителями или между половинками маслоуловителей; из-за засорения отверстий в маслоуловителях, через которые масло должно стекать в камеру уплотнений.

Недопустимое превышение температуры баббита чаще всего является результатом неправильной шабровки, износа или повреждения рабочей поверхности вкладыша, неудовлетворительного состояния диска на валу ротора, попадания с маслом в зазор между вкладышем и диском мелкого грата отсварки, мелкой стружки, неудаленной после обработки вкладыша, ржавчины, а также частиц затвердевшего лака.

Низкая подвижность вкладышей обнаруживается по резким колебаниям температуры баббита и расхода масла в сторону водорода и по выбросам водорода в картеры опорных подшипников, вызывающим иногда

веерообразный выброс масла из подшипников. Этот дефект может быть вызван малым зазором между корпусом и вкладышем, неудовлетворительной шлифовкой рабочей поверхности корпусов уплотнений и центрирующих поясков вкладышей.

Очень важно после переделки маслопроводов, подающих масло на уплотнения, произвести их тщательную очистку и прокачку маслом, минуя уплотнения, по временной перемычке в течение 6 — 8 ч. Подачу масла периодически следует прекращать и затем возобновлять толчком.

После сборки уплотнений проверяются подвижность вкладышей и автономность камер двухпоточных уплотнений. При этом производится промывка уплотнений маслом при отжатых вкладышах.

До пуска генератора производится опрессовка генератора с проверкой отсутствия фреона в сливных камерах уплотнений со стороны воздуха.

2.6 Ремонт возбудителя

При ремонте возбудителя, как правило, коллектор должен быть проточен, если «бой» его поверхности превышает 0,05 мм, а также если на нем образовались хотя и равномерные по всей окружности, но глубокие (более 0,2— 0,3 мм) кольцевые выработки. При меньшей глубине кольцевых равномерных выработок неровности целесообразно удалить шлифовкой, чтобы не допустить искрения под щетками при перемещении якоря в осевом направлении.

«Бой» коллектора измеряется индикатором часового типа при вращении ротора генератора и якоря возбудителя валоповоротным устройством.

Проточка коллектора возбудителя с двумя подшипниками, как правило, производится на токарном станке.

Продолжительная шлифовка коллектора наждачной бумагой без колодки приводит к тому, что кромки пластин «заливаются» и щетки касаются пластин только в средней части (рисунок 2.8). Для хорошо налаженного возбудителя это не имеет большого значения. Если же на коллекторе наблюдается искрение или предстоит настройка коммутации, то «заваливание» кромок пластин затруднит устранение искрения или приведет к неточной настройке.

Рисунок 2.8 - Состояние поверхности коллекторных пластин:

а – после правильной шлифовки; б – после неправильной

Рисунок 2.9 - Правильное расположение щеток на коллекторе

Для уменьшения «заваливания» кромок пластин шлифовку коллектора наждачной бумагой целесообразно производить с применением деревянной колодки, подогнанной по поверхности коллектора, или специальным абразивным бруском на бакелитовой основе.

Рисунок 2.10 - Контрольный вал для выверки зазоров под полюсами:

1 – штифт на резьбе;

2 – контрольный вал

При ремонте возбудителя миканит между коллекторными пластинами должен быть выбран (продорожен) на глубину 1,5 — 2 мм. Если производится проточка, то продороживание коллектора целесообразно произвести до проточки.

Для обеспечения равномерного слоя политуры и равномерного износа поверхности коллектора размещение щеток на коллекторе производится, как показано на рисунке 2.9. За щеткой одной полярности должна следовать щетка другой полярности. Вторая пара щеток по отношению к предыдущей паре размещается с некоторым сдвигом по образующей коллектора, чтобы политурой и износом были охвачены и промежутки между щетками первой пары.

Если возбудитель работает без искрения, то при его ремонте следует стремиться к сохранению воздушных зазоров под полюсами такими, какими они были до разборки, если даже они окажутся несколько несимметричными. Следует учитывать, что на заводе зазоры под полюсами выверяются по контрольному валу (рисунок 2.10), который полезно иметь и на станции. При ремонте же они обычно замеряются непосредственно между полюсами и якорем. Наличие неровностей или наплывов лака на поверхности якоря и полюса может исказить результат замера. Кроме того, не исключено, что некоторая неравномерность зазоров могла быть специально допущена на заводе для получения симметричности магнитной системы.

Симметричность магнитной системы имеет важнейшее значение для безыскровой работы возбудителя. Проверяется она измерением сопротивления обмоток каждого главного и дополнительного полюсов переменному току или измерением падения напряжения на обмотках полюсов при одном и том же токе. На обмотку возбудителя плавно подается напряжение 220 В, а на дополнительную обмотку 20 — 30 В. Магнитная система симметрична, если разница в падении напряжения не превышает 1 — 1,5 %

2.7 Вибрация электрических машин и ее устранение

Вибрация электрических машин может возникнуть из-за механической неуравновешенности роторов, несимметрии электромагнитных сил, неправильной центровки валов турбин и генераторов или нарушения ее из-за тепловых деформаций, а также осадки фундамента, неправильной сборки или износа деталей соединительной муфты между генератором и турбиной, износа или неправильной шабровки подшипников, появления трещин в сварке фундаментной плиты и т. д.

Вибрация может появиться также при тепловой нестабильности ротора. Из-за температурной деформации обмоток, витковых замыканий или неравномерных потоков охлаждающего газа по вентиляционным каналам возникает неравномерный нагрев бочки ротора по окружности, что приводит к изменению упругой линии прогиба ротора и нарушению его уравновешенности. Например, для ротора длиной 8000 мм разность температур на противоположных образующих бочки всего лишь 2 ⁰С приводит к прогибу ротора на 0,17 мм.

У крупных двухполюсных генераторов при недостаточной жесткости конструкции корпуса статора может возникнуть вибрация статора с частотой, равной двойной частоте сети. Характерным признаком такой вибрации является появление ее при подаче возбуждения на ротор.

В мощных турбогенераторах размеры контактных колец и консольных концов ротора, на которых они размещаются, увеличены, что нередко вызывает появление значительной вибрации контактных колец от дополнительного прогиба консольного конца ротора. В гидрогенераторах при определенных режимах работы возможно появление вибрации под воздействием кавитационных явлений в турбине.

При больших частотах вращения роторов машин даже небольшая неуравновешенность вызывает значительную несбалансированную центробежную силу, создающую вредные нагрузки на ротор и подшипники и вызывающую их вибрацию. Центробежная сила, Н, появляющаяся из-за неуравновешенности массы, определяется из следующего выражения

где Q — неуравновешенная масса, кг;

r — расстояние неуравновешенной массы от оси вращения, мм;

n — частота вращения, об/мин.

Например, при неуравновешенности в 1 кг на радиусе 500 мм и n=3000 об/мин центробежная сила будет равна 50000 Н.

Нарушение уравновешенности ранее отбалансированного ротора генератора может произойти из-за неплотной запрессовки обмотки при ослаблении посадки бандажных или центрирующих колец. При механической неуравновешенности ротора вибрация появляется уже на холостом ходе машины и мало зависит от изменения нагрузки.

Несимметрия электромагнитных сил, вызывающая вибрацию машины, может возникнуть в результате неравномерности воздушного зазора или появления виткового замыкания в обмотке ротора.

При витковом замыкании магнитные потоки обоих полюсов двухполюсной машины остаются равными друг другу, но распределение магнитной индукции станет несимметричным относительно поперечной оси ротора. На рисунке 2.11 показано распределение индукции в зазоре двухполюсного ротора, обмотка которого условно состоит всего из шести витков. При замыкании витка 3 — 3' распределение индукции в зазоре изменится, как показано на рисунке 2.11,6. При этом площади, ограниченные кривой индукции, под обоими полюсами останутся равными друг другу, так как через оба полюса проходит один и тот же магнитный поток (рисунок 2.11,в). Однако площади квадратов индукции уже не будут равны (рисунок 2.11, г), вследствие чего нарушится и равенство притяжений полюсов к статору, пропорциональное квадрату индукции (рисунок 2.11,д). Неуравновешенное усилие будет перемещаться вместе с ротором и вызовет вибрации, подобные тем, какие возникают при наличии неуравновешенных масс. Чем ближе к середине полюса короткозамкнутые витки, тем больше одностороннее результирующее усилие, действующее на полюс, и тем больше будут вызванные им вибрации.

Рисунок 2.11 - Распределение индукции в воздушном зазоре:

а – при отсутствии повреждения в роторе; б – при витковом замыкании; в – сравнение распределения индукции (при витковом замыкании - пунктир); г – сравнение квадратов индукции; д – результирующие усилия, действующие на ротор

Одним из признаков того, что вибрация возникла из-за несимметрии магнитного потока, вызванной витковым замыканием или неравномерностью зазора, является ее зависимость от тока возбуждения. При снятом возбуждении вибрация полностью исчезает.

Контроль за вибрацией турбогенераторов, синхронных компенсаторов и электродвигателей производится измерением амплитуды ее на крышках подшипников в трех направлениях: вертикальном, горизонтально-поперечном и горизонтально-осевом. Оценка состояния машины производится по вибрации любого подшипника при самом неблагоприятном режиме его работы.

Вибрация подшипников турбогенераторов и соединенных с ними возбудителей не должна превышать:

Номинальная частота вращения, об/мин . . . . . . . . 1500 3000

Двойная амплитуда вибрации, мкм... . . . . . . . . . . . 50 30

Вибрация контактных колец турбогенераторов, измеряемая до и после каждого ремонта с выемкой ротора, не должна превышать 200 мкм.

Вибрация подшипников синхронных компенсаторов с номинальной частотой вращения 750 — 1000 об/мин не должна превышать 80 мкм.

На гидрогенераторах измеряются амплитуды вибрации верхней и нижней крестовин в трех направлениях: вертикальном, горизонтальном «нижний бьеф — верхний бьеф» и горизонтальном «начало здания — конец здания».

Вибрация крестовин вертикальных гидрогенераторов со встроенными в них направляющими подшипниками и подшипников горизонтальных гидрогенераторов не должна превышать:

Номинальная частота вращения,

об/мин.......... …………………… До 100 До 187,5 До 375 До 750

Двойная амплитуда колебаний, мм 0,18 0,15 0,10 0,07

Измерения амплитуды вибрации проводятся после монтажа, до и после капитального ремонта периодически 1 раз в 3 мес. , а также при заметном увеличении вибрации.

Для устранения вибрации необходимо прежде всего найти ее причину, т.е. источник возмущающих сил. С этой целью при заметном увеличении вибрации производятся вибрационные исследования по специальной программе. Если проведенные измерения покажут, что причиной вибрации является неуравновешенность масс, производится балансировка ротора, при которой определяются масса груза, необходимого для уравновешивания, и место его закрепления на роторе. Балансировка роторов генераторов является специфической операцией, выполнение которой поручается опытным специалистам-балансировщикам.

2.8 Сушка генераторов и синхронных компенсаторов

После монтажа и капитального ремонта генераторы и синхронные компенсаторы, как правило, включаются в работу без сушки, так как увлажнения компаундированной и тем более термореактивной изоляции обмоток статоров в нормальных условиях монтажа или ремонта не происходит. При этом может наступить только поверхностное увлажнение изоляции и снизится ее сопротивление, но оно восстановится без проведения сушки во время пуска машины.

Генераторы и синхронные компенсаторы с воздушным или водородным охлаждением обмоток статора включаются без сушки при соблюдении следующих условий:

а) абсолютное значение сопротивления изоляции для машин мощностью 5 МВт и более при температуре 75⁰С должно быть не менее

где U_ном— номинальное линейное напряжение, В;

S_ном— номинальная мощность, кВ А.

Для фактической температуры, при которой производилось измерение (она должна быть не ниже 10⁰С), наименьшее значение сопротивления определяется умножением значения, полученного по формуле, на коэффициент К,:

Температура, ⁰С . 75 70 60 50 40 30 20 10

Коэффициент К_т . 1,0 1,2 1,7 2,4 3,4 4,7 . 6,7 9,4

б) значение коэффициента абсорбции R_60" / R_15" при температуре 10 — 30⁰С должно быть не ниже 1,3;

в) значение коэффициента нелинейности К_U, определяемого по зависимости тока утечки от испытательного напряжения, должно быть не

более 3.

Турбогенераторы ТГВ-300 допускается включать без сушки при коэффициенте К_U более 3, если выполнены условия «а» и «б».

Роторы электрических машин, охлаждаемые воздухом или водородом, не подвергаются сушке, если сопротивление изоляции обмоток при температуре 10 — 30⁰С имеет значение не менее: 0,5 МОм для генераторов и синхронных компенсаторов и 0,2 МОм для электродвигателей.

Рисунок 2.13 - График сушки генератора:

1 – температура, ⁰ С; 2 – сопротивление изоляции, МОм; 3 – коэффициент абсорбции

Рисунок 2.12 - Схема сушки генератора методом потерь в стали генератора

Допускается ввод в эксплуатацию синхронных машин мощностью не выше 300 МВт с неявнополюсными роторами, охлаждаемых газом, имеющих сопротивление изоляции не ниже 2 кОм при температуре 75⁰С или 20 кОм при температуре 20⁰С. При большей мощности ввод машины в эксплуатацию с сопротивлением изоляции обмотки ротора ниже 0,5 МОм при 10—30⁰С допускается только по согласованию с заводом-изготовителем.

Роторы электрических машин, охлаждаемые водой, включаются без сушки с соблюдением условий, указанных в специальных инструкциях завода-изготовителя.

При необходимости сушка обмотки статора производится одним из следующих методов: потерями в активной стали статора; нагревом обмотки постоянным током; в режиме трехфазного короткого замыкания (для гидрогенераторов); воздуходувками.

Сушка обмотки статора крупных машин после монтажа и ремонта чаще всего производится потерями в активной стали или постоянным током. Метод трехфазного КЗ на вращающейся машине применяется главным образом в условиях эксплуатации, когда изоляция увлажнилась не сильно. Сушка генераторов вентиляционными потерями запрещается. Однако прогрев обмотки таким методом в течение 2 — 3 ч. для устранения поверхностного увлажнения изоляции вполне допустим.

Для сушки потерями в стали на статоре укладывается намагничивающая обмотка, как показано на рисунок 2.12. При подаче на эту обмотку напряжения создается магнитный поток, вызывающий нагрев активной стали от перемагничивания и вихревых токов.

Сушка производится, как правило, когда ротор вынут, так как при вставленном роторе трудно уложить обмотку. Кроме того, по заводской инструкции для исключения остаточного прогиба ротор следует поворачивать на 180^о через каждые 20 — 30 мин. , что сильно усложняет проведение сушки.

Сушка потерями в меди обмоток статора и ротора при питании постоянным током может производиться как на разобранной, так и на полностью собранной машине. Значение тока для сушки составляет (0,4 — 0,6) I_ном.

Источником питания может быть резервный возбудитель, а для обмотки статора также и выпрямитель, например типа КВТМ-280/0,5, применяемый для прогрева мощных трансформаторов и позволяющий получить постоянный ток до 1800 А при напряжении 155 В.

Сушка током трехфазного КЗ производится на машине, вращающейся с номинальной частотой, за счет активных потерь от тока в обмотке статора, тока возбуждения в обмотке ротора и вентиляционных потерь. Регулировку температуры обмоток генератора следует производить изменением тока в обмотке или расхода воды в воздухоохладителях. Скорость подъема температуры обмоток при сушке их любым током не должна превышать 5⁰С/ч.

При сушке машин любым из способов они должны быть утеплены асбестовым или брезентовым полотном.

Максимально допустимая температура при сушке не должна превышать:

- для обмоток статоров с изоляцией класса В 90 — 95⁰С;

- для запеченных обмоток роторов с изоляцией класса В 120⁰С, класса ВС 130⁰С;

- для незапеченных обмоток ротора с изоляцией класса В и для обмоток с изоляцией класса А 100⁰С.

Допустимые температуры обмотки ротора даны при условии измерения их по сопротивлению обмотки. При измерении термометрами или термопарами эта температура не должна превышать 110⁰С для запеченных обмоток, 90⁰С для незапеченных обмоток и для обмоток с изоляцией класса А.

Для контроля за ходом сушки через 1 — 2 ч. производится замер сопротивления изоляции R_60’’ с отсчетом через 60 с. Для крупных машин 1 — 2 раза в сутки определяется коэффициент абсорбции К. По полученным данным строятся кривые зависимости сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции от времени с начала сушки (рисунок 2.13). Сопротивление изоляции обмоток в начале сушки снижается, так как происходит распаривание изоляции, и в дальнейшем по мере подсушивания возрастает до предельного значения и остается на этом уровне. Сушка обмотки считается законченной, когда сопротивление изоляции и коэффициент абсорбции после возрастания остаются неизменными в течение 3 — 5 ч. при установившейся температуре.

На месте сушки должны быть средства пожаротушения. Все пространство вокруг машины должно быть очищено от мусора и горючего материала, освобождено от громоздких предметов.

3. Эксплуатация электрических распределительных устройств

3.1 Основные требования к распределительным устройствам и задачи их эксплуатации.

Распределительные устройства (РУ) станций и подстанций представляют собой комплекс сооружений и оборудования, предназначенный для приема и распределения электрической энергии. Основным оборудованием РУ являются коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины и др. Они бывают открытыми и закрытыми. Широкое распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) для установки внутри помещений и непосредственно на открытом воздухе (КРУГ). К оборудованию и помещениям РУ всех напряжений предъявляются следующие основные требования:

- оборудование РУ по своим паспортным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальном режиме, так и при КЗ. Аппараты и шины должны обладать необходимой термической и динамической стойкостью;

- изоляция оборудования должна выдерживать возможные повышения напряжения при атмосферных и внутренних перенапряжениях;

- все оборудование должно надежно работать при допустимых перегрузках;

- помещения РУ должны быть безопасны и удобны при обслуживании оборудования персоналом при всех возможных режимах работы, а также при ремонте;

- в помещениях РУ должны находиться защитные средства и средства тушения пожара. Окна в закрытых РУ должны быть надежно закрыты, а проемы и отверстия в стенах заделаны для исключения возможного попадания в помещения животных и птиц. Кровля должна быть исправной;

- температура и влажность воздуха в помещениях закрытых РУ должны поддерживаться такими, чтобы не увлажнялась изоляция. В закрытых РУ:

- температура не должна превышать 40'С. Вентиляция помещений должна быть достаточно эффективной;

- все помещения РУ должны иметь рабочее и аварийное электрическое освещение.

Задачами эксплуатации РУ являются:

- обеспечение соответствия режимов работы РУ и отдельных цепей техническим характеристикам оборудования;

- поддержание схемы РУ, подстанции, станции, обеспечивающей надежную работу оборудования и безотказную селективную работу устройств релейной защиты и автоматики;

- обеспечение надзора и ухода за оборудованием и помещениями РУ, а также устранение в кратчайший срок неисправностей, так как развитие их может привести к аварии;

- своевременное производство испытаний и ремонта оборудования;

- соблюдение установленного порядка и последовательности выполнения переключений в РУ.

С ростом нагрузки потребителей пропускная способность ранее установленного оборудования часто оказывается недостаточной. Проверка соответствия параметров оборудования изменяющимся условиям работы в энергосистемах производится систематически путем контроля наибольших нагрузок потребителей и сопоставления их с номинальными данными оборудования, а также путем расчета токов КЗ при включениях нового оборудования (турбо- и гидрогенераторов, трансформаторов) и изменениях схем электрических соединений. В случае выявления несоответствий производится модернизация оборудования или его замена, а также секционирование электрической сети; вводятся в работу автоматические устройства деления сетей для ограничения токов КЗ и т. д.

Надзор за работой оборудования выполняется при наружных осмотрах РУ дежурным и эксплуатационным персоналом.

3.2 Эксплуатация комплектных распределительных устройств.

Комплектные распределительные устройства изготовляются заводами в стационарном или выкатном исполнении. При стационарном исполнении оборудование внутри каждой ячейки КРУ встраивается неподвижно. При выкатном исполнении выключатели, секционные разъединители, измерительные трансформаторы напряжения размещают на выкатных тележках, которые можно перемещать внутри шкафа и выкатывать за его пределы.

Конструктивно все пространство в шкафах КРУ разделено металлическими перегородками на отсеки аппаратов высокого напряжения, сборных шин, релейной защиты, измерений и управления. Это сделано с целью локализации очагов аварий и удобства обслуживания.

В КРУ выкатного исполнения тележка выключателя в корпусе шкафа может занимать два фиксированных положения: рабочее и испытательное. В рабочем положении тележки выключатель находится под нагрузкой или под напряжением, если выключатель отключен. В испытательном положении тележки напряжение с выключателя снимается размыканием первичных разъединяющих контактов, заменяющих собой разъединители. При этом вторичные цепи могут оставаться замкнутыми и выключатель может быть опробован на включение и отключение, Для перемещения тележки из рабочего в испытательное положение и обратно предусмотрено механическое устройство доводки, облегчающее усилия, затрачиваемые при передвижении тележки, и обеспечивающее точное вхождение разъединяющих контактов при вкатывании тележки. Для ремонта выключателя тележка полностью выкатывается из шкафа (ремонтное положение).

Для защиты персонала от случайного прикосновения к токоведущим частям, находящимся под напряжением, в КРУ предусмотрена блокировка. В КРУ стационарного исполнения блокируются сетчатые двери ячеек, которые открываются только после отключения выключателя и разъединителей присоединения. В КРУ выкатного исполнения имеются автоматические шторки, закрывающие доступ в отсек неподвижных контактов при выкаченной тележке. Кроме того, имеется оперативная блокировка, исключающая возможность производства ошибочных операций.

При эксплуатации шкафов КРУ не допускаются принудительное деблокирование аппаратов и защитных ограждений, отвинчивание съемных деталей шкафов, поднятие и открытие шторок, препятствующих проникновению в отсек при наличии там напряжения.

Осмотры КРУ проводятся по графику: при постоянном дежурстве персонала — не реже 1 раза в 3 сут. , а при обслуживании электроустановки оперативно-выездной бригадой — не реже 1 раза в месяц. При осмотре проверяются состояние выключателей, приводов, разъединителей, первичных разъединяющих контактов, блокировки; степень загрязненности и отсутствие видимых повреждений изоляторов; состояние вторичных цепей (зажимных рядов, гибких связей соединителей штепсельных разъемов, реле, измерительных приборов); действие кнопок управления выключателей, находящихся в испытательном положении.

Наблюдение за уровнем масла в выключателях и за оборудованием ведется через смотровые окна и сетчатые ограждения. Для осмотра сборных шин без снятия напряжения предусмотрены смотровые люки, закрытые защитной сеткой.

Проверяется работа сети освещения и отопления помещений и шкафов КРУ. Практикой установлено, что при эксплуатации КРУ наружной установки происходят повышение относительной влажности в шкафах (в отдельные пери- оды до 100%) и увлажнение поверхности изоляторов при резких перепадах температуры наружного воздуха, что приводит к перекрытию изоляции по загрязненной поверхности. Чтобы избежать подобных явлений, необходимо систематически очищать изоляцию от пыли и загрязнений.

Эффективным способом борьбы с увлажнением поверхности изоляторов является обмазка их гидрофобными пастами. Гидрофобное покрытие препятствует возникновению сплошных проводящих ток дорожек при загрязнении и увлажнении поверхности изолятора.

Для создания в шкафах микроклимата с относительной влажностью воздуха 60— 70% необходимо следить за уплотнением дверей, днищ и мест стыковки шкафов; применять утепление стенок и дверей шкафов минераловатными плитами; оборудовать шкафы автоматическими устройствами электрообогрева, включаемыми при недопустимом повышении относительной влажности воздуха.

К особой группе комплектных распределительных устройств относятся устройства с элегазовой изоляцией КРУЭ.

Рисунок 3.1 - Секционирование КРУЭ по газу:

1- регулятор плотности;

2- подвод элегаза;

3- разделительный изолятор;

4-5 – системы шин I – II;

8–шиносоединительный выключатель; 9 – опорный изолятор;

10 – заземлитель;

11- кабельная муфта;

12- трансформатор тока;

13 – линейный разъединитель.

Выбор элегаза (шестифтористая сера SF6) не случаен. Чистый газообразный элегаз химически не активен, безвреден, не горит и не поддерживает горения, обладает повышенной теплоотводящей способностью и удачно сочетает в себе изоляционные и дугогасящие свойства.

Электрическая прочность элегаза в 2,5 раза превышает прочность воздуха. Его электрические характеристики обладают высокой стабильностью. В эксплуатации элегаз не стареет и не требует ухода, как, например, масло.

Комплектуются КРУГ из стандартных электрических элементов (выключателей, разъединителей, заземлителей, трансформаторов тока и напряжения, сборных шин), помещенных в герметизированные заземленные металлические оболочки, заполненные элегазом под давлением. Оболочки отдельных элементов соединяются между собой при помощи фланцев с уплотнениями из синтетического каучука, этиленпропилена и других материалов. Внутренние объемы оболочек некоторых элементов сообщаются между собой. В целом КРУЭ секционированы по газу (рисунок 3.1). Каждая секция имеет свою контрольно-измерительную газовую аппаратуру.

Значение давления элегаза в КРУЭ выбирается с учетом создания необходимой электрической прочности. Так, для аппаратов напряжением 110 кВ при температуре 20⁰С необходимый уровень электрической

прочности в наиболее слабых местах обеспечивается при абсолютном давлении 0,25 МПа. В секциях выключателей элегаз обычно находится под большим давлением, чем в других секциях. В эксплуатации секции заполняют элегазом под давлением до 110 % номинального. Утечки газа составляют менее 5 % в год.

Давление в секциях контролируется по показаниям манометров или плотномеров при значительных колебаниях температуры окружающей среды.

Ошибочные операции в КРУЭ, как правило, исключены благодаря применению электрических и механических блокировок.

Положения коммутационных аппаратов проверяют по указателям положения, механически связанным с подвижными системами аппаратов. Предусмотрены также сигнализация лампами и возможность наблюдения за положением подвижных контактов через смотровые окна.

Обслуживание КРУЭ сводится главным образом к контролю за давлением в секциях и пополнению их элегазом. Герметизация КРУЭ полностью исключает необходимость периодических чисток изоляции. Такие элементы, как сборные и соединительные шины, вводы, измерительные трансформаторы, вообще не требуют ремонта. Интервалы между планово-предупредительными ремонтами коммутационных аппаратов, определяемые механической прочностью подвижных систем и свойствами деталей, подверженных старению, устанавливаются от 5 до 10 лет.

Перед демонтажем элементов для ремонта элегаз из секций удаляется при помощи специальных передвижных установок. Выше отмечалось, что элегаз не токсичен, но вместе с тем он и не поддерживает жизни. Поэтому при вскрытии элегазовых аппаратов внутренние объемы их предварительно проветриваются. При наличии на деталях и станках оболочек налета в виде белого или сероватого порошка — химических продуктов, образующихся в результате горения в элегазе дуги, его сметают щеткой или отсасывают пылесосом. Некоторые химические соединения этих продуктов токсичны. При работах принимаются меры для защиты дыхательных путей работающих от попадания порошка.

3.3 Эксплуатация выключателей

Выключатели служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки, токов КЗ, токов намагничивания трансформаторов, зарядных токов линий и шин. Наиболее тяжелым режимом для выключателя является отключение токов КЗ. При прохождении токов КЗ выключатель подвергается воздействию значительных электродинамических сил и высоких температур. Кроме того, всякое автоматическое или ручное повторное включение на неустранившееся КЗ связано с пробоем промежутка между сходящимися контактами и прохождением ударного тока при малом давлении на контакте, что приводит к их преждевременному износу. Для увеличения срока службы контакты выполняют из металлокерамики.

В конструкции выключателей заложены различные принципы гашения дуги и используются различные материалы гасящей среды (трансформаторное масло, сжатый воздух, элегаз, твердые газогенерирующие материалы и т. д.). Применяемые на станциях и подстанциях выключатели разделяют на следующие группы: масляные выключатели с большим объемом масла (серий ВМ, МКП, У, С); масляные выключатели с малым объемом масла (серий ВМГ, ВМП, МГГ, МГ, ВМК, ВГМ и др.); воздушные выключатели (серий ВВГ, ВВУ, ВВН, ВВБ, ВВБК, ВНВ), для воздушных выключателей напряжением от 110 до 1150 кВ характерен модульный принцип построения серии; электромагнитные выключатели серий ВЭМ; автогазовые и вакуумные выключатели; выключатели нагрузки.

Каждая из групп выключателей обладает определенными техническими характеристиками, указанными в каталогах, и имеет преимущества и недостатки, определяющие области их применения.

Масляные выключатели. Основными конструктивными частями масляных выключателей являются токоведущие и контактные системы с дугогасительными устройствами, изоляционные конструкции, вводы, корпуса (баки), передаточные механизмы и приводы, вспомогательные элементы (газоотводы, предохранительные клапаны, указатели уровня масла и положения выключателей).

В масляных выключателях серий МКП, У, С и др. масло в баке служит для гашения дуги и для изоляции токоведущих частей от заземленных конструкций; в маломасляных выключателях серий ВМГ, МГГ, ВМК и др.— для гашения дуги и не обязательно для изоляции от земли частей, находящихся под напряжением. Их баки специально изолируются от земли.

Гашение дуги в масляных выключателях обеспечивается воздействием на дугу дугогасящей среды — масла. Процесс сопровождается сильным нагревом и разложением масла и образованием газа (в первый момент в виде газового пузыря). В газовой смеси содержится до 70% водорода, что и определяет высокую дугогасящую способность масла, так как в водородной среде дугой отдается в десятки раз больше энергии, чем в воздухе. Быстрое нарастание давления в газовом пузыре до значений, намного превышающих атмосферное, способствует эффективной деионизации газового пространства между контактами выключателя.

В современных масляных выключателях применяются специальные дугогасительные устройства, ускоряющие восстановление электрической прочности промежутка между контактами во время отключения выключателя. Существенную роль при этом играет скорость движения контактов выключателя. Одним из способов повышения скорости отключения выключателя является увеличение числа последовательных разрывов в каждом полюсе выключателя.

Многообъемные выключатели напряжением 110 кВ и выше снабжаются маслонаполненными вводами. Надежная работа маслонаполненных вводов гарантируется, если обеспечивается тщательный надзор за заполняющим их маслом. Систематические отборы проб масла из вводов производятся при помощи маслоотборных устройств (рисунок 3.2), обеспечивающих взятие проб из нижних слоев масла, где обычно концентрируются вода и шлам.

Управление масляным выключателем производится при помощи привода. В приводах используются различные виды энергии, в связи с чем их разделяют на ручные, пружинные, электромагнитные, электродвигательные и пневматические. Широко применяются электромагнитные и пневматические приводы.

Рисунок 3.2 - Устройство для отбора проб масла из ввода:

1 – соединительная втулка;

2- ниппель; 3 – уплотнение;

4-5 – пробки; 6–поливинилхлоридная трубка.

Электромагнитные (соленоидные) приводы постоянного тока изготовляются отечественными заводами нескольких типов для выключателей напряжением 10 — 220 кВ. Приводы должны обеспечивать четкую работу выключателей при понижении напряжения на включающем электромагните до 80 %, а на отключающем до 80 % номинального.

Для масляных выключателей применяются пневматические поршневые приводы (ПВ). Включение производится сжатым воздухом, поступающим в привод из небольшого резервуара, получающего в свою очередь питание от центральной компрессорной установки; выключатель отключают воздействием на электромагнит отключения. Боек электромагнита отключения действует непосредственно на механизм свободного расцепления привода.

При наружном осмотре масляных выключателей проверяются действительное положение (включенное или отключенное) выключателя, состояние поверхности фарфоровых покрышек вводов, изоляторов и тяг, целость мембран предохранительных клапанов и отсутствие выброса масла из газоотводов, отсутствие течи масла и уровень его в баках и вводах. На слух определяется, нет ли треска и шума внутри выключателя. По цвету термопленок, наклеенных на контактные соединения, устанавливается, не перегреваются ли контакты.

Уровень масла в баках должен находиться в пределах допустимых изменений уровня по шкале указателя уровня. Это имеет исключительно важное значение при гашении электрической дуги и охлаждении газов, образующихся в результате горения дуги. Высокий уровень масла в баке уменьшает объем воздушного пространства над поверхностью масла. В этих условиях при гашении дуги возможны сильный удар масла в крышку выключателя и опасное повышение давления внутри бака, что может вызвать деформацию и даже взрыв бака.

Если уровень масла в баке окажется сильно заниженным, то выделяющиеся при разложении масла горючие газы, проходя через небольшой слой масла над контактами, не успеют охладиться и в смеси с кислородом воздуха взорвутся. Понижение уровня масла особенно опасно в малообъемных выключателях. При значительном понижении уровня масла в баке должны приниматься меры, препятствующие отключению выключателем тока нагрузки и тем более тока КЗ. Для этого достаточно снять предохранители на обоих полюсах цепи электромагнита отключения. Отключение электрической цепи с неуправляемым выключателем производится при помощи других выключателей (например, шиносоединительного, обходного).

В зимнее время при температуре наружного воздуха ниже — 20⁰С условия гашения дуги в выключателях, установленных на открытом воздухе или в КРУК, значительно ухудшаются вследствие повышения вязкости масла и уменьшения в связи с этим скорости отключения. Для улучшения условий работы масляных выключателей при длительных (более суток) понижениях температуры включают электрообогрев, отключение которого производят при температуре выше — 20 ⁰С.

Для предупреждения отказов в работе приводов выключателей их действие периодически проверяется. Если выключатель оборудован АПВ, при опробовании его отключение целесообразно производить от релейной защиты, а включение от АПВ. При отказе в отключении выключатель должен немедленно выводиться в ремонт.

Воздушные выключатели. Конструктивные схемы воздушных выключателей различны. Однако общими их элементами являются: дугогасительные устройства и устройства создания изоляционного промежутка между контактами выключателя при его отключенном положении, изоляционные конструкции, шунтирующие резисторы, резервуары для хранения сжатого воздуха, механизмы системы управления.

Дугогасительные устройства состоят из фарфоровых или стальных камер с размещенными в них системами неподвижных и подвижных контактов. Изоляционный промежуток в воздушном выключателе при его отключенном положении обеспечивается отделителями. В выключателях серий ВВН и В ВГ контакты последовательных отделителей при операции отключения размыкаются последними, а при операции включения замыкаются первыми. В выключателях серий ВВБ и ВНВ нет последовательных отделителей. После погасания дуги в этих выключателях их подвижные контакты отходят от неподвижных на полное изоляционное расстояние.

Дугогасительные устройства и отделители изолируются от земли фарфоровыми опорными изоляторами, в полостях которых проходят стеклопластиковые воздухопроводы и тяги для управления клапанами, выполненные из изоляционных материалов.

Для ограничения коммутационных перенапряжений при отключении ненагруженных трансформаторов и линий, а также для уменьшения скорости восстановления напряжения на контактах выключателя при отключении КЗ параллельно контактным разрывам включаются резисторы. Для равномерного распределения напряжения между элементами выключателя используются делительные конденсаторы.

Сжатый воздух в воздушных выключателях выполняет две функции: гашение дуги и управление выключателем. Гашение дуги осуществляется мощным потоком сжатого воздуха, направляемым на контакты дугогасительного устройства и эффективно восстанавливающим электрическую прочность промежутка между ними.

Сжатый воздух хранится в резервуарах, расположенных на земле или в зоне высокого напряжения. Резервуары, расположенные на земле, обычно служат основаниями выключателей. В резервуарах, расположенных в зоне высокого напряжения, размещают дугогасительные устройства. Выключатели серии ВНВ имеют основной резервуар, установленный на земле, и дополнительный резервуар с размещенными в нем главными дугогасительными и вспомогательными контактами. Оба резервуара сообщаются между собой с помощью стеклопластиковых воздухопроводов.

Управление работой воздушных выключателей в требуемой последовательности осуществляется сжатым воздухом, механизмами системы управления. Основными элементами системы управления являются: электромагниты включения и отключения; пусковые, промежуточные и дутьевые клапаны; пневматические приводы, приводящие в движение контакты выключателя и другие его части; вспомогательные контакты цепей управления и механизмы их переключения; изолирующие и металлические воздухопроводы, соединяющие отдельные элементы выключателя; изолирующие тяги для соединения подвижных элементов выключателя, находящихся под разными потенциалами.

Часть из названных элементов систем управления находится в шкафах управления полюсами и распределительном шкафу, общем для трех полюсов выключателя.

По способу приведения в действие контактов первичной цепи выключателя, вспомогательных контактов цепей управления и дутьевых клапанов системы управления выполняются с механической передачей (выключатели серии ВНВ), пневматической (ВВБ) и пневмомеханической (ВВБК). В системах управления с механической передачей все движения подвижным элементам выключателя сообщаются общим пневматическим приводом с помощью изолирующих и металлических тяг. В системах управления с пневматической передачей отсутствуют изолирующие и металлические тяги, и каждый подвижный элемент выключателя перемещается под действием отдельного пневматического привода.

Воздушные выключатели снабжаются устройствами вентиляции внутренних полостей изолирующих конструкций и устройствами контроля давления сжатого воздуха в резервуарах выключателя.

На внутренних стенках полых изолирующих конструкций, не заполненных воздухом, может конденсироваться влага из атмосферного воздуха, что может в конечном счете привести к перекрытию изоляции по увлажненной поверхности. Для предотвращения конденсации влаги полые изоляционные конструкции подвергают непрерывной искусственной вентиляции или стремятся заполнить их объемы сухим воздухом под небольшим избыточным давлением. Воздух для этой цели забирают из общей питающей воздушный выключатель магистрали. Для понижения давления воздуха применяют механические редукторы или устройства дроссельного типа, не имеющие подвижных частей. Контроль за поступлением воздуха на вентиляцию осуществляют по указателям продувки (стеклянная трубка с находящимся в ней алюминиевым шариком). Под действием струйки воздуха, проходящей через указатель, шарик должен все время находиться во взвешенном состоянии между рисками, нанесенными на стекле, что указывает на движение воздуха. Если через указатель будет проходить недостаточное количество воздуха, алюминиевый шарик опустится вниз. Регулирование расхода воздуха производится винтом механического редуктора, который устанавливается в распределительном шкафу и является общим для всех вентилируемых пространств выключателя.

Контроль за давлением сжатого воздуха в резервуарах выключателя осуществляется электроконтактными манометрами, находящимися в распределительном шкафу. С помощью этих манометров выполнена блокировка, предотвращающая проведение операций выключателем при значительном отклонении давления сжатого воздуха от номинального.

Отечественные воздушные выключатели надежно работают в цикле АПВ в диапазоне давлений 1,9 — 2,1 МПа (номинальное давление 2,0 МПа) и 1,6 — 2,1 МПа при отсутствии АПВ. Если по какой-либо причине давление сжатого воздуха в резервуарах станет ниже 1,9 МПа, один из манометров переключит цепи АПВ на отключение выключателя, а другой при давлении ниже 1,6 МПа разомкнет цепи электромагнитов отключения и включения, предотвращая тем самым проведение выключателем любой операции.

Осмотры и техническое обслуживание воздушных выключателей.

При осмотре проверяется действительное положение всех полюсов воздушного выключателя по показаниям сигнальных ламп и манометров. Кроме того, по манометрам проверяется давление сжатого воздуха в резервуарах и поступление его на вентиляцию. Обращается внимание на общее состояние воздушного выключателя; целость фарфоровых покрышек и изоляторов, шунтирующих резисторов и емкостных делителей напряжения; степень загрязненности поверхностей фарфоровых изоляторов. На слух проверяется, нет ли утечек воздуха. Контролируется нагрев контактных соединений шин и аппаратных зажимов.

Техническое обслуживание воздушных выключателей в процессе их эксплуатации заключается в следующем. Раз в месяц из резервуаров, расположенных на земле, удаляют накапливающийся в них конденсат. В период дождей увеличивают расход воздуха на вентиляцию полых изоляционных конструкций. При понижении температуры окружающего воздуха ниже — 5⁰С в шкафах управления полюсов и в распределительном шкафу включают электрический обогрев. Работоспособность выключателя проверяют путем контрольных опробований (не реже 2 раз в год) на отключение и включение при давлении 2,0 — 1,6 МПа.

В резервуары выключателей должен поступать очищенный от механических примесей воздух. Основная очистка воздуха, а также его осушка производятся в компрессорной воздухоприготовительной установке. Для дополнительной очистки сжатого воздуха в распределительных шкафах выключателей установлены войлочно-волосяные фильтры, Необходимо систематически, в зависимости от загрязненности воздуха, производить смену в них фильтрующих патронов.

Надежность сочленения фарфоровых и металлических деталей в значительной степени зависит от качества резиновых прокладок и равномерности распределения усилий при завинчивании гаек болтов по выступу изолятора. Для работы воздушного выключателя опасно как чрезмерное, так и недостаточное завинчивание гаек болтов крепления изоляторов. Применяемые резиновые уплотнения не обладают достаточной эластичностью и со временем увеличивают свою остаточную деформацию. Поэтому для предупреждения повреждения выключателей 2 раза в год (весной и осенью) производят проверку и подтяжку болтов всех соединений, имеющих уплотнение. Наряду с этим оперативный персонал обязан визуально проверять целость резиновых прокладок в соединениях изоляторов гасительных камер, отделителей и их опорных колонок. Операции с выключателем, имеющим выдавленные или поврежденные уплотнения, не допускаются.

3.4 Эксплуатация разъединителей, отделителей и короткозамыкателей.

Основное назначение разъединителей — создание видимого разрыва, отделяющего выводимое в ремонт оборудование от сборных шин и других частей установки, находящихся под напряжением, для безопасного производства работ. Разъединители не имеют дугогасительных устройств, позволяющих отключать более или менее значительные токи. Поэтому для непосредственного отключения и включения разъединители применяют, если ток в коммутируемой цепи значительно меньше их номинального тока. Кроме того, разъединители используются при различных переключениях электрических цепей в схемах РУ, например при переводе присоединений с одной системы шин на другую.

При отключенном выключателе проведение операций с разъединителями под напряжением сопровождается разрывом цепи зарядного тока,

Рисунок 3.3 - Отключение разъединителем емкостного тока оборудования:

1-отключенный выключатель; 2-разъединитель, отключающий емкостной ток.

обусловленного емкостью присоединенных токоведущих частей (рисунок 3.3). Зарядные токи оборудования и сборных шин всех напряжений (кроме конденсаторных батарей) невелики, и отключение и включение их разъединителями не опасно.

Разъединителями разрешаются операции отключения и включения дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю, нейтралей силовых трансформаторов и автотрансформаторов, зарядного тока кабельных и воздушных линий.

В эксплуатации к разъединителям предъявляются следующие требования:

- разъединители должны создавать явно видимый разрыв электрической цепи, длина которого должна соответствовать классу напряжения электроустановки;

- при длительной работе с номинальным током контактные соединения разъединителей не должны нагреваться свыше 75°С;

- контактная система должна обладать необходимой термической и динамической стойкостью;

- при прохождении токов КЗ ножи разъединителей должны удерживаться во включенном положении (запирающим приспособлением привода, механическим или магнитным замком). Необходимое расстояние между контактами полюса разъединителя, находящегося в отключенном положении, должно надежно фиксироваться механическим запором;

- изоляция разъединителей должна обеспечивать надежную работу при дожде, гололеде, запыленности воздуха. Опорные изоляторы и изолирующие тяги должны выдерживать механические нагрузки при операциях;

- механизм главных ножей разъединителей должен иметь блокировку с выключателем и заземляющими ножами.

Отделители по своей конструкции мало чем отличаются от разъединителей. Их контактная система также неприспособлена для операций под током нагрузки. Основное назначение отделителей — быстрое отсоединение поврежденного участка электрической сети после отключения его со всех сторон выключателями. Отделителями отключают намагничивающий ток трансформаторов и зарядный ток линий. Ток, который способен отключить отделитель, зависит от расстояний между контактами полюса и между соседними полюсами. Управление главными ножами отделителей серии ОД осуществляется приводом типа ПРО-1У1, обеспечивающим автоматическое, дистанционное и местное отключение, а также ручное включение. Процесс отключения продолжается 0,5 — 0,6 с от момента подачи отключающего импульса. Столь быстрое отключение обеспечивается за счет энергии пружин, сжимаемых при ручном включении отделителя. Отделители применяются на трансформаторных подстанциях без выключателей на стороне ВН. Помимо отделителей на таких подстанциях обычно устанавливаются короткозамыкатели, назначение которых состоит в том, чтобы быстро создать искусственное мощное КЗ, отключаемое затем выключателями. В отключенном положении короткозамыкателя пружины его привода (типа ПРК- 1У1) заведены и он готов к включению. При подаче импульса от устройства релейной защиты электромагнит освобождает включающую пружину и короткозамыкатель включается. Отделитель отключается в тот момент, когда прохождение тока КЗ в цепи прекратится. Для правильного срабатывания отделителя в приводе предусмотрена блокировка, разрешающая его отключение только после исчезновения тока в цепи короткозамыкателя.

При внешнем осмотре разъединителей, отделителей и короткозамыкателей основное внимание должно быть обращено на состояние контактных соединений и изоляции этих аппаратов. Контактные соединения являются ответственными и в то же время наиболее слабыми частями разъединителей и отделителей.

Для поддержания и крепления токоведущих частей разъединителей, отделителей и короткозамыкателей наружной установки используются опорно-штыревые и опорно-стержневые изоляторы. Последние изготовляются цельными для напряжений до 110 кВ включительно. Для аппаратов напряжением выше 110 кВ колонки набирают из штыревых или стержневых изоляторов, устанавливаемых друг на друга.

Надежность работы изоляторов определяется их электрической и механической прочностью. Они не должны терять изоляционных свойств при изменяющихся атмосферных условиях (тумане, дожде, снеге, гололеде) и должны выдерживать воздействие рабочих ударных нагрузок, электродинамических сил, тяжений проводов.

Электрическая прочность опорно-стержневых изоляторов весьма велика, и поэтому электрическим испытаниям в эксплуатации они не подвергаются. Механическая прочность опорно-стержневых изоляторов разъединителей и отделителей напряжением 35 — 220 кВ проверяется испытаниями на изгиб.

Рисунок 3.4 - Схема механических испытаний опорно-стержневых изоляторов полюса разъединителя

(отделителя):

1- стягивающее устройство;

2- динамометр;

3-хомуты.

Испытания изоляторов З5 — 110 кВ производят путем стягивания двух изоляторов одного полюса аппарата при развернутом на 180° положении полуножей, так как изгибающее усилие при включении действует в сторону ошиновки. На рисунке 3.4 показана схема механического испытания изоляторов одного полюса разъединителя. Нагрузка создается вращением рукоятки стягивающего устройства. Изгибающее усилие при испытании принимается равным 40 — 60% максимального разрушающего усилия и выдерживается в течение 15 с. Так, например, для изоляторов типа КО-110-2000 при минимальном разрушающем усилии 20 000 Н усилие при испытании принимается равным 12000 Н.

Колонки опорно-штыревых изоляторов на механическую прочность не испытываются. Основным способом контроля исправности многоэлементных опорно-штыревых изоляторов является измерение распределения рабочего напряжения по отдельным элементам. Известно, что на каждый элемент исправной изоляции приходится вполне определенное значение рабочего напряжения. Если в результате повреждения или пробоя изолятора его сопротивление уменьшится, то это повлечет за собой иное распределение напряжения между элементами колонки. Это обстоятельство и позволяет обнаружить поврежденный элемент. деленное значение рабочего напряжения. Если в результате повреждения или пробоя изолятора его сопротивление уменьшится, то это повлечет за собой иное распределение напряжения между элементами колонки. Это обстоятельство и позволяет обнаружить поврежденный элемент.

Измерение производится с помощью штанги с переменным искровым промежутком (рисунок 3.5). Штанга состоит из двух частей: изолирующей части и измерительной головки. Щупы 9 и 11 электрически соединены с электродами 6 и 8 соответственно. При измерении штанга опирается щупами на элемент изолятора (рисунок 3.6). Поворотом изолирующей части штанги подвижный электрод 6, выполненный в виде эксцентрика, приближается к неподвижному электроду 8. Напряжение, приходящееся на измеряемый элемент, определяется по шкале в момент пробоя искрового промежутка между электродами.

Рисунок 3.5 - Штанга для контроля изоляторов

в электроустановках 110-220 кВ:

а) - общий вид;

б) – измерительная головка;

1-5 – бакелитовые трубки;

6- подвижный электрод со стрелкой;

7- шкала; 8- неподвижный электрод;

9-11- щупы; 10- коромысло

Электрические свойства изоляторов зависят от состояния их поверхности. Изоляторы должны периодически очищаться от загрязнений. В ряде случаев это производится во время ремонта. В закрытых РУ налет пыли удаляется под напряжением специальной щеткой и пылесосом. Для этой цели щетка и всасывающая насадка пылесоса укрепляются на изолирующей штанге и перед работой тщательно очищаются от пыли.

На открытых РУ иногда практикуется обмывка изоляторов прерывистой струей воды под напряжением с помощью специальных прерывателей типа ПСВФ. Допустимые расстояния от прерывателей до обмываемых изоляторов при напряжении 110 кВ не менее 3 5 м, а при напряжении 220кВ — 5 м.

При эксплуатации опорных изоляторов необходимо следить за состоянием мест склейки элементов между собой и с арматурой. Поверхность цементных швов следует защищать влагостойкими покрытиями от проникновения в них влаги, так как замерзание влаги в цементной связке создает дополнительные механические напряжения в фарфоре и фланцах.

Рисунок 3.6 - Положение штанги при контроле штыревых изоляторов.

3.5 Эксплуатация измерительных трансформаторов и конденсаторов связи.

Трансформаторы тока предназначаются для передачи измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и автоматики. При помощи трансформаторов тока первичный ток пропорционально уменьшается до значений, наиболее выгодных для эксплуатации (номинальные значения вторичных токов 1 или 5 А). Первичные обмотки трансформаторов тока включаются в рассечку электрической цепи, а вторичные замыкаются на нагрузку: приборы, реле. Размыкание вторичной обмотки трансформатора тока приводит к аварийному режиму, при котором резко возрастают магнитный поток в сердечнике и ЭДС на разомкнутых зажимах. При этом пик ЭДС может достигнуть нескольких киловольт. При магнитном насыщении увеличиваются активные потери в магнитопроводе, что приводит к его нагреву и обгоранию изоляции обмоток. Неиспользуемые в эксплуатации вторичные обмотки закорачиваются при помощи специальных зажимов.

Первичные обмотки трансформаторов тока изолируются от вторичных на полное рабочее напряжение. Однако на случай повреждения изоляции принимаются меры, обеспечивающие безопасность работ во вторичных цепях. Для этого один из концов вторичной обмотки трансформатора тока заземляется. В сложных схемах релейной защиты (например, в токовой дифференциальной защите шин) такое заземление допускается выполнять только в одной точке. Трансформаторы напряжения служат для преобразования высокого напряжения в низкое стандартное напряжение 100 или100/ В.

Рисунок 3.7 - Схема включения Рисунок3.8 - Схема включения фильтра

делителя напряжения присоединения.

НДЕ-500 1- фильтр присоединения; 2- кабель для подключения

полукомплекта высокочастотной аппаратуры

3- разрядник; 4- заземляющий нож; 5- конденсатор связи;

6- заградитель

В эксплуатации находятся как однофазные, так и трехфазные трансформаторы напряжения, включаемые в зависимости от назначения по разным схемам. Применяются схемы соединения вторичных обмоток в

открытый треугольник, звезду и разомкнутый треугольник. Трансформаторы напряжения работают в режиме, близком к холостому ходу. Для защиты от токов КЗ во вторичных цепях устанавливают предохранители или автоматические выключатели с электромагнитным расцепителем на номинальные токи от 2,5 А и выше. Перегорание предохранителей или срабатывание автоматических выключателей контролируется сигнальными устройствами. Для безопасности персонала один из выводов вторичной обмотки трансформатора напряжения обязательно заземляется.

Наряду с трансформаторами напряжения серии НКФ применяются емкостные делители напряжения. Они получили распространение на линиях электропередачи 500 и 750 кВ. Принципиальная схема делителя напряжения типа НДЕ-500 приведена на рисунке 3.7. Напряжение между конденсаторами распределяется обратно пропорционально их емкости

где С1 и С2 — емкости конденсаторов;

U1 и U2 — напряжения на них.

Емкость конденсаторов С2 выбирается так, чтобы напряжение на ней находилось в пределах 10 — 15 кВ. Дальнейшее понижение напряжения до стандартного значения 100 и 100 В производится обычным трансформатором напряжения. Реактор Р улучшает электрические свойства схемы при увеличении нагрузки. Заградитель 3 препятствует прохождению токов высокой частоты в трансформаторе Т. Мощность трансформатора Т емкостного делителя НДЕ-500 при классе точности 1 равна 300 В А (максимальная мощность 1200 В А). Конденсаторы устройств НДЕ-500 и НДЕ-750 используются также для образования каналов высокочастотной защиты, телемеханики и телефонной связи по проводам линий электропередачи.

На линиях электропередачи высокочастотные каналы обычно создают с помощью конденсаторов связи и заградителей, предотвращающих утечку токов высокой частоты через шины подстанций. Подключение высокочастотных аппаратов производят через фильтр присоединений ФП.

На рисунке 3.8 показана схема включения фильтра присоединения. При работах на фильтре присоединения без снятия напряжения с линии электропередачи обязательно включение заземляющего ножа 4.

Эксплуатационный надзор. Эксплуатация измерительных трансформаторов тока и напряжения, конденсаторов связи (для нужд защиты, телемеханики, связи) заключается в периодических осмотрах, текущих ремонтах и эксплуатационных испытаниях. Осмотр проводится одновременно с осмотром всего остального оборудования. При осмотрах обращается внимание на отсутствие течи масла у маслонаполненных аппаратов через армировочные швы и прокладки, на уровень масла по маслоуказателю, состояние, степень загрязнения изоляции, отсутствие разрядов и треска внутри аппаратов. На поверхности изоляторов и фар- форовых покрышек, особенно в местах крепления фланцев, не должно быть сколов и трещин. Наиболее часто трещины появляются в результате механических напряжений, возникающих в сочленениях деталей, изготовленных из разных материалов, при изменениях температуры наружного воздуха. В цементных швах появляются трещины, разрушается замазка. Проникновение воды в поры и трещины цементного слоя и ее замерзание приводят к появлению дополнительных механических напряжений. Это может быть предотвращено, если армировку цементных швов и их защитные влагостойкие покровы систематически восстанавливать. При обнаружении трещин в фарфоре аппарат должен быть отключен и подвергнут детальному осмотру и испытанию. Для предупреждения появления железистых подтеков по поверхности изоляторов необходимы своевременное удаление ржавчины с металлических деталей и их окраска. По первичным обмоткам трансформаторов тока проходят полные рабочие токи присоединений, поэтому необходимо вести надзор за состоянием и нагревом контактов аппаратных зажимов.

Испытания. Дефекты аппаратов, ухудшающие их электрические характеристики и работоспособность, но не обнаруженные внешним осмотром, выявляются профилактическими испытаниями. Испытания измерительных трансформаторов обычно проводят при капитальном ремонте РУ, но не реже 1 раза в 6 — 8 лет. Исключением являются транс- форматоры тока с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией, которые испытывают ежегодно в течение первых 2 лет эксплуатации, а затем 1 раз в 3 — 4 года. Конденсаторы связи испытывают по мере необходимости и в зависимости от результатов осмотра.

В объем испытаний измерительных трансформаторов входят:

- измерения сопротивления изоляции обмоток мегаомметром напряжением 2500 В — первичной обмотки и 1000 В — вторичной. Значение сопротивления изоляции первичной обмотки не нормируется, сопротивление изоляции вторичной обмотки вместе с присоединенными к ней цепями должно быть не менее 1 МОм;

- измерение тангенса угла диэлектрических потерь у трансформаторов тока с бумажно-масляной основной изоляцией. При этом обращается внимание на характер его изменения, а также изменение емкости за время испытаний;

- испытание повышенным напряжением промышленной частоты (в условиях эксплуатации — только измерительных трансформаторов напряжением до 35 кВ);

- испытание трансформаторного масла (или замена его в трансформаторах напряжения до,35 кВ в случае понижения сопротивления изоляции).

Испытание емкостных делителей складывается из испытания трансформаторного устройства и испытания конденсаторов. У конденсаторов связи и делителей напряжения измеряются сопротивление изоляции, электрическая емкость всех элементов и тангенс угла диэлектрических потерь. Повышенным напряжением конденсаторы делителей и связи в эксплуатационных условиях не испытываются.

3.6 Эксплуатация шин и токопроводов.

Сборные и соединительные шины закрытых РУ 6 — 10 кВ выполняются из одной или нескольких алюминиевых полос, закрепляемых на опорных изоляторах. Для установок с большими токами (более 2000 А) применяются шины швеллерного профиля. При изменениях температуры изменения длины жестких шин воспринимаются компенсаторами — пакетами изогнутых медных или алюминиевых лент, соединенных последовательно с шинами. На открытых РУ шины выполняются из гибкого провода или жестких труб. Гибкая ошиновка крепится к гирляндам подвесных изоляторов типа ПФ6, а в условиях загрязненной атмосферы- к гирляндам изоляторов с развитой боковой поверхностью, например серии ПФГ.

При эксплуатации не допускается нагрев шин выше 70°С при температуре окружающего воздуха 25°С. Задачей эксплуатации является контроль за исправностью контактных соединений шин и состоянием изоляции. Опорные фарфоровые одноэлементные изоляторы внутренней и наружной установок испытываются повышенным напряжением промышленной частоты, значение которого приведено ниже; продолжительность испытаний 1 мин.

Номинальное напряжение изолятора, кВ............. ……….3 6 10 20 35

Испытательное напряжение изолятора, кВ , . . . . . . . . . . 25 32 42 68 100

Опорно-стержневые изоляторы напряжением 35 кВ и выше в эксплуатации не подвергаются электрическим испытаниям.

Состояние подвесных изоляторов на подстанциях контролируется штангой с переменным искровым промежутком.

На электростанциях соединения выводов генераторов с блочными трансформаторами выполняются открытыми шинными мостами или комплектными пофазно экранированными токопроводами. По сравнению с открытыми шинами токопроводы обладают рядом эксплуатационных преимуществ: токоведущие части и изоляторы предохраняются от пыли и атмосферных осадков; исключается возможность возникновения междуфазных КЗ на генераторном напряжении; обеспечивается безопасность обслуживания.

Экраны токопроводов делают составными из ряда секций с телескопическим перемещением подвижных' цилиндров по неподвижным, закрепленным на станинах. Такая конструкция обеспечивает доступ к изоляторам при их чистке и ремонте. Для осмотра контактных соединений в кожухах токопроводов предусмотрены смотровые окна.

При осмотре токопроводов измеряется температура экранов и поддерживающих конструкций, которая не должна превышать 50'С. Металлические конструкции, находящиеся в электромагнитном поле переменного тока нагрузки, нагреваются вихревыми токами, для уменьшения которых отдельные секции экранов изолируют друг от друга резиновыми уплотнениями. Одну из опорных станин каждой секции заземляют, а другую изолируют от земли во избежание образования замкнутых контуров. При ремонте проверяют состояние изоляционных прокладок станин и уплотнений между секциями. Их сопротивление, измеренное мегаомметром на 1000 В, должно быть не менее 0,1 МОм.

Оборудование, встроенное в токопроводы (изоляторы, измерительные трансформаторы, разрядники и др.), подвергается электрическим испытаниям в соответствии с установленными для него нормами.

3.7 Эксплуатация реакторов.

Токоограничивающие реакторы. Одиночные и сдвоенные реакторы служат для ограничения токов КЗ и поддержания напряжения на шинах при КЗ за реактором. В случае КЗ в распределительной сети реактор должен обеспечить остаточное напряжение на шинах не менее 0,7 U_НОМ.

Секционные реакторы служат главным образом для ограничения тока КЗ. Их индуктивность составляет 8 — 12%, а номинальный ток 50 — 70% тока секции шин.

В установках напряжением до 35 кВ распространены сухие бетонные реакторы, представляющие собой обмотки из изолированного медного или алюминиевого провода, закрепленные на бетонных стойках. К торцам стоек шпильками крепятся опорные изоляторы. При изготовлении стойки подвергают сушке и пропитке влагостойким изоляционным лаком. В период эксплуатации сопротивление изоляции обмоток реактора относительно шпилек и фланцев опорных изоляторов проверяется мегаомметром 1000— 2500 В и должно быть не менее 0,1 Мом. Снижение сопротивления бетонных стоек не представляет опасности для реактора в нормальных условиях работы, но при КЗ по отсыревшему бетону может произойти перекрытие между витками, так как на реакторе в это время будет большое падение напряжения. Опорные изоляторы испытывают повышенным напряжением промышленной частоты.

При работе в реакторе выделяется большое количество теплоты. Охлаждение реакторов, как правило, естественное. Поэтому необходимо следить за тем, чтобы каналы охлаждающего воздуха и вентиляция помещений реакторов действовали исправно.

При прохождении токов КЗ между фазами реактора и отдельными витками внутри каждого реактора возникают электродинамические силы. В связи с этим возможны обрывы и деформация витков, появление трещин в бетоне. После отключения КЗ реакторы следует осмотреть.

Все испытания и ремонтные работы на реакторах производят одновременно с ремонтом оборудования присоединений.

Масляные реакторы применяются в РУ напряжением выше 35 кВ. Они требуют почти такого же ухода, как и трансформаторы.

Дугогасящие реакторы. В трехфазной сети с незаземленной нейтралью при металлическом замыкании одной из фаз на землю (рисунок 3.9, а) напряжение поврежденной фазы относительно земли падает до нуля, а на двух других устанавливается равным линейному напряжению. В точке замыкания проходит ток, равный сумме емкостных токов неповрежденных фаз

где Iс — ток замыкания на землю, А;

Uф — фазное напряжение, В;

С — емкость всей сети, Ф;

w=2f — угловая частота, с^-1.

При замыкании фазы на землю через дугу и большом емкостном токе заземляющая дуга носит перемежающийся характер, т. е. периодически погасает и вновь зажигается. Горение перемежающейся дуги приводит к опасным перенапряжениям в сети. Максимально допустимые значения емкостных токов, при которых возможна длительная работа сети с изолированной нейтралью, приведены ниже.

Напряжение сети, кВ..... 6 10 20 35

Емкостный ток, А.….. 30 20 15 10

Если емкостные токи превышают указанные значения, в нейтраль трансформатора (или генератора) включается дугогасящий реактор, компенсирующий емкостный ток (рисунок 4.9, б). Ток в дугогасящем реакторе 1 возникает под воздействием напряжения смещения нейтрали U₀=U_A,появляющегося на нейтрали при замыкании фазы на землю

Рисунок 3.9 -

Замыкание фазы на землю в сети с изолированной нейтралью (а)

В сети с компенсацией емкостного тока (б)

где Lp и , —соответственно индуктивности дугогасящего реактора и трансформатора, Гн.

При I_p=Ic_c=I=0 емкостная составляющая тока замыкания на землю в месте повреждения полностью компенсируется индуктивным током реактора — наступает резонанс токов. Дугогасящий реактор, как правило, должен иметь резонансную настройку. В эксплуатации допускается настройка с перекомпенсацией (), если реактивная составляющая тока замыкания на землю не превышает 5 А, а степень расстройки не выше 5 %. Настройка с недокомпенсацией () может применяться в кабельных и воздушных сетях, если любые аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети (например, при обрыве провода) не приводят к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего 0,7 Uф.

Регулирование тока дугогасящих реакторов производится одним из трех способов: переключением ответвлений обмотки; изменением зазора в магнитной системе; изменением индуктивности подмагничиванием постоянным током.

Дугогасящие реакторы типа ЗPOM, применяемые в сетях 6 — 35 кВ, имеют ступенчатое регулирование тока. Привод переключателя ответвлений находится на крышке бака. Для питания цепей контроля и сигнализации дугогасящие реакторы снабжаются сигнальными обмотками (100 В, 10 А). Изменение настройки производится при отключенном от сети реакторе. Разъединитель отключается при отсутствии в сети замыкания на землю, о чем судят по сигнальным устройствам на щите и непосредственно у разъединителя. Переключение ответвлений на неотключенном реакторе не допускается по условию безопасности. Только у специальных подстроечных реакторов, имеющих устройства автоматической настройки под током, допускается настройка без отключения реактора от сети.

Сети с компенсацией емкостных токов могут эксплуатироваться при наличии в сети замыкания фазы на землю без отключения и ограничения электроснабжения потребителей. Но так как длительное прохождение тока проводимости на землю может вызвать переход повреждения в аварию, то отделение места замыкания на землю должно производиться по возможности быстро. Одновременно с отысканием места повреждения должен производиться осмотр работающих реакторов и трансформаторов, к нейтрали которых они подключены. Если отыскание замыкания на землю затягивается, эксплуатационный персонал обязан вести тщательное наблюдение за температурой верхних слоев масла в баке реактора, записывая показания термометра через каждые 30 мин. Максимальное повышение температуры верхних слоев масла при этом допускается

до 100° С.

Уход за дугогасящими реакторами мало чем отличается от ухода за силовыми трансформаторами. Капитальный ремонт дугогасящих реакторов проводится по мере необходимости.

3.8 Эксплуатация блокировки и заземляющих устройств.

Блокировка. Ошибочные операции с разъединителями под током приводят к авариям и несчастным случаям с персоналом, принимавшим участие в переключениях. Для предотвращения неправильных операций в РУ устанавливаются блокирующие устройства между выключателями и разъединителями, с одной стороны, и между разъединителями и заземляющими ножами, с другой.

Применяется несколько систем блокировки: непосредственная механическая, механическая замковая, электромеханическая, электромагнитная и электрическая.

Непосредственно механическая — это рычажная блокировка. Она применяется, например, в ячейках КРУ и запрещает перемещение тележки в пределах шкафа при включенном выключателе. Механическая замковая блокировка применяется в РУ с одной и двумя системами шин. При этой блокировке приводы выключателя и разъединителей запираются замками, имеющими один общий ключ. Ключ находится в замке включенного выключателя и может быть вынут только при отключении последнего. Когда выключатель отключен, то вынутым из его замка ключом могут быть открыты замки и отключены линейные и шинные разъединители.

Электромеханическая блокировка отличается от обычной замковой механической блокировки тем, что электромеханические замки выключателей имеют электрическую связь с цепями управления выключателей и устанавливаются не на приводе выключателя, а на щите управления. При отключении выключателя ключом управления на обмотку электромагнита подается напряжение; сердечник электромагнита втягивается, и только тогда ключ может быть вынут из замка. Необходимая последовательность операций с разъединителями достигается обменом ключами в замках.

Электромагнитная блокировка основана на следующем принципе. На каждом приводе разъединителей или дверях сетчатого ограждения устанавливается блокировочный замок, запирающий штифтом блокируемый элемент, и контакты в виде контактных гнезд, к которым подается напряжение, когда операция с разъединителями разрешается. Контакты могут быть встроены в замок или использованы контакты штепсельной розетки. Запорный штифт из замка может быть извлечен переносным электромагнитным ключом. Перед выполнением операции с разъединителями ключ вставляется в контактные гнезда. Намагничивание его сердечника произойдет только при наличии напряжения на контактах, а это возможно лишь при правильной последовательности операций с коммутационными аппаратами.

Электрическая блокировка применяется в том случае, если выключатели и разъединители оснащены автоматическими приводами и все операции производятся с помощью этих приводов. Принцип ее действия заключается в том, что напряжение на цепи управления разъединителей подается вспомогательными контактами соответствующих выключателей электрической цепи.

Наибольшее распространение получили механические, электромеханические и электромагнитные блокировки. В эксплуатации все действующие устройства блокировок должны обязательно находиться в работе. Электромагнитные блокировки выполняют на выпрямленном оперативном токе. Цепи их питания целесообразно держать постоянно под напряжением, чтобы непрерывно контролировать состояние их изоляции. Во время переключений персоналу запрещается нарушать взаимодействие блокировки. С целью исключения возможности деблокирования замки пломбируют. Деблокирование аппаратов со снятием пломб с замков разрешается только в случае явной неисправности блокировки, удостоверенной вышестоящим ответственным лицом (начальником цеха станции, подстанции и т. д.). Деблокирование коммутационных аппаратов без разрешения вышестоящих лиц может быть допущено только при ликвидации аварии и несчастном случае.

Отказы в работе блокировки иногда возникают при неисправном состоянии вспомогательных контактов, а также при смещении деталей приводов (валов, рукояток, сеток), Для предотвращения случаев отказа ремонт блокировочных устройств включают в планы текущего и капитального ремонта разъединителей, отделителей и выключателей. Кроме того, проводят систематические осмотры и проверки состояния блокировочных замков, переносных электромагнитных ключей, защищают их от коррозии, попадания влаги и загрязнения.

Заземляющие устройства станций и подстанций состоят из искусственных заземлителей (вертикальных труб и горизонтальных полос) и наземных заземляющих магистралей и проводников, связывающих заземляемое оборудование с заземлителями. Каждый заземляемый элемент присоединяется к заземляющей магистрали отдельным проводником. Присоединение заземляющих проводников к корпусам аппаратов и конструкций выполняется сваркой или надежным болтовым соединением. Заземляющие проводники, проложенные в помещениях РУ, должны быть доступны для внешнего осмотра, при котором проверяются целость, состояние соединений, непрерывность проводки. Открыто проложенные магистрали и проводники окрашиваются, как правило, в черный цвет.

Состояние заземляющих устройств периодически контролируется. Не реже 1 раза в 10 лет на ОРУ станций и подстанций проводятся выборочная проверка заземлителей и их элементов, находящихся в земле, и измерение сопротивления заземляющего устройства. В первую очередь осматриваются заземлители близ силовых трансформаторов, короткозамыкателей, вентильных разрядников, так как эти заземлители подвержены воздействию наибольших по значению токов, проходящих в землю.

Изменение сопротивления заземляющего устройства проводят методом амперметра — вольтметра, компенсационным и мостовым методами.

Для измерения применяется переменный ток, так как при постоянном токе в местах соприкосновения электродов с землей (обладающей ионной проводимостью) возникает ЭДС поляризации, которая может внести ошибку в результаты измерения.

Наиболее простым является метод амперметра — вольтметра (рисунок 3.10).

Рисунок 3.10 - Схема измерения сопротивления растеканию методом амперметра- вольтметра

Для измерения сопротивления заземляющего устройства два вспомогательных электрода 3 и ВЭ забивают в землю на глубину 0,5 м. Минимальное расстояние между одиночным заземлителем или контуром заземления и вспомогательным электродом принимаются согласно рисунку 3.11. По значениям тока и падения напряжения на испытуемом заземлителе определяется сопротивление заземлителя Rx Ом.

Rx*U/I. ,

Рисунок 3.11 - Схема размещения электродов при измерении сопротивления растеканию одиночного заземлителя (а) и контура заземления (б)

Для измерений указанным методом используются обычные приборы переменного тока. При этом погрешность измерений может достичь 10 %. Существенно меньшую погрешность (1,5 %) дает измерение специальным прибором типа МС-08. Прибор состоит из генератора переменного тока с ручным приводом и логометра, токовая и потенциальная рамки которого включаются в схему измерений вместо амперметра и вольтметра соответственно. Шкала прибора МС-08 проградуирована в омах. При измерениях любым методом сопротивление заземляющих устройств электроустановок напряжением выше 1000 В не должно превышать значений:

- на станциях и подстанциях, работающих с глухозаземленной нейтралью, указанных в проекте заземляющего устройства;

- на станциях и подстанциях, работающих с изолированной нейтралью и компенсацией емкостных токов, не более 10 Ом;

- для отдельно стоящих молниеотводов 25 Ом.

Чтобы сопротивление Rx находилось в пределах установленных норм при любых атмосферных условиях, измерения должны производиться в периоды наименьшей проводимости почвы, т.е. в сухой или промерзшей почве.

3.9 Эксплуатация установок для приготовления сжатого воздуха и воздухораспределительной сети.

Требования к сжатому воздуху. Сжатый воздух применяется в РУ для приведения в действие пневматических приводов выключателей и разъединителей. В воздушных выключателях сжатый воздух используется для гашения электрической дуги и вентиляции внутренних полостей изоляционных конструкций. Потенциальная энергия сообщается воздуху в процессе его сжатия. Сжатый воздух хранится в резервуарах выключателей. Резервуары пополняются от установок, предназначенных для приготовления сжатого воздуха.

Основными показателями качества сжатого воздуха являются давление и влажность. Колебания давления, подводимого к выключателям и пневматическим приводам воздуха, не должны выходить за пределы установленных паспортными данными значений, так как только при этих .условиях заводы-изготовители гарантируют надежную работу аппаратов. Влажность сжатого воздуха имеет особое значение, поскольку при большой влажности возможна конденсация влаги в распределительной сети и на внутренних поверхностях изолирующих воздухопроводов воздушных выключателей. В холодное время года влага может замерзнуть в клапанах и вентилях и вызвать отказ в работе выключателя.

Рисунок 3.12 - Схемы приготовления и распределения сжатого воздуха:

1-электродвигатель компрессора; 2-система маслосмазки; 3-воздушный всасывающий фильтр; 4-компрессор; 5-вентилятор; 6-змеивековые охладители трех ступеней давления;

7-9-водомаслоотделители; 10-соленойдный клапан; 11-креставина распределения воздуха, управляющего продувкой; 12-клапаны ступенчатой продувки; 13-обратный клапан; 14-воздухосборник; 15-вентиль для удаления влаги; 16-предохранительный пружинный клапан; 17-монометр; 18-редукторный клапан; 19-предохранителный клапан редуктора; 20-монометры; 21-22-точки присоединения питающих магистралей; 23-кольцевая воздухораспределительная сеть; 24-запорный вентиль в распределительном шкафу выключателя; 25-фильтр; 26-обратный клапан; 27-резервуары выключателя.

Содержание влаги в сжатом воздухе оценивается значением его относительной влажности, представляющей собой отношение массы водяного пара, находящегося в данном объеме воздуха, к массе насыщенного водяного пара в том же объеме воздуха и при той же температуре. Относительная влажность воздуха увеличивается как при его сжатии, так и при понижении температуры. В обоих случаях относительная влажность будет повышаться, пока не достигнет 100 %. Дальнейшее увеличение давления или понижение температуры воздуха (а также одновременное изменение этих параметров) приводит к конденсации излишка водяного пара. Осушка сжатого воздуха производится в процессе его получения термодинамическим способом.

Сжатый воздух должен быть свободен от механических примесей (пыли, продуктов коррозии и пр.), так как, попадая на клапаны, эти примеси препятствуют плотному их закрыванию и увеличивают утечки.

Установка для приготовления и схема распределения сжатого воздуха состоят из следующих элементов: компрессоров с электрическим приводом и автоматическим управлением пуска и остановки; змеевиковых охладителей воздуха с водомаслоотделителями и продувочными клапанами после каждой ступени компрессора; воздушных всасывающих фильтров для очистки воздуха; воздухосборников (ресиверов) для хранения сжатого воздуха; редукторных клапанов; воздухопроводов, арматуры, приборов и вспомогательных устройств.

На рисуноке 3.12 представлена схема приготовления и распределения сжатого воздуха. В установке применены воздушные трехступенчатые поршневые компрессоры 4 типа ВШ-3/40В производительностью 180 м'/ч на конечное давление 4,0 МПа с воздушным охлаждением цилиндров и охладителей. Воздух через воздушные фильтры 3 всасывается в первую ступень компрессора, где он сжимается до 0,25 МПа. Нагретый при сжатии воздух поступает в охладитель 6. В процессе охлаждения относительная влажность повышается до 100% и излишек водяного пара конденсируется в водомаслоотделителе 7, откуда конденсат удаляется продувкой. Во второй ступени воздух сжимается до 1,1 МПа, в третьей до 4,0 МПа и так же, как и в первой ступени, подвергается осушке. Из охладителя третьей ступени воздух поступает в воздухосборники 14. Влага, накапливающаяся в воздухосборниках при охлаждении поступающего в них воздуха, удаляется через спускные вентили 15. В холодное время года спускные вентили обогреваются. Из воздухосборников в распределительную сеть сжатый воздух проходит через редукторные клапаны 18, снижающие его давление с 4,0 до 2,0 МПа. Редукторные клапаны автоматически открываются при снижении давления в воздухораспределительной сети 28 до 1,9 МПа и закрываются при давлении 2,1 МПа. Редукторные клапаны на стороне низшего давления снабжаются предохранительными клапанами 19 от повышения давления в магистралях более чем до 2,3 МПа.

Воздухораспределительная сеть служит для доставки сжатого воздуха к распределительным шкафам воздушных выключателей. Эта сеть, как правило, выполняется кольцевой отдельно для каждого РУ. Питание подводится к кольцу в точках 21 и 22.

Для вентиляции внутренних полостей выключателей воздух подается через редукторный клапан, понижающий его давление. При небольшом избыточном давлении относительная влажность воздуха понижается до 5% и менее, что и способствует эффективному удалению влаги из внутренних полостей.

Эксплуатация компрессорной установки. Необходимое давление воздуха в воздухосборниках поддерживается периодическими пусками компрессоров. Время между остановкой и последующим пуском, определяемое расходом воздуха на утечки и вентиляцию, должно быть не менее 60 мин.

Операции включения и отключения компрессоров автоматизированы. Блокировки в цепи включения компрессоров исключают: одновременный пуск нескольких компрессоров, чтобы резко не снижать напряжение в сети с. н.; пуск при температуре масла в картере ниже 10°С; включение электродвигателя компрессора прежде, чем произойдет включение электродвигателя вентилятора.

Автоматическая остановка резервного и рабочих компрессоров происходит при давлении воздуха в сети выше номинального (4,05 МПа).

Компрессорные установки снабжаются устройствами технологической защиты, действующими на остановку компрессоров.

В обязанности эксплуатационного персонала, обслуживающего компрессорную установку, входят: систематическое (не реже 1 раза в, сутки) наблюдение за работой компрессора и электродвигателей, их температурой, давлением масла в системе смазки и воздуха в каждой ступени; проверка уровня масла в картере, доливка и смена его; наблюдение за давлением воздуха, запасенного в воздухосборниках; продувка водомаслоотделителей и мест сбора конденсата; содержание в чистоте оборудования и помещения компрессорной установки.

В компрессор заливается профильтрованное специальное масло. При пониженном уровне масла работа компрессора не допускается. Смену масла в картере производят через 800 — 1000 ч работы компрессора.

За работой редукторных клапанов и установленных на них манометров необходимо вести тщательное наблюдение. Об исправности редукторного клапана и правильности его регулировки судят по показаниям манометра.

Капитальный ремонт компрессоров производится по мере надобности, но не реже 1 раза в 2 — 3 года, а также после использования механического ресурса.

3.10 Вакуумные выключатели

Современные вакуумные выключатели для средних классов напряжений.

Вакуумные выключатели основаны на вакуумном принципе гашения дуги, они отличаются высокими параметрами отключения, надежностью и низкими затратами на обслуживание, что в экономическом плане дает им существенный плюс. К вакуумным выключателям сегодня предъявляются различные требования: от коммутации трансформаторов и электромоторов, воздушных и кабельных линий, реакторных и конденсаторных батарей до применения в цепях электрофильтров и питания электродуговых печей. Силовые выключатели должны иметь долгий срок при эксплуатации, при экстремально высоком коммутационном рecурce. Они должны отключать как небольшие токи короткого замыкания в распределительных сетях, так и большие значения токов в сетях промышленных предприятий (от 6 до 35 кВ включительно).

Широкий диапазон коммутируемых мощностей.

В классах напряжений от 6 до 35 кВ вакуумные выключатели надежно работают как при длительных перерывах между отключениями, так и в режиме частых коммутаций, что делает их незаменимыми для применения в сетях городского электроснабжения и промышленных предприятий.

Экономичность.

Вакуумные выключатели имеют большой срок службы, отличаются повышенной надежностью, а многие даже не требуют технического обслуживания и ухода в течение всего срока службы. Это обеспечивается использованием подшипников с неизнашиваемыми трущимися поверхностями и применением специальных нестареющих смазочных материалов, а также высоким качеством изготовления. Минимальные допуски при производстве выключателей исключают ненадежность их срабатывания.

Рассмотрим к примеру вакуумные выключатели фирмы Siemens.Так, стандартные выключатели серии ЗАН1, ЗАНЗ и наиболее экономичный ЗАН5 при частых коммутациях не требуют никакой настройки их привода, сохраняя технические характеристики в пределах допустимых отклонений. Для выключателей с повышенным коммутационным ресурсом первая смазка нужна после 10 тыс. выполненных коммутаций, а необходимость замены вакуумных камер - после 30 тыс. Выключатели серии ЗАН позволяют экономить время и затраты Их самоокупаемость особенно высока при использовании в распредустройствах с частыми коммутациями.

Выключатели серии ЗАН предлагают подходящее решение для любого требования, предъявляемого к коммутационным аппаратам при отключении омических,индуктивных и емкостных токов:

- высокое быстродействие и возможность синхронизации;

- автоматическое повторное включение на токи до 31.5 кА;

- отключение токов короткого замыкания с очень высоким нарастанием крутизны тока;

- коммутации воздушных и кабельных линий;

- коммутатти электромоторов;

- коммутации трансформаторов и реакторов;

- коммутации конденсаторных батарей;

- коммутации цепей электрофильтров и питания электродуговых печей.

Вакуумный коммутационный модуль со свойствами выключателя, разъединителя и заземлителя NXACT. На рисунке 3 представлен вакуумный коммутационный модуль со свойствами выключателя, разъедининителя и заземлителя NXACT. Этот коммутационный модуль объединяет все наивысшие достижения современной вакуумной коммутационной техники с расширенными возможностями разъединителя и заземлителя с соответствующей системой механических и электрических блокировок. Для производителей КРУ это обозначает минимум затрат в производстве.

Электромеханический привод моторно-пружинного типа современных вакуумных выключателей типа ЗАН и NX ACT.

Маленький мотор в течение нескольких секунд взводит мощный пружинный механизм с ресурсом полного АПВ. Команду включения и отключения осуществляет (при нормальном и аварийном режиме) электромагнитный расцепитель (имеет очень малую мощность) и в крайнем случае вручную (при полном отсутствии электроэнергии). Так как расстояние между контактами в отключенном состоянии максимум 6 мм,

то могут возникнуть ситуации касания контактов (при больших вибрациях). Для таких случаев применяется, кроме магнитной защелки, механическая, которая точно поддерживает расстояние между контактами в отключенном состоянии.

Вакуумный выключатель ЗАН состоит: из корпуса привода с электромеханическим приводом моторно-пружинного типа, запасенной энергией и элементами управления, трех полюсов выключателя с вакуумными дугогасительными камерами литых опорных изоляторов и переключающих изоляционных штанг. При нормальных условиях эксплуатации вакуумный выключатель не требует технического обслуживания.

Определяющая коммутационная способность.

Привод силового выключателя ЗАН обеспечивает автоматическое повторное включение. Выключатель для номинального отключаемого тока короткого замыкания 40 кА пригоден при номинальных параметрах для быстрого переключения, но может осуществлять автоматическое повторное включение лишь до 31 5 кА.

Список литературы

1. С. А. Мандрыкин, А.А. Филатов Эксплуатация и ремонт электрооборудования станций и сетей: Учебник для техникумов.- 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1983.

2. С.А. Мотыгина Эксплуатация электрической части тепловых электростанций. 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергия, 1979.

3. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования/ Под ред. Б.Н. Неклепаева. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.

4. Ю. Г. Черемисинов Автоматизация энергетических систем. Методическое указание к курсовой работе. Алматы 2000.

5. Г. Х.Хожин, Ю. Г Черемисинов. Эксплуатация, монтаж и наладка электрооборудования электрических станций. Методические указания к лабораторным работам. – Алматы 2002.

6. Ю.Г. Черемисинов Монтаж электрооборудования электрических станций. Алматы 2000.

7. Объём и нормы испытаний электрооборудования. – 6-е изд. и доп. М., 2001.

8. Б.А. Алексеев Определение состояния ( диагностика ) крупных турбогенераторов. – 2-е изд. перераб. и доп. – М., 2001.

9. Техническое обслуживание релейной защиты и автоматики электростанций и электрических сетей:

В 4 частях:

Ч.1: Электромеханические реле. – М., 2000.

Ч.2: Реле дифференциальных, направленных и фильтровых защит. – М.,2000.

Ч.3: Статические реле. – М., 2000.

Ч.4: Электроавтоматика. – М., 2001.

Сергей Евгеньевич Соколов

Юрий Григорьевич Черемисинов

Эксплуатация и ремонт генераторов и распределительных устройств электрических станций

Учебное пособие

Редактор Ж.М. Сыздыкова

Доп. план 2005г. поз. 32

Сдано в набор

Формат 50х84 1/16

Бумага типографская № 2

Уч.-изд. лист – 5,0 Тираж 100 экз. Заказ Цена 160 тенге.

Копировально – множительное бюро

Алматинского института энергтики и связи

Рецензент: профессор кафедры Борисов В.Н.

Печатается по дополнительному плану издания Алматинского института энергетики и связи на 2005 г.

© Алматинский институт энергетики и связи, 2005 г.

Содержание

Введение 3

1.2 Проверка совпадения фаз, синхронизация и набор нагрузки 8

1.3 Нормальные режимы работы генераторов 11

1.6 Асинхронные режимы работы генераторов 18

1.7 Работа генераторов в режиме синхронных компенсаторов 20

1.8 Перевод генератора с воздуха на водород и с водорода на воздух 21

1.9 Обслуживание системы водяного охлаждения обмоток 23

1.12 Перевод генератора с рабочего возбудителя на резервный 27

2. Ремонт генераторов 29

1 Эксплуатация генераторов

1.7 Работа генераторов в режиме синхронных компенсаторов

Рисунок. 1.4 - Газовая ловушка

2 Ремонт генераторов

Рисунок 2.6 - Вывод ротора при помощи телескопического удлинителя

Рисунок 3.5 - Штанга для контроля изоляторов

Рисунок 3.9 -

Рисунок 3.10 - Схема измерения сопротивления растеканию методом амперметра- вольтметра

3.10 Вакуумные выключатели

Список литературы

Сергей Евгеньевич Соколов

Юрий Григорьевич Черемисинов

Учебное пособие

Алматы., ул. Байтурсынова, 12