МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

 

 

Алматинский институт энергетики и связи

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

С. Е. Соколов, Ю. Г. Черемисинов

 

 

ЭКСПЛУАТАЦИЯ, РЕМОНТ И ИСПЫТАНИЕ  ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ВТОРИЧНЫХ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

 

Учебное пособие

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Алматы 2005

СОСТАВИТЕЛИ: С.Е. Соколов, Ю.Г. Черемисинов Эксплуатация, ремонт и испытание электрооборудования собственных нужд и вторичных устройств электрических станций. Учебное пособие(для студентов, обучающихся по специальности 210140 – Электрические станции). – Алматы: АИЭС, 2005. – 85с.

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

 

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 и ремонт электродвигателей собственных нужд                    5

1.1   Назначение электродвигателей собственных нужд

и предъявляемые  к ним  требования                                                               5

1.2 Самозапуск электродвигателей                                                                   9

1.3 Допустимые режимы работы двигателей                                        14

1.4 Надзор и уход за двигателями                                                                  16

1.5 Неисправности двигателей и их причины                                       18

1.6 Ремонт двигателей                                                                           19

 

         2. Ремонт электрооборудования распределительных устройств        23

         2.1. Периодичность ремонта и увеличение межремонтного периода.   23

         2.2. Ремонт масляных выключателей.                                                   25

         2.3. Ремонт воздушных выключателей.                                                 30

         2.4. Ремонт разъединителей, отделителей и короткозамыкателей.        34

 

         3.Эксплуатация вторичных устройств                                                      37

         3.1. Щиты управления и вторичные устройства.                                   37

         3.2. Обслуживание устройств релейной защиты,

электроавтоматики и измерительных приборов.                                           38       3.3. Техническая и оперативная документация.                                       39

         3.4. Источники оперативного тока.                                                            41

        

         4. Испытания электрооборудования                                                      43

         4.1. Испытания изоляции                                                                       43

         4.2. Специальные испытания турбогенераторов                                   52

 

         Список  литературы                                                                                  85

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Книга представляет собой учебное пособие для учащихся энергетических институтов и может быть использована в практической работе инженерами, работающими на электростанциях.

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

Для грамотного обслуживания силовой части электрических станций 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 и ремонт электродвигателей собственных нужд

 

1.1 Назначение электродвигателей собственных нужд и предъявляемые  к ним  требования

 

Электродвигатели топливоподачи обслуживают механизмы разгрузки, транспортировки, дробления и подачи топлива в бункера котельной. При полном заполнении бункеров запас топлива в них обеспечивает работу станции в течение нескольких часов. Поэтому нет необходимости в так называемом самозапуске этих двигателей после их кратковременного отключения. При остановке одного из звеньев топливоподачи необходимо автоматически от блокировки остановить все предшествующие по ходу топлива звенья для того, чтобы не допустить завала топливом остановившегося звена. Двигатели топливоподачи работают в сильно запыленной среде. Поэтому они должны быть в закрытом исполнении, а при топливе, дающем взрывоопасную пыль, во взрывозащищенном исполнении.

Электродвигатели пылеприготовления обслуживают систему размола топлива и подачи пыли в топку. Почти во всех схемах пылеприготовления и подачи пыли в котел имеются питатели сырого угля, мельничные вентиляторы, шнеки и питатели пыли. Эти механизмы составляют производственную линию и нуждаются в блокировке, как и звенья топливоподачи. При наличии бункеров пыли остановка любого из механизмов, за исключением питателей пыли и некоторых схем мельничных вентиляторов, не вызовет немедленной остановки котла, и поэтому их самозапуска не требуется. Двигатели пылеприготовления часто работают в условиях загрязненной среды и высокой температуры. На питателях пыли для обеспечения регулировки их производительности, как правило, устанавливаются двигатели постоянного тока, а на остальных — асинхронные короткозамкнутые. На мощных котлах для шаровых мельниц возможно применение синхронных двигателей, имеющих больший воздушный зазор. Их применение желательно из-за тяжелых пусковых условий.

Электродвигатели мазутных насосов. На мазутных станциях имеются двигатели мазутных насосов. Мазутные насосы, подающие мазут в котлы, являются ответственными механизмами. Поэтому должны обеспечиваться самозапуск двигателей мазутных насосов и автоматическое включение двигателя резервного мазутного насоса.

Электродвигатели тягодутьевых устройств обеспечивают работу дымососов, отсасывающих из топки газы, образующиеся при сгорании топлива, и создающих разрежение в топке, и вентиляторов вторичного воздуха (дутьевых вентиляторов), подающих воздух в топку. Остановка дымососа или вентилятора приводит к прекращению работы котла, если на котле установлены один вентилятор и один дымосос, или к снижению его паропроизводительности до 70 %, если установлены два вентилятора и два дымососа на каждый котел. Кроме того, на пылеугольных котлах в большинстве случаев имеются вентиляторы горячего дутья, обеспечивающие транспортировку угольной пыли в котел. В некоторых случаях пыль в котел подается при помощи мельничного вентилятора. Работа вентиляторов горячего дутья и мельничных вентиляторов обеспечивается электродвигателями.

На мощных котлах для привода дымососов и вентиляторов применяют двухскоростные двигатели типа ДАЗО, имеющие две обмотки статора для разных частот вращения. При малой производительности котла включена обмотка, дающая низкую (первую) частоту вращения, а обмотка высшей (второй) частоты отключена. Для увеличения производительности котла обмотка первой частоты вращения отключается и включается в работу обмотка второй частоты вращения.

Так как остановка двигателей тягодутьевых устройств приводит к нарушению нормального режима работы станции, то предусматривается их самозапуск. При длительном исчезновении или глубокой посадке напряжения должны отключаться от защиты минимального напряжения двигатели дутьевых вентиляторов и вслед за ними от блокировки двигатели мельничных вентиляторов и питателей пыли, так как их одновременное включение после длительного исчезновения напряжения может привести к взрыву в котле. При отключении последнего дымососа от блокировки отключаются дутьевые вентиляторы и далее остальные механизмы.

На котлоагрегатах, работающих в блоке с турбогенератором, дутьевые вентиляторы и связанные с ними технологической блокировкой другие механизмы отключаются не только при отключении последнего дымососа, но и при аварийном отключении генератора или закрытии стопорного клапана турбины, при срабатывании тепловой защиты блока от понижения или повышения температуры свежего пара, от срыва вакуума в конденсаторе или от осевого сдвига турбины, при отключении всех питательных насосов, обеспечивающих этот котлоагрегат водой.

Для тягодутьевых устройств применяются двигатели в закрытом исполнении с подводом холодного воздуха. Подвод холодного воздуха, забираемого чаще всего с улицы, осложняет обслуживание двигателей, так как при этом требуется вовремя закрывать и открывать шиберы на подводе воздуха. Несвоевременное закрытие шиберов в морозную погоду и при резких изменениях температуры наружного воздуха приведет к выпадению инея в двигателе, конденсации влаги на обмотке и повреждению ее в момент включения. Двигатель может повредиться также из-за случайного попадания пара или воды в короба. Поэтому, если нет большой необходимости в подводе воздуха к двигателям по коробам, целесообразно от них отказаться.

Электродвигатели питательных насосов. Питательные насосы подают воду в котлы. Даже кратковременный (на 10 — 30 с) перерыв в работе этих насосов может привести к аварии котла. Поэтому для блочных котлов предусматривается резерв по питательным агрегатам. На случай отключения работающих питательных насосов или снижения давления питательной воды в магистральных трубопроводах по какой- либо другой причине предусмотрено автоматическое включение резервных питательных насосов. Должен обеспечиваться самозапуск этих насосов. На крупных электростанциях с высоким давлением пара мощность двигателей питательных насосов достигает нескольких мегаватт. Такие двигатели (типа АТМ или АТД) снабжаются замкнутым охлаждением. На питательных насосах блоков 300 МВт применяются асинхронные электродвигатели мощностью 8 МВт с водяным охлаждением короткозамкнутой обмотки ротора. В некоторых установках для при- вода питательных насосов применяются также синхронные двигатели.

Электродвигатели конденсатных насосов приводят в движение насосы, откачивающие конденсат из конденсаторов турбин и подающие его в деаэраторы. При остановке конденсатного насоса конденсат начнет заполнять конденсатор, что повлечет за собой снижение вакуума и необходимость остановки турбины. Во избежание этого устанавливаются два конденсатных насоса. Предусматриваются самозапуск и их автоматическое включение резервного насоса. Для конденсатных насосов наряду с асинхронными двигателями с горизонтальным расположением ротора применяются двигатели вертикального исполнения. На теплофикационных турбинах, кроме конденсатных насосов турбин, устанавливают конденсатные насосы бойлеров, откачивающие конденсат из бойлеров. Требования к двигателям этих насосов не отличаются от требований к двигателям конденсатных насосов турбин.

Электродвигатели циркуляционных насосов относятся к числу ответственных. Их отключение влечет за собой срыв вакуума и аварийную остановку турбин. Поэтому должен быть обеспечен их самозапуск и АВР. На циркуляционных насосах наряду с обычными применяются двигатели вертикального исполнения, электродвигатели сетевых насосов. Сетевые насосы обеспечивают потребителей горячей водой. Требования к непрерывности работы этих агрегатов зависят от характеристики потребителей. Теплофикационная бытовая нагрузка допускает кратковременные перерывы без существенных последствий для теплоснабжения. В этом случае двигатели сетевых насосов не требуют самозапуска и могут отключаться при глубоких посадках напряжения от защиты минимального напряжения для облегчения самозапуска более ответственных двигателей. В некоторых случаях отключение сетевых насосов недопустимо из-за возможности повышения давления в обратной магистрали и массового разрыва отопительных приборов из-за прекращения циркуляции сетевой воды.

На теплофикационных турбинах, работающих только на сетевой воде, сетевые насосы выполняют роль циркуляционных. В некоторых случаях сетевые насосы прокачивают воду через водогрейные (пиковые) котлы. В этих случаях требования к электродвигателям сетевых насосов в части надежности работы, самозапуска, АВР такие же, как и к электродвигателям циркуляционных насосов.

Помимо перечисленных насосов и вентиляторов, на станции имеется большая группа механизмов меньшей мощности, значение бесперебойной работы которых также велико. К таким механизмам относятся насосы газоохлаждения генераторов, маслонасосы водородного охлаждения и турбин, валоповоротное устройство турбин, насосы, подающие воду на охлаждение подшипников, двигатели-генераторы питателей пыли, резервные возбудители, насосы и вентиляторы охлаждения трансформаторов, некоторые насосы химводоочистки, пожарные насосы и ряд других механизмов. По этой группе механизмов предусматривается автоматическое включение (ABP) механизмов, находящихся в резерве. При аварийных положениях должен обеспечиваться самозапуск таких механизмов.

На современных станциях управление котлоагрегатами и турбинами автоматизировано. Число задвижек и шиберов, имеющих электроприводы, на крупных станциях исчисляется тысячами единиц. Исчезновение напряжения на тепловых приборах, автоматике и электроприводах не раз приводило к авариям с котлами и турбинами. В связи с этим к надежности питания сборок задвижек и тепловой автоматики, а также к электроприводам задвижек предъявляются не менее высокие требования, чем к надежности питания основных двигателей котлов и турбин.

Среди прочих механизмов станций имеются менее ответственные, которые допускают перерыв в работе, не вызывая нарушения нормального режима. К таким механизмам относятся компрессоры, дренажные насосы и насосы хозяйственного водоснабжения, вентиляторы, подающие чистый воздух в помещения, и т. д. Эта группа механизмов при аварийном положении отключается защитой минимального напряжения или блокировкой в цепи управления и в самозапуске не участвует.

На ГЭС двигатели собственных нужд обслуживают устройства управления турбинами, системы охлаждения и смазки подшипников и возбуждения. Наиболее существенное значение для бесперебойности работы станций имеют двигатели системы возбуждения генераторов в тех случаях, когда возбуждение выполнено по схеме выносных агрегатов (двигатель-генератор) при питании двигателя от системы собственных нужд. Для обеспечения устойчивости работы системы возбуждения при ее форсировках двигатель выбирается со значительным запасом по мощности, так что в нормальном режиме он работает с большой недогрузкой. На низконапорных ГЭС насосы технического водоснабжения обеспечивают охлаждение и смазку подшипников и подпятников гидроагрегатов. На высоконапорных ГЭС техническое водоснабжение осуществляется отбором воды из верхнего бьефа без применения насосов.

Двигатели маслонапорных установок обеспечивают подачу масла в напорную часть этих установок. Масло является рабочей средой для системы регулирования и управления турбиной. Режим работы этих двигателей имеет прерывистый, периодический характер, определяемый работой системы регулирования и управления и восполнением утечек масла из этой системы. При интенсивной работе системы (например, при сбросах нагрузки или пуске генератора) дополнительное количество масла в системах дают резервные масляные электронасосы, двигатели которых питаются обычно от общественных устройств собственных нужд. Резервные электронасосы маслонапорных установок пускаются автоматически при понижении давления или уровня масла в масловоздушных котлах и от системы автоматического управления гидроагрегатом.

Для снабжения масловоздушных котлов воздухом предусматриваются компрессоры высокого давления, двигатели которых работают периодически и кратковременно ввиду наличия в системе воздухоснабжения ресиверов. На станции обычно устанавливаются два-три компрессора, осуществляющих централизованное снабжение воздухом маслонапорных установок всех турбоагрегатов.

Компрессоры низкого давления обеспечивают воздухом системы торможения гидроагрегатов и хозяйственные нужды станции. Двигатели этих компрессоров работают также периодически в зависимости от расхода воздуха на торможение и ремонтные работы.

Двигатели вспомогательных механизмов — пожарного водоснабжения, насосов откачки турбинных камер, дренажных насосов, нагнетательной и вытяжной вентиляции, вентиляторов системы охлаждения трансформаторов — по характеру работы мало отличаются от двигателей такого же назначения тепловых электростанций. Условия работы двигателей на гидростанциях более благоприятны, чем на тепловых станциях. Для всех механизмов гидростанций выбираются короткозамкнутые асинхронные электродвигатели.

 

1.2 Самозапуск электродвигателей

 

Кратковременное снижение или полное исчезновение напряжения на шинах собственных нужд, вызванное коротким замыканием или переключением на резервное питание из-за автоматического или ошибочного ручного отключения рабочего питания, ведет к снижению частоты вращения двигателей вплоть до полной остановки части из них. Для сохранения в работе основных агрегатов электростанции двигатели ответственных механизмов не отключаются от шин. После устранения причины кратковременного нарушения электроснабжения они восстанавливают нормальную частоту вращения без вмешательства персонала. Такой процесс называется самозапуском.

Продолжительность самозапуска двигателей не должна превышать 30 — 35 с для станции среднего давления из-за опасности повреждения обмоток двигателей от перегрева; 20 — 25 с для станции высокого давления с поперечными связями и 15 — 20 с для блочных станций из-за возможности отключения котельных или блочных агрегатов технологической защитой при более продолжительном самозапуске,

При отключении питания напряжение на секции с неотключенными двигателями исчезает не сразу, а за счет электромагнитной и кинетической энергии, запасенной двигателями, затухает за время 1 — 1,5 с и при наличии синхронных двигателей — даже до 3 с. Участвующие в групповом выбеге двигатели механизмов с большим моментом инерции (вентиляторы, дымососы) работают в этом случае в режиме генераторов, отдавая часть энергии двигателям механизмов с меньшим моментом инерции, работающим в двигательном режиме.

Частота затухающего напряжения при групповом выбеге по мере торможения двигателей уменьшается со скоростью примерно 4 — 7 Гц/с (рисунок 1.1). Групповой выбег продолжается до снижения напряжения на секции до (0,25— 0,2) U_ном, после чего двигатели останавливаются независимо друг от друга.

Из-за снижения частоты затухающего напряжения оно быстро отстает по фазе от напряжения сети. Уже через 0,3 — 0,4 с с момента отключения питания секции угол расхождения напряжения достигает 180⁰. При этом разность напряжений на секции и в сети может достигнуть (1,6— 1,8) U_ном. При самопроизвольном или ошибочном отключении рабочего питания, а в некоторых случаях и при действии быстродействующих защит напряжение на секцию от АВР подается через 0,4 — 0 5 с, т. е. в момент противофазы. Несмотря на это переходные токи в двигателях близки к нормальным пусковым токам из-за значительного падения напряжения в источнике резервного питания от одновременного самозапуска мощной группы двигателей. Поэтому повреждений двигателей при самозапуске от динамических усилий в обмотках не наблюдается.

При КЗ на шинах секции или вблизи шин напряжение на шинах снизится до нуля, и выбег двигателей будет происходить независимо друг от друга. Время затухания переходного тока, который двигатели будут посылать к месту К3, примерно равно 0,3 с. Торможение двигателя от этого тока ввиду кратковременности процесса невелико и составляет в зависимости от типа механизма всего лишь 0,8 — 3 % нормальной частоты вращения.

Рисунок 1.1 - Затухание напряжения и частоты на шинах с.н. 6 кВ блока 300 МВт при групповом выбеге после отключения источника питания: 1, 2 – нагрузка на секции 940 А, в выбеге участвует синхронный двигатель мельницы; 3, 4 – нагрузка на секции 1370 А, выбега без мельницы

 

 

 

 

Самозапуск двигателей до нормальной частоты вращения происходит каскадно (рисунок 1.2). Первыми заканчивают разбег двигатели механизмов с легкими условиями пуска, например циркуляционных (ЦЭН), конденсатных насосов. Благодаря снижению пусковых токов этих двигателей до номинальных напряжение на секции повышается, что облегчает разбег других двигателей: питательных насосов (ПЭН), дымососов (Д), дутьевых вентиляторов (ДВ) и т.д. Каскадный разбег двигателей позволяет обеспечить их самозапуск при начальном напряжении несколько ниже того, которое требуется для двигателей механизмов с тяжелыми условиями пуска.

Рисунок 1.2 - Изменение тока и напряжения секции и электродвигателей  с.н. блока 300 МВт при самозапуске после перерыва питания 2,5 с

Чем кратковременней перерыв питания, тем меньше двигатели успевают затормозиться, тем меньше их пусковые токи и больше начальное напряжение на шинах после включения резервного питания и, следовательно, тем быстрее самозапуск двигателей. Поэтому следует по возможности сокращать время действия защит и АВР на собственных нуждах. Перерыв в питании при действии АВР не должен быть более 0,7 с при работе быстродействующих защит источника питания шин с. н. (собственное время действия защиты и АВР); 1,5—2 с — при работе максимальной токовой защиты источника питания; 2,5—3 с — при отключении источника питания пусковым органом минимального напряжения АВР.

 

Предельно допустимая продолжительность перерыва ограничивается также режимом работы котлоагрегата. Перерыв более 3 с вызывает такое снижение частоты вращения тягодутьевых механизмов, при котором факел в топке может погаснуть. Одновременное последующее восстановление работы тягодутьевых механизмов и питателей топлива может привести к взрыву в топке котла. Поэтому при длительных перерывах питания двигатели дутьевых вентиляторов отключаются защитой минимального напряжения с выдержкой времени 4 — 10 с (в зависимости от вида топлива). Затем от блокировки отключаются мельничные вентиляторы и питатели топлива. Следовательно, при перерывах питания с.н. на 4 с и более работа котлоагрегата нарушается и самозапуск двигателей не только не имеет смысла, но даже и недопустим.

Самозапуск ответственных двигателей после перерыва питания должен обеспечиваться: на ТЭЦ с шинами генераторного напряжения от ненагруженного резервного источника питания, на станциях с блочными агрегатами 165 МВт и выше от резервного трансформатора, уже нагруженного на 50%. Предварительную нагрузку резервного трансформатора на 50 % приходится учитывать, поскольку она соответствует режиму пуска или остановки блока от резервного трансформатора, а блоки пускаются и останавливаются сравнительно часто, и пуск их из холодного состояния продолжителен.

Рисунок 1.3 - Зависимость кратности тока двигателей при самозапуске (по сравнению с его значением для заторможенных двигателей) от продолжительности перерыва питания при действии АВР

Для облегчения самозапуска все неответственные двигатели при снижении напряжения на шинах с.н. до (0,6 — 0,7) U_ном отключаются защитой минимального напряжения с выдержкой 0,5 с. Неответственные

 

синхронные двигатели, например шаровых мельниц, автоматически отключаются одновременно с отключением выключателя рабочего питания. Это сокращает продолжительность затухания остаточного напряжения и ускоряет действие защиты минимального напряжения. Напряжение на резервном источнике питания стремятся поддерживать на 10% выше номинального напряжения двигателя.

Некоторые особенности имеет самозапуск ответственных механизмов (питательных или циркуляционных насосов) с синхронными двигателями. При перерыве питания менее 0,5 с вхождение двигателя в синхронизм происходит достаточно быстро, если вращающий асинхронный момент двигателя обеспечивает увеличение частоты вращения, необходимое для втягивания в синхронизм. Большую помощь в этом обеспечивает форсировка возбуждения. При недостаточном асинхронном моменте (слишком низкое восстанавливающееся напряжение, работа с обмоткой ротора, замкнутой на якорь возбудителя), а также при перерывах в питании более 0,5 с втягивания в синхронизм может не произойти, и тогда потребуется ресинхронизация под нагрузкой или повторный пуск, если возможна кратковременная остановка механизма. Это осуществляется специальными схемами автоматики, которые воздействуют на отключение АГП и замыкание обмотки ротора на сопротивление, в 7 — 10 раз превышающее сопротивление этой обмотки, с одновременной форсировкой возбуждения (производится ресинхронизация) или приводят в действие нормальную схему пуска после восстановления напряжения на с.н. В случае необходимости схема ресинхронизации дополняется автоматикой разгрузки механизма.

Для успешности самозапуска начальное напряжение на шинах с. н. должно быть достаточным, чтобы создать избыточный момент для разбега всех основных двигателей, а продолжительность разбега двигателей, зависящая как от начального напряжения, так и скорости его восстановления, не должна превышать предельно допустимую.

Точный расчет самозапуска может быть произведен графоаналитическим методом последовательных интервалов. Но этот метод громоздкий и весьма трудоемкий. С достаточной степенью точности успешность самозапуска может быть проверена по методу эквивалентного двигателя, разработанному в Союзтехэнерго.

Установлено, что при перерыве питания не более 2—3 с самозапуск двигателей проходит успешно, если начальное напряжение на шинах после включения резервного источника питания составляет U_ном=0,5 U_{ном, дв} — для станции среднего давления с коэффициентом загрузки двигателей К_э = 0,6 ÷ 0,7 и U_{ном, дв} = (0 6 ÷ 0,63) U_{ном, дв} - для станции высокого давления с К_э =0,8 ÷ 0,9. По результатам многочисленных опытов определен относительный суммарный ток самозапуска (отнесенный к суммарному току самозапуска остановившихся двигателей) в зависимости от продолжительности перерыва питания. В пределах перерывов питания от 0,5 до 3 с суммарный ток самозапуска двигателей возрастает от 0,55 до 0,87 суммарного пускового тока остановившихся двигателей.

Начальное напряжение на шинах с.н. при самозапуске двигателей от резервного ненагруженного источника питания определяется по формуле

где   — напряжение ХХ источника питания, отн. ед.;

 К_п — номинальная кратность пускового тока двигателя, отн. ед.;

 К_i — коэффициент, учитывающий уменьшение пускового тока двигателей при самозапуске по сравнению с его значением для остановившихся двигателей (рисунок 1.3);

Х_Σ — суммарное сопротивление цепи питания (системы трансформатора, реактора, линии, шин).

Пример - Определить значение начального напряжения при самозапуске двигателей с. н. блочного агрегата мощностью 200 МВт после перерыва питания 2 с. В самозапуске участвуют двигатели мельничного вентилятора (МВ), питательного насоса (ПЭН), дымососа (Д), дутьевого вентилятора (ДВ), вентилятора горячего дутья (ВГД), конденсатного насоса (КН), циркуляционного насоса (ЦН) и резервного возбудителя (РВ).

 

Таблица 1.1- Параметры двигателей

 

Параметры	Двигатель
	МВ	ПЭН	Д	ДВ	ВГД	КН	ЦН	РВ
Iном, дв Кратность пус-кового тока Кп	90 5,4	450 7,0	204 5,5	99 10,3	32 4,6	29,4 5,8	215 5,4	156 10,5

 

Данные резервного трансформатора: мощность S_ном=15 750 кВ·А; u_к%=10,3 %;      I_{ном, тр}=1445 А; U_{ном, тр}=6300 В; сопротивление внешней цепи Х_с=0,05.

Сопротивление цепи питания

 

К_i=0,81 (из рисунока 1.3);

 

Следовательно, самозапуск будет успешным.

 

1.3 Допустимые режимы работы двигателей

 

Двигатели допускают длительную работу с номинальной нагрузкой при отклонении напряжения от номинального в пределах от +10 до — 5 %. При понижении напряжения на 5 % номинального ток статора при номинальной нагрузке станет на 5 % больше номинального. Возрастут потери в меди, но одновременно за счет снижения напряжения уменьшатся потери в активной стали. Поэтому суммарные потери и температуры в двигателе останутся примерно такими же, как и при номинальном напряжении.

При понижении напряжения более чем на 5 % номинального нагрузка двигателя должна быть ниже номинальной. Это объясняется тем, что повышение тока статора более чем на 5 % вызовет такое увеличение потерь в меди обмотки статора, которое не компенсируется снижением потерь в активной стали, и температура обмотки статора превысит максимально допустимую.

При повышении напряжения на 10 % номинального ток статора должен быть, как правило, уменьшен на 10 % номинального. При этом нагрузка на валу будет соответствовать номинальной. Увеличение температуры активной стали из-за повышения напряжения на 10 % опасности не представляет, а на обмотке оно отразится в меньшей степени, чем снижение ее нагрева в результате уменьшения тока статора. Повышение напряжения на двигателе более чем на 10 % сверх номинального не рекомендуется из-за возможности перегрева активной стали, а для двигателей с напряжением 3 кВ и выше —  по надежности работы изоляции обмотки.

Допустимые режимы при изменении температуры входящего воздуха. Номинальной температурой входящего воздуха для двигателей, изготовленных по ГОСТ 183-74, считается 40 ⁰С. Мощность двигателей при температуре охлаждающего воздуха выше номинальной должна быть уменьшена, а при температуре охлаждающего воздуха ниже номинальной может быть повышена согласно указаниям завода-изготовителя. Например, для двигателей АТД допустимая мощность изменяется в следующих пределах:

 

Температура входящего

воздуха, ⁰С....…………..     50         45      40      35       25       20        15 и ниже.

Мощность двигателя АТД,

% номинальной..………..    87,5   95      100     102     105     107,5     107,5.

 

Минимальная температура входящего воздуха не нормируется.

При изменении частоты в пределах ±5 % двигатель может быть нагружен до номинальной мощности. Ток статора нагруженного двигателя при снижении частоты вначале из-за уменьшения нагрузки на валу снижается. Затем, достигнув минимального значения, начинает резко возрастать, так как увеличение тока намагничивания при дальнейшем снижении частоты оказывается сильнее влияния от снижения нагрузки. Потребление двигателем реактивной мощности при снижении частоты возрастает примерно так же, как от повышения напряжения.

Допустимые температуры подшипников. Вкладыши подшипников скольжения не должны нагреваться выше 80 ⁰С, а разность между температурами вкладыша и окружающего воздуха не должна быть выше 45 ⁰С. Температура масла в подшипнике без маслоохладителя ниже температуры вкладыша на 5 — 10 ⁰С, поэтому масло в таких подшипниках не должно нагреваться выше 70 — 75 ⁰С. Для подшипников с принудительной смазкой температура масла на сливе из подшипников не должна быть выше 65⁰С. Температура подводимого масла при длительной работе не должна быть выше 40 — 45 и ниже 25 ⁰С.

Согласно ГОСТ 183-80 для подшипников качения предельно допустимая температура равна 100 ⁰С. Но в большинстве случаев фактическая температура подшипников качения значительно ниже этого значения. Если температура подшипника заметно повысилась в сравнении с длительно наблюдавшейся температурой, а температуры двигателя и наружного воздуха остались на прежнем уровне, то это указывает на появление какого-то дефекта в подшипнике. Двигатель при первой возможности следует остановить для ревизии.

Вибрация двигателя, измеренная на каждом подшипнике, не должна превышать следующих значений:

Синхронная частота вращения,

об/мин. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .           3000       1500     1000        75      и ниже.

Допустимая амплитуда вибрации,

мкм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .    50  100        130      160

 

Повышенная вибрация ослабляет крепления обмоток и увеличивает износ подшипников и других частей. При сильной вибрации могут произойти задевание ротора за статор, поломка вала ротора, нарушение контакта в обмотках.

Холодный двигатель с короткозамкнутым ротором допускается пускать 2 — 3 раза подряд, а горячий — не более 1 раза. При большем числе пусков подряд обмотки двигателя недопустимо перегреваются от пускового тока, что резко сокращает их срок службы.

 

1.4 Надзор и уход за двигателями 

 

Надзор за нагрузкой двигателей, температурой подшипников и охлаждающего воздуха, поддержание уровня масла в подшипниках, а также пуск и остановка двигателей осуществляются персоналом, обслуживающим механизмы. Персонал электроцеха обязан периодически осматривать двигатели и контролировать режим работы их по всем показателям, а также производить их ремонт и испытания. Регулярно должно измеряться сопротивление изоляции двигателей. В эксплуатации эта величина не нормируется. Однако при уменьшении сопротивления изоляции обмотки двигателя из-за увлажнения ниже 1 МОм на 1 кВ (при отнесении ее к 75 ⁰С) вероятность повреждения обмотки из-за пробоя изоляции резко возрастает, поэтому двигатели с такой изоляцией до включения в работу должны подвергаться подсушке.

Надзор и уход за подшипниками двигателей состоит в контроле за их температурой и отсутствием ненормального шума. В подшипниках скольжения, кроме того, следят за уровнем и чистотой масла и нормальным вращением смазочных колец. При низком уровне масла производят доливку его. Нормально доливать масло в подшипники приходится 1 раз в месяц и реже. Более частая доливка требуется только при наличии утечки масла из подшипников. Любая утечка масла — это серьезный дефект. Особенно

опасна утечка внутрь двигателя. Попадая на обмотку, масло разрушает изоляцию, резко снижает ее электрическую прочность, что может привести к КЗ в обмотке.

Смена масла в подшипниках скольжения и смазки в подшипниках качения производится, как правило, 1 раз в год.

Надзор и. уход за охлаждением двигателей. В двигателях, забирающих воздух для охлаждения непосредственно из помещения, необходимо следить за тем, чтобы решетки на всасывающих проемах в торцевых крышках не были забиты пылью, грязью. Эти решетки, как и весь двигатель, должны очищаться от пыли и грязи систематически.

На отключенных двигателях типа ДАЗО, установленных вне помещения, в холодное время и в сырую погоду должны включаться электронагреватели, вмонтированные в корпусе двигателя. На работающем двигателе должны работать оба вентилятора, обеспечивающих проток воздуха по трубкам воздухоохладителя. При остановке обоих вентиляторов двигатель ДАЗО может перегреться и выйти из строя. Поэтому ревизия подшипников двигателей вентиляторов должна производиться в такие сроки, чтобы между ремонтами было исключено их повреждение (желательно осенью и весной). Должна быть исправной сигнализация об остановке вентиляторов. На некоторых станциях для повышения надежности двигателей ДАЗО их воздухоохладители со стороны выхода наружного воздуха подсоединены к всасывающим коробам дымососов и дутьевых вентиляторов, а вентиляторы двигателей ДАЗО демонтированы.

Мощные двигатели работают по замкнутой системе охлаждения и имеют водяные воздухоохладители. Для предотвращения конденсации влаги на стенках воздухоохладителя температура входящей в него воды не должна быть ниже 5 — 10⁰С. Разность между температурами входящего воздуха и входящей воды обычно не превышает 7 — 10⁰С. Увеличение этой разницы, как и нагрев воды в газоохладителе более длительно наблюдаемого значения (2 — 8⁰С), указывает на малый проток воды через газоохладитель из-за его засорения, скопления воздуха в трубках или по другим причинам. Вода в воздухоохладители должна подаваться только через фильтры. Для очистки воздухоохладителей без их разборки от мелкой щепы, палок, листьев и другого мусора и частично от слизи целесообразно на двигателях выполнить схемы промывки обратным ходом воды, как и на генераторах.

На двигателях с расположением воздухоохладителей в верхней части корпуса при появлении течи в охладителе вода может попасть на обмотку. При появлении течи в воздухоохладителях двигатель должен быть отключен по возможности в наиболее короткий срок.

Тушение загорания обмоток в двигателях наиболее эффективно производить водой. Загорание мелких двигателей можно тушить и углекислотными огнетушителями. Применение углекислотных огнетушителей для тушения загорания крупных электродвигателей чаще всего результата не дает.

 

1.5 Неисправности двигателей и их причины.

 

При включении электродвигатель не вращается, гудит или вращается, но очень медленно. Может быть несколько причин.

Обрыв в цепи статора. Во избежание сгорания двигателя необходимо отключить его выключатель, пускатель или контактор.

Обрыв или слабый контакт в цепи фазного ротора. Двигатель при этом повреждении может вращаться, но с иной частотой. Ток статора колеблется с частотой скольжения. При нарушении контакта в обмотке ротора из двигателя могут появиться искры и дым.

Механическое заедание в двигателе или механизме. Для проверки отсутствия заедания необходимо провернуть агрегат за муфту.

Недопустимая несимметрия зазора между ротором и статором. При этом двигатель проворачивается за муфту без заедания. Сопротивление изоляции обмотки в норме. Причина неисправности устанавливается путем измерения зазора при снятых торцевых крышках.

Недостаточное превышение пускового момента двигателя над начальным моментом механизма. При повышенном напряжении двигатель разворачивается нормально. Необходимо заменить двигатель на другой с более высоким пусковым моментом или с большей мощностью.

Витковое замыкание в обмотке статора. Как правило, в крупных двигателях и тем более высоковольтных витковое замыкание при первом же включении сопровождается появлением замыкания на корпус и коротким замыканием между фазами.

Неправильная схема соединения обмотки статора в звезду вместо треугольника.

При работе двигателя обнаружен повышенный нагрев подшипника скольжения. Может быть несколько причин. Низкий уровень масла, медленное вращение смазочного кольца, загрязнение масла. Появление осевых усилий на вкладыш, вызванных износом деталей полумуфт (пальцев, зубьев, шестерен и т. п.). Плохая шабровка вкладыша или нарушение ее в результате частичного подплавления баббита.

При работе двигателя обнаружен повышенный нагрев подшипника качения. Может быть несколько причин. Отсутствие смазки в результате ее вытекания или высыхания из-за несвоевременной замены. Излишки смазки. Обычно этот дефект наблюдается после ремонта. Необходимо уменьшить количество смазки, чтобы она занимала не более 2/3 объема свободного пространства. Появление дефектов в подшипнике: раковин, трещин, срабатывание, разрушение сепаратора и задевание его за обоймы подшипника. Появление раковин, трещин, выработок в рабочих поверхностях обоймы, на шариках или роликах подшипников сопровождается появлением ненормального шума при вращении подшипника. Двигатель при первой возможности должен быть остановлен в ремонт. Срабатывание сепаратора обнаруживается по наличию следов металла (блесков) в смазке, а также по заметному проседанию сепаратора вниз с касанием обойм. При работе двигателя обнаружен повышенный нагрев его корпуса. Возможно несколько причин: перегрузка двигателя по току, засорение водяных охладителей, забивание грязью и пылью защитных сеток в торцевых щитах со стороны подвода холодного воздуха, забивание грязью и пылью вентиляционных каналов в стали статора и ротора. В последнем случае двигатель следует продуть сжатым воздухом. Если нагрев не снизится, его следует вывести в ремонт с выемкой ротора. Нарушение изоляции между листами стали статора. При работе двигателя из него появились искры и дым. Защита не работает. Наиболее вероятная причина — задевание ротора за статор. Необходимо аварийно отключить двигатель. Обрыв цепи статора при работе двигателя. Двигатель будет продолжать работать без заметного увеличения скольжения, если кратность его максимального момента больше двух. При номинальной нагрузке на валу ток в одной фазе станет равным нулю, а в двух других увеличится. Во избежание перегрева и перегорания обмотки статора двигатель следует немедленно отключить от сети. Сильная вибрация электродвигателя. При появлении вибрации, превышающей норму, двигатель должен быть выведен в ремонт при первой возможности, а при сильной и возрастающей вибрации должен быть остановлен аварийно.

 

1.6 Ремонт двигателей.

 

Рисунок 1.4 - Съемник для снятия полумуфт       Рисунок 1.5 - Выемка ротора при помощи скобы     Рисунок 1.6 - Повреждение изоляции обмотки статора из-за неплотной прессовки стали: 1 – статор; 2 – ротор; 3 – обломившийся лист зубца; 4 – медь обмотки

Для проверки состояния двигателя, устранения неисправностей и повышения надежности периодически производят капитальные и текущие ремонты двигателей. В объем капитального ремонта входят полная разборка с выемкой ротора, чистка, осмотр и проверка статора и ротора, устранение выявленных дефектов (например, перебандажировка схемной части обмотки статора, переклиновка ослабевших клиньев, покраска лобовых частей обмотки и расточки статора), промывка и проверка подшипников

скольжения, замена подшипников качения, проведение профилактических испытаний. В объем текущего ремонта входят замена масла и измерение зазоров в подшипниках скольжения, замена или добавление смазки и осмотр сепараторов в подшипниках качения, чистка и обдувка статора и ротора при снятой задней крышке, осмотр обмоток в доступных местах. Периодичность капитальных и текущих ремонтов электродвигателей устанавливается по местным условиям. Она должна быть не только обоснована для каждой группы двигателей по температуре и загрязненности окружающего воздуха, но и учитывать требования заводов-изготовителей, выявившуюся недостаточную надежность отдельных узлов. Капитальный ремонт электродвигателей, работающих нормально, без замечаний, по-видимому, целесообразно проводить во время капитальных ремонтов основных агрегатов (котлов, турбин), на которых электродвигатели установлены, т. е. 1 раз в 3 — 5 лет, но не реже. При этом будут обеспечены одинаковые уровни надежности электродвигателей и основного агрегата. Текущий ремонт электродвигателей обычно проводят 1 — 2 раза в год. В целях сокращения трудозатрат на работы по центровке и подготовке рабочего места ремонт электродвигателя целесообразно совмещать с ремонтом механизма, на котором он установлен.

Для разборки двигатель стропится на крюк подъемного устройства за рымы и перемещается на свободное место или разворачивается на фундаменте.

Снятие и установка полумуфты. Для надежной работы полумуфты в большинстве случаев устанавливаются с напряженной посадкой. Для этого диаметр отверстия в полумуфте должен быть точно равен номинальному диаметру выступающего конца вала или превышать его не более чем на 0,03 — 0,04 мм. Снятие полумуфт удобней всего производить съемником, показанным на рисунке 1.4. Установка полумуфты на вал крупных двигателей, как правило, производится с подогревом ее до 250 ⁰С, когда пруток из олова начинает плавиться.

После снятия полумуфты замеряются зазоры в подшипниках, нормы на которые приведены в табллице 1.2, и зазоры между ротором и статором.

 

Таблица 1.2 -Допустимые зазоры в подшипниках скольжения

 

Номинальный диаметр вала, мм	Зазор, мм, при частоте вращения, об/мин
	750 и ниже	1000 – 1500	3000
81-120 121-180 181-260	0,080-0,060 0,100-0,195 0,120-0,225	0,120-0,235 0,150-0,285 0,180-0,330	0,235-0,460 0,260-0,530 0,300-0,600

 

Отклонение от среднего значения зазора не должно превышать ±10 %.

При наличии над двигателем крана или монорельса выемку и ввод ротора в статор удобней всего производить при помощи скобы (рисунок 1.5). Скоба

1 ступицей 2 надевается на конец вала ротора и стропится на крюк подъемного устройства. Затем ротор выводят из статора и укладывают в удобном для ремонта месте.

Осмотр статора. При осмотре активной стали статора следует убедиться в плотности прессовки ее, как это указано для генераторов, и проверить прочность крепления распорок в каналах. При слабой прессовке возникает вибрация листов, которая приводит к разрушению межлистовой изоляции стали и затем к местному нагреву ее и обмотки. Вибрирующими листами стали зубцов истирается изоляция обмотки статора. Наконец, листы зубцов от длительной вибрации могут отломиться у основания и при выпадании задеть за ротор, врезаться в пазовую изоляцию обмотки статора до меди (рисунок 1.6). Уплотнение листов стали производится закладкой листочков слюды с лаком или забивкой гетинаксовых клиньев.

При осмотре ротора проверяется состояние вентиляторов и их крепления. Проверяется также плотность посадки стержней обмотки в пазах, отсутствие трещин, обрыва стержней, следов нагрева и нарушения пайки в местах выхода их из короткозамыкающих колец.

При осмотре подшипников скольжения обращают внимание на то, как работал вкладыш, а также на отсутствие торцевой выработки, трещин, отставания, подплавления или натаскивания баббита.

В правильно пришабренном вкладыше зона касания вала поверхности вкладыша (рабочая зона) располагается по всей его нижней поверхности примерно на 1/6 части окружности (рисунок 1.7). Карман для масла должен переходить на рабочую зону вкладыша плавно, без излома. При этом создаются хорошие условия для затягивания масла под шейку вала.

 

 

 

	Рисунок 1.7 - Шабровка вкладыша: а – правильная шабровка; б – неправильная шабровка; 1 – поверхность касания; 2 - карманы

 

 

 

 

При осмотре подшипников качения после их промывки бензином проверяются легкость и плавность вращения, отсутствие заеданий, притормаживания и ненормального шума, нет ли обрыва заклепок, трещин в сепараторе, не имеет ли он чрезмерного люфта, не касается ли колец, нет ли недопустимого радиального или осевого люфта наружного кольца.

При обнаружении дефектов в деталях подшипника, в том числе малейших раковин, точечных подплавлений от электросварки, этот подшипник должен быть заменен. Подшипники, работающие в особо тяжелых условиях, например в крупных двигателях на 3000 об/мин, следует заменить независимо от их состояния по истечении 5000—8000 ч работы.

В подшипниках качения двигателей применяются мазеподобные (консистентные) смазки, представляющие собой смесь минерального масла (80—90%) и мыла, играющего роль загустителя. Наиболее подходящими смазками для подшипников качения двигателей являются высококачественные смазки ЛИТОЛ-24, ЦИАТИМ-201 и др., обеспечивающие нормальную работу как при низких (до — 40 ⁰С), так и при высоких (до +120 ⁰С) температурах.

Для электродвигателей, установленных в помещении, наряду с указанными смазками широко применяется универсальная тугоплавкая водостойкая смазка марки УТВ (1 — 13).

Сравнительно частой причиной преждевременного выхода из строя подшипников качения является их неправильная посадка на вал: с чрезмерно большим натягом, со слабиной или перекосом.

В двигателях на 1500 об/мин и ниже чаще всего применяется напряженная посадка подшипников на вал и плотная в торцевой крышке. В двигателях на 3000 об/мин и частично при более низкой частоте вращения применяются посадки с меньшим натягом: плотная на валу и скольжения — в торцевой крышке.

Сушка двигателя. Двигатели, имеющие пониженное сопротивление изоляции, подвергаются сушке.

В условиях эксплуатации чаще всего сушка осуществляется внешним нагреванием путем подачи горячего воздуха в двигатель через имеющиеся в нем проемы или люки от воздуходувки или потерями в меди обмотки статора и ротора путем включения обмотки статора на пониженное напряжение. Еще лучшие результаты получаются при одновременном применении обоих способов.

Двигатели 6 кВ при сушке включаются на напряжение 380 — 500 В, двигатели 3 кВ — на 220 В, а двигатели 380 В— на 36 В.

Температура обмотки во время сушки не должна превышать 90 ⁰С, если она определяется измерением сопротивления, и 70 ⁰С при измерении термометром.

Контроль сушки ведется по изменению сопротивления изоляции. Сушка считается законченной, когда сопротивление изоляции после понижения до минимального значения и последующего подъема в течение нескольких часов остается неизменным.

 

           

 

         2 Ремонт электрооборудования распределительных устройств

         2.1 Периодичность ремонта и увеличение межремонтного периода.

         Капитальный ремонт оборудования проводится в следующие сроки:

         - масляные выключатели — 1 раз в 6 — 8 лет при условии контроля характеристик выключателя с приводом в межремонтный период;

         - воздушные выключатели — 1 раз в 4 — 6 лет;  

         - разъединители и выключатели нагрузки — 1 раз в 4— 8 лет (в зависимости от конструктивных особенностей); шинные разъединители внутренней установки — по мере необходимости, так как это связано с выводом в ремонт всей системы сборных шин;

          - отделители и короткозамыкатели с открытым ножом и их приводы — 1 раз в 2 — 3 года.

         Капитальный ремонт остальных аппаратов РУ (трансформаторов тока и напряжения, конденсаторов связи и т. д.) проводится по мере необходимости в зависимости от результатов испытаний и осмотров.

         Периодичность капитального ремонта оборудования РУ допускается изменять (уменьшать или увеличивать межремонтный период), исходя из опыта эксплуатации, значений отключаемых аппаратами токов КЗ, результатов измерений характеристик и испытаний, проводимых в межремонтный период.

         Текущий ремонт оборудования распределительных устройств проводится по мере необходимости в сроки, устанавливаемые главными инженерами предприятий. Объем текущего ремонта, как правило, ограничивается внешним осмотром, чисткой, смазкой трущихся частей и измерением сопротивления постоянному току контактов, в п. 10.3 приведен примерный объем работ, выполняемых при текущем ремонте воздушных выключателей.

         Внеплановый ремонт оборудования проводится после использования им коммутационного или механического ресурса. Коммутационный ресурс выключателей зависит от числа отключений КЗ и значений отключаемых при этом токов. Так, например, номинальный ток отключения допускается отключать выключателями серий МКП, У и воздушными выключателями не более 10 раз. При меньших значениях токов КЗ допускается большее число отключений. Для учета числа и значений отключаемых токов КЗ на выключателях устанавливаются автоматические счетчики (например, счетчики коротких замыканий СКЗ-6). Для увеличения межремонтного периода масляных выключателей указанное выше измерение характеристик заключается в проверке состояния контактов выключателя путем измерения значения вжима, характеризующего контактное давление; измерении переходного сопротивления системы и собственного времени отключения и включения выключателя и построении кривых скорости движения траверсы с контактами.

         Проверка вжима контактов проводится без вскрытия масляных выключателей. У простейших контактных систем (одна пара контактов) вжим определяется по расстоянию между двумя рисками, нанесенными на тяге или какой-либо движущейся части выключателя в момент касания его контактов (при медленном ручном включении) и при предельном ходе подвижной части. Момент касания контактов может быть зафиксирован, например, по загоранию лампы, включенной в сеть через полюс выключателя. У систем с многократным разрывом цепи (выключатель МКП-110 и др.) измерить вжим каждого контакта без вскрытия бака нельзя. Однако можно измерить минимальный вжим контактной пары, замыкающейся в последнюю очередь. При этом вжим остальных контактных пар будет больше измеренного.

Рисунок 2.1 - Схема измерения минимального вжима контактов выключателя МКП-110

1-1-внешние контакты; 2-2-дугогасящие контакты; 3-крышка бака; 4-рейка; А,Б,В- отметки на рейке; 5-омметр.

 

На рисунке 2.1. показана принципиальная схема одного из методов измерения минимального вжима контактов выключателя МКП-110. Измерения производятся при помощи рейки, временно прикрепляемой через отверстие в крышке бака к наконечнику изолирующей тяги, несущей траверсу (после измерения рейка снимается). При медленном перемещении с помощью домкрата (временно устанавливаемого в приводе выключателя) траверсы на рейке наносится риска А, соответствующая замыканию внешних контактов 1 — 1, о чем можно судить, например, по омметру, показание которого должно быть равно сопротивлению 2R_ш. Риска Б наносится в момент начального замыкания контактов 2 — 2 (показание омметра близко к нулю). Риска В наносится в момент срабатывания защелки при полном включении выключателя. Таким образом, расстояние между рисками А и Б показывает вжим контактов 1 — 1, а Б — В — минимальный вжим контактов 2 — 3.

     Переходное сопротивление контактов измеряется микрометром при включенном выключателе. Если при изменении его значение окажется выше нормы, то причиной этого может быть образование на контактных поверхностях пленок окиси. В этом случае производится разрушение пленок током 600 — 800 А от сварочного или нагрузочного трансформатора, после чего измерение повторяется. При нормальном давлении пленки на контактах не представляют опасности, но мешают измерению переходного сопротивления.

      

 

 

2.2 Ремонт масляных выключателей.

     Капитальный ремонт масляных выключателей проводится в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и эксплуатационными инструкциями по ремонту выключателей. Весь объем ремонтных работ выполняется, как правило, на месте установки выключателя. Лишь отдельные виды работ (ремонт вводов, встроенных трансформаторов тока и др.) выполняются в мастерских.

Для ознакомления с технологией капитального ремонта рассмотрим основные виды работ, выполняемых при капитальном ремонте бакового масляного выключателя У-220. Выключатель этой серии состоит из трех отдельных полюсов (рисунок 2.2). Несущей конструкцией полюса служит бак 4, на крышке которого установлены: маслонаполненные вводы 1, коробка приводного механизма 10 с пружинным и масляным буфером для поглощения энергии движущихся частей при включении и отключении выключателя, газоотвод и предохранительный клапан для защиты бака от чрезмерного повышения давления при отключении выключателем мощных КЗ, встроенные трансформаторы тока 9. В самой нижней точке днища бака имеется

 

 

Рисунок 2.2 - Полюс выключателя У-220:

1 - маслонаполненный ввод; 2- льдоулавливающее устройство; 3- устройство для электроподогрева масла; 4- бак; 5- траверса с подвижными контактами; 6- дугогасительное устройство (камера) с шунтирующим резистором; 7- направляющее устройство; 8- изоляция бака; 9- трансформатор тока; 10- коробка приводного механизма

 

маслосливная труба с краном, под днищем — устройства для подогрева масла 8, включаемые при низких температурах окружающего воздуха. Внутренняя поверхность бака покрыта тремя изоляционными слоями древесноволокнистого пластика, защищенного в свою очередь от обгорания фибровыми листами. В нижней части бака расположен овальный люк для влезания в бак при ремонте. Каждый полюс выключателя имеет свой привод. Дугогасительные устройства 6 представляют собой камеры многократного разрыва с шунтирующими резисторами. Контакты камер имеют металлокерамические покрытия.

         Капитальный ремонт начинают с подготовки выключателя к разборке. Для этого выключатель осматривают снаружи, проводят несколько операций включения и отключения. Затем испытывают вводы: измеряют сопротивление изоляции, а также тангенс угла диэлектрических потерь; испытывают масло из вводов. Измеряют сопротивление изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока. После проведения испытаний и измерений из    выключателя сливают масло и сразу же приступают к очистке масла.

       Разборку выключателя выполняют в следующем объеме. Ремонтный персонал вскрывает крышки люков, влезает внутрь бака и демонтирует шунтирующие резисторы и дугогасительные камеры. Затем в зависимости от результатов проведенных испытаний с выключателя снимают все или часть вводов и трансформаторов тока, которые отправляют в мастерскую для ремонта. Снятые дугогасительные камеры разбирают полностью, и все детали их тщательно осматривают. При осмотре и ремонте отдельных деталей и узлов руководствуются техническими требованиями на их дефектацию и ремонт. Приведем примеры такой дефектации. Бакелитовые цилиндры дугогасительных камер могут иметь царапины, задиры, обугленные поверхности. Эти дефекты устраняются ремонтом. Отремонтированные цилиндры не должны иметь трещин и расслоений, а также срывов ниток резьбы более чем на один виток. Эти дефекты невозможно устранить ремонтом, поэтому при их наличии цилиндры заменяют новыми.

         Нижний контакт дугогасительной камеры может иметь вмятины, раковины, наплывы металла, выгорания. Эти дефекты устраняются опиливанием, зачисткой, обработкой на токарном станке. Требование дефектации тут сводится к тому, чтобы углубления на контакте оставались не более 0,5 мм. Если углубление на контакте окажется больше допустимого, контакт заменяют новым.

 

Рисунок 2.3 - Схема запирающего механизма выключателя и проверка его шаблоном:

1- ведущий вал; 2- рычаг “мертвого” положения; 3- ось; 4- тяга; 5-прямило; 6- шаблон

 

Когда все детали дугогасительных камер будут отремонтированы и пройдут дефектацию, приступают к сборке камер. Сборку контролируют при помощи шаблонов с точностью до 0,5 мм. После сборки измеряют сопротивление постоянному току токоведущего контура каждой камеры, которое должно быть не более 190 мкОм.

Одновременно с ремонтом дугогасительных камер вскрывают коробки приводных механизмов полюсов выключателя и проверяют состояние всех рычагов и буферных устройств, правильность работы указателей положения полюсов. Разбирают и чистят маслоуказатели. Ремонтируют приводы. При этом все механизмы приводов тщательно осматривают, проверяют отсутствие люфтов в шарнирных соединениях, удаляют грязь, ржавчину, старую смазку и наносят новую смазку. Для смазки трущихся частей приводных механизмов употребляется незамерзающая смазка марки ЦИАТИМ-221 или ГОИ-54П.

       Общая сборка выключателя проводится в последовательности, обратной той, которая была при его разборке. После установки дугогасительных камер на место приступают к регулировке выключателя и его привода.

         Прежде всего проверяют и регулируют установку камер с таким расчетом, чтобы центры нижних контактов камер находились против центров контактов траверсы. Проверяют полный ход штанг камер, который должен быть 1012 мм. Затем включают выключатель и с помощью специального шаблона, поставляемого заводом, проверяют положение звеньев запирающего механизма. Дело в том, что оси плоских рычагов запирающего механизма (рисунок 2.4) не должны находиться на одной прямой — это “мертвое” положение, при котором перемещение рычагов становится невозможным. Оси рычагов должны занимать то положение, которое было установлено на заводе, т. е. при наложении шаблона 6 ось 3 должна находиться на расстоянии не более 2 мм от выступа шаблона. Только при этом условии возможны надежное запирание привода во включенном положении и четкое действие при отключении выключателя.

Рисунок 2.4 - Схема для проверки “одновременности” замыкания контактов и измерения времени отключения и включения выключателя:

КУ- ключ управления;

 КВ- камеры выключателя; П1 и П2- переключатели; Л1- лампы;

 

ЭС - электросекундомер; “Включение” – положение переключателя П2 при измерении времени включениия выключателя; “Отключение” тоже отключение выключателя.

         После этого устанавливают необходимый ход траверсы (800 мм) и с помощью ламп, включенных по схеме, приведенной на рисунке 2.3, проверяют “одновременность” замыкания контактов полюса. Для этого с помощью домкрата доводят траверсу до соприкосновения ее контактов с контактами камер. При этом, как правило, загорается одна из ламп. Это положение траверсы замечают риской карандашом на штанге и направляющем устройстве. При дальнейшем подъеме траверсы и замыкании всех контактов полюса загорится другая лампа. Это положение также замечают, также риской. Затем измеряют расстояние между рисками, которое должно быть не более 2 мм. По аналогичной схеме проверяют “одновременность” замыкания контакта каждой камеры. Разница в ходе контактов допускается до 1 мм.

         При регулировке выключателя в приводе проверяют зазоры между отдельными звеньями его механизма, проверяют работу вспомогательных контактов и действие механизма свободного расцепления привода при включенном положении выключателя и в момент замыкания его контактов. Проверяют состояние изоляции вторичных цепей вместе с электромагнитами включения и отключения. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.

Рисунок 2.5 - Виброграф:

1- стойка; 2 – корпус; 3- обмотка; 4- сердечник; 5- якорь; 6- стальная пружина; 7- пишущее устройство; 8- деревянная планка; 9- бумажная лента; 10- виброграмма.

 

По окончании регулировки проводят испытание выключателя вместе с приводом. При этом измеряют время включения и отключения выключателя при различных уровнях напряжения на зажимах электромагнитов. Схема измерений при помощи электросекундомера ЭС показана на рисунке 2.4. На время измерений шунтирующие резисторы должны быть отсоединены от дугогасительных камер. В момент подачи ключом КУ команды на включение выключателя включается и электросекундомер, который при касании контактов выключателя шунтируется ими и останавливается.

      Далее снимают характеристики скорости включения и отключения выключателя при различных уровнях напряжения на зажимах привода.. Характеристики снимают дважды: когда баки выключателя не залиты маслом и после заливки масла. В качестве отметчика времени используют виброграф (рисунке 2.5). К его обмотке подводят переменное напряжение 12 В промышленной частоты, благодаря чему колебания якоря с карандашом повторяются через 0,01 с. Колебания якоря записывают на бумажной ленте, прикрепляемой к тяге выключателя или к какой-нибудь другой движущейся части, имеющей достаточно большой ход и не обладающей заметным люфтом относительно траверсы.

 

Рисунок 2.6 - Начальные участки виброграммы включение полюса выключателя У-220-1000-25

 

 

Рисунок 2.7 -  Кривые скорости включения (а) и отключения (б) полюса выключателя У-220-1000-25 с приводом ШПЭ-44П:

А- типовая характеристика; Б- характеристика, снятая во время ремонта выключателя.

 

Виброграф включают одновременно с подачей импульса на включение или отключение выключателя. Полученную графическую запись движения, называемую виброграммой, расшифровывают. Для этого виброграмму разбивают на участки и на каждом из них подсчитывают среднюю скорость движения , м/с по формуле

                                                     

          где S — длина участка, м;

         t — время движения на участке, с, определяемое по числу периодов колебаний якоря вибрографа.

         Полученные таким образом значения средних скоростей относятся к определенным участкам движения контактов. На этих участках выбирают точки, расположенные посредине, и по ним строят зависимость скорости движения контактов выключателя от их пути.

         На рисунке 2.6 представлены начальные участки виброграммы включения полюса выключателя типа У-220-1000-25, а на рисунке 2.7 показаны зависимости скорости включения и отключения того же полюса выключателя. На рисунке 2.7, а точки 1 — 3 построены в соответствии с виброграммой рисунке 2.6. Построенные зависимости скорости сравнивают с типовыми. Отклонения полученных значений скорости от типовых допускаются не более 1-10 % .

         Во время ремонта, до заливки масла в выключатель, измеряют сопротивление его внутрибаковой изоляции. Измерение производят мегаомметром напряжением 2500 В с помощью электродов, прикладываемых к поверхности изоляционной конструкции. Значение сопротивления изоляции для выключателей 220 кВ должно быть не менее 3000 МОм. Если значение сопротивления изоляции окажется меньше указанного, изоляцию подвергают сушке.

         Для сдачи выключателя после капитального ремонта в эксплуатацию заполняют ведомость (акт) его технического состояния. В ведомости сравниваются результаты проведенных измерений и испытаний с паспортными данными.

 

         2.3 Ремонт воздушных выключателей.

         Капитальный ремонт. В объем капитального ремонта воздушного выключателя входят полная разборка и чистка важнейших его узлов, устранение обнаруженных повреждений и замена изношенных деталей. Ремонту подвергаются следующие узлы выключателя: резервуары сжатого воздуха, дугогасительные камеры, отделители (при их наличии), шунтирующие резисторы и делители напряжения, все клапаны, система вентиляции, шкафы и опорная изоляция.

Рисунок 2.8 - Полюс выключателя ВВБ-330Б:

1-2- шины; 3- шкаф управления полюса; 4- центральная колонна изоляторов; 5- опорные изоляторы; 6- экран; 7- патрубок; 8- конденсатор; 9- нижняя дугогасительная камера; 10- промежуточный изолятор; 11- верхняя дугогасительная камера; 12- ввод.

 

Рассмотрим основные виды работ, выполняемых при капитальном ремонте воздушного выключателя серии ВВБ-ЗЗОБ (рисунок 2.8). Технологическая схема ремонта представлена на рисунке 2.9. Для ремонта вокруг полюсов выключателя сооружаются инвентарные леса и при разборке пользуются грузоподъемными механизмами (автокран с телескопической стойкой и автогидроподъемник).

         Разборку выключателя производят полностью. Сначала отсоединяют от полюса шины 1, 2, затем демонтируют верхнюю дугогасительную камеру-11 вместе с промежуточным изолятором 10, далее демонтируют: нижнюю дугогасительную камеру, патрубок 7 с экраном 6, стеклопластиковую трубу и центральную колонну изоляторов 4, опорные изоляторы 5.

         Ремонт изоляции и воздухопроводов производят после их разборки. Все снятые фарфоровые детали тщательно осматривают и очищают от загрязнений и копоти. При сколах фарфора, осыпании глазури или образовании на ней едва различимых (волосяных) трещин изоляторы заменяют. Для очистки эпоксидных вводов и стеклопластиковых труб применяют спирт. Стеклопластиковые трубы заменяют при нарушении покрытий их поверхности и сопротивлении изоляции ниже 10000 МОм. Все воздухопроводы питания, вентиляции и местного управления отсоединяют, ремонтируют и продувают сухим воздухом.

 

Рисунок 2.9 - Технологическая схема ремонта выключателя ВВБ-330Б:

1- подготовка выключателя к ремонту; 2- ремонт полюса А; 2,1- разборка полюса; 2,2- ремонт изоляции и воздухопроводов; 2,3- ремонт дугогасительных камер; 2,4- ремонт шкафа управления полюса; 2,5- ремонт распределительного шкафа; 2,6- сборка полюса; 3- ремонт полюса В; 4- ремонт полюса С; 5- испытание выключателя; 6- сдача выключателя из ремонта в эксплуатацию.

 

         Ремонт дугогасительных камер (и траверс) проводят в закрытом помещении, чтобы избежать попадания на них пыли, песка, влаги. Камеры и траверсы полностью разбирают на составные части. При разборке пользуются специальными инструментами и приспособлениями, поставляемыми заводом. После разборки все детали камер и траверс осматривают, очищают от старой смазки, загрязнений, продуктов коррозии, нагара, промывают и протирают. Техническое состояние деталей проверяют внешним осмотром и в необходимых случаях измерениями. При этом выявляют детали, требующие ремонта и подлежащие замене. За- меняют детали с дефектами, устранение которых технически или экономически нецелесообразно или ремонт которых не гарантирует восстановления их первоначальных характеристик.

         Одновременно с ремонтом дугогасительных камер проводят ремонт вводов, шунтирующих резисторов и конденсаторов.

         Перед сборкой отдельных узлов все трущиеся поверхности деталей и резьбовых соединений смазывают тонким слоем смазки ЦИАТИМ-221 или ГОИ-54П. При сборке подвижные детали проверяют на легкость перемещения и отсутствие заеданий. В процессе сборки строго регулируют ход поршней дутьевых клапанов, имеющихся на каждой дугогасительной камере, а также промежуточных клапанов и клапанов управления; проверяют работу механизма траверсы переводом его во включенное и отключенное положения; измеряют ход штока механизма траверсы; регулируют соосность контактов; определяют глубину входа подвижных контактов в неподвижные; измеряют сопротивление токоведущих цепей камер. При сопряжении деталей гайки резьбовых соединений затягивают равномерно и до отказа.

         Ремонт шкафов управления и распределительного шкафа. Для ремонта из шкафов управления извлекают и разбирают клапаны управления, промежуточные клапаны, пусковые клапаны включения и отключения, привод СБК. Выявляют и устраняют дефекты, производят сборку. При этом регулируют ход поршней клапанов. В лаборатории проверяют электромагниты управления и манометры. Проверяют состояние и сопротивление изоляции вторичных цепей. Аналогичные операции проводят с оборудованием распределительного шкафа. Кроме того, подачей сжатого воздуха из рабочей магистрали проверяют отсутствие утечек воздуха из блока пневматических клапанов и редукторного клапана.

         Сборка каждого полюса выключателя выполняется в последовательности, обратной, которая была при разборке.

         Регулирование и испытание собранного выключателя состоят в проверке работы всех его элементов и снятии технических характеристик. Регулирование выполняют поэлементно. Задачей регулирования является получение характеристик, обеспечивающих четкую работу выключателя в заданном диапазоне давлений (1,6 — 2,1 МПа). Для этогo при различных давлениях воздуха в резервуаре выполняют несколько операций включения и отключения выключателя. При каждой операции отключения фиксируют и регулируют сброс (снижение) давления сжатого воздуха в камере. При номинальном давлении 2,0 МПа сброс давления не должен изменяться более чем на 0,24 — 0,28 МПа.

         По окончании регулирования приступают к снятию характеристик. Для этого процесс включения и отключения выключателя осциллографируют с записью на фотопленку или светочувствительную бумагу. На каждом полюсе выключателя снимают осциллограммы операций включения и отключения при начальных давлениях 2,1;2,0;1,6 МПа; операции «включения на КЗ» (В — О) при начальных давлениях 2,0 и 1,6 МПа; неуспешного АПВ (О — В — О) при давлении 2,0 МПа. Время срабатывания выключателя определяют по осциллограммам тока в обмотках электромагнитов управления.  

         На основании снятых осциллограмм определяют характеристики выключателя: время включения и отключения; время неодновременности размыкания контактов полюса при отключении выключателя и время неодновременности касания контактов полюса при включении; минимальное время от момента размыкания контактов полюса выключателя до момента их касания при АПВ; длительность командного импульса, подаваемого на электромагниты при отключении выключателя.

         Полученные характеристики сравнивают с паспортными данными. В случае выявления отклонений от норм соответствующие механизмы выключателя регулируют, налаживают, а затем снимают контрольные осциллограммы. Технические характеристики отремонтированного выключателя должны строго соответствовать техническим данным, приведенным в паспорте.

         В заключение исправность действия каждого полюса выключателя (в том числе действие блокировки, сигнализации и цепей управления) проверяют выполнением не менее пяти операций включения и отключения при различных значениях давления сжатого воздуха и напряжения на зажимах электромагнитов. Проверяется также действие полюсов выключателя в сложных циклах: В — О; О — В; О — В — О. Работа выключателя в трехфазном режиме проверяется путем его дистанционного опробования во всех перечисленных выше циклах, а также при отключении выключателя кнопкой местного пневматического управления.

         Включение выключателя после ремонта под напряжением разрешается лишь после проветривания внутренних полостей изолирующих конструкций путем усиленной вентиляции сухим воздухом в течение суток.

         При капитальном ремонте воздушного выключателя измеряют сопротивление изоляции воздухопроводов и подвижных частей; сопротивление изоляции вторичных цепей и обмоток включающего и отключающего электромагнитов; сопротивление токоведущей цепи каждого дугогасительного устройства; сопротивление изоляции, тангенс угла диэлектрических потерь и емкость конденсаторов дугогасительных устройств.

         Проводят испытание опорной изоляции и вводов повышенным напряжением 50 Гц; изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления напряжением 1000 В. Проверяют, при каком напряжении срабатывают электромагниты управления.

         Приемка выключателя из ремонта осуществляется персоналом эксплуатационной службы. Приемка из ремонта отдельных деталей и узлов производится в процессе сборки после завершения отдельных видов работ, а также в процессе регулировки и опробования под давлением. После приемки выключателя из ремонта составляется акт и оформляется

 необходимая техническая документация.

         Текущий ремонт воздушных выключателей проводится, как правило, не реже 1 раза в год. При текущем ремонте выполняют внешний осмотр дугогасительных устройств и отделителей, шунтирующих резисторов, опорной изоляции; осмотр клапанов (дутьевых, промежуточных, управления), выявляют и устраняют утечки сжатого воздуха; проверяют системы вентиляции, арматуру распределительного шкафа и шкафов управления; устраняют неполадки, замеченные в процессе эксплуатации.

         В начале текущего ремонта обычно измеряют электрическое сопротивление токоведущей цепи каждого полюса выключателя и результаты сравнивают с данными предыдущих измерений или с действующими нормами.

         При внешнем осмотре тщательно проверяют состояние поверхности всех изоляционных конструкций выключателя, а также достаточность затяжки гаек резьбовых креплений фарфоровых изоляторов, опорных колонн и растяжек. Затем вскрывают и осматривают системы клапанов.

          При этом обращают внимание на отсутствие деформаций тарелок клапанов и их поршней, качество закрепления резиновых уплотнений, отсутствие в полости клапанов посторонних предметов и загрязнений. Проверяют нажатие контактов СБК. В электромагнитах управления проверяют прочность крепления бойков, ход якоря и отсутствие заеданий. Обращают внимание на четкость переключения вспомогательных контактов электромагнита при нажатии на его шток.

         Текущий ремонт заканчивают чисткой наружных поверхностей изоляторов и указателей вентиляции, опробованием работы выключателя в разных режимах. Опробование работы выключателя обычно производят без снятия осциллограмм, если при ремонте не производилась разборка или замена дугогасительных камер и отделителей. Все операции дистанционного опробования выключателя в циклах В — О, О — В, О — В — О производят с обязательной проверкой сброса давления на каждом полюсе. Для каждого полюса определяют давление “залипания”, “отлипания” и “самовключения” контактов отделителя. Кроме того, проверяют отключение выключателя кнопкой местного пневматического управления.

         2.4 Ремонт разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

         При капитальном ремонте разъединителей, отделителей и короткозамыкателей их полностью разбирают, очищают от загрязнений, осматривают и производят ремонт опорных изоляторов, главных и заземляющих ножей, приводов, передающих движение механизмов и подшипников, сигнальных и блокировочных устройств.

         При ремонте отделителей и короткозамыкателей особое внимание уделяют дефектации и ремонту отключающих (у отделителей) и включающих (у короткозамыкателей) рабочих пружин. В случае их замены проверяют, чтобы развиваемое ими усилие соответствовало характеристикам свойств пружин, установленных на заводе.

         Тщательно проверяют работу приводов отделителей и короткозамыкателей (зубчатых передач, механизмов свободного расцепления, механизмов защелок приводов).

         После ремонта и замены дефектных деталей смазывают подшипники и шарнирные соединения аппаратов, производят их общую сборку и окраску. Контакты смазывают тонким слоем незамерзающей смазки. Контакты с серебряным покрытием смазки не требуют. Следует отметить, что серебрение контактов не только защищает их от коррозии, но и уменьшает переходное сопротивление, а также позволяет снизить вытягивающее усилие ножа на неподвижный контакт.

         Полностью собранные аппараты проходят регулировку и испытания. При этом проверяют и регулируют отклонения ножей от осей полюсов, а также зазоры между концами контактных ножей у разъединителей и отделителей, между ножом и упором у короткозамыкателей.

 

 

Рисунок 2.10 - Схема измерения времени включения короткозамыкателя (а) и отключения отделителя (б):

1- контакты испытуемого аппарата; 2- электросекундомер; 3- обмотка электросекундомера; встроенные резисторы.

 

 У разъединителей и отделителей динамометром измеряют усилие вытягивания ножа при обезжиренных контактных поверхностях. Допустимое усилие вытягивания одного ножа из неподвижного контакта должно находиться в пределах 160 — 180 Н.

    Измеряют время включения короткозамыкателей и отключения отделителей по схемам, приведенным на рисунке 2.10. Измеренное время должно быть не более значений, указанных в паспорте аппарата (для отделителей ОД.-110М 0,5 с, для короткозамыкателей КЗ-110М 0,35 с).

 

         Таблица 2.1 - Допустимое сопротивление постоянному току контактных систем.

 

РАЗЪЕДИНИ - ТЕЛЬ	Номинальное напряжение кВ	Номиналь- ный ток А	Допустимое сопротивление контактов           мкОм
РОНЗ РЛН ОСТАЛЬНЫЕ	500 35-200 6-500	2000 600 600 1000 2000	200 220 175 200 50

 

         У разъединителей и отделителей измеряют сопротивление контактов постоянному току. Оно должно соответствовать значениям, приведенным в таблице 2.1.

         Измерение сопротивления изоляции поводков тяг, выполненных из органических материалов, производят мегаомметром на 2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не ниже 300 МОм при номинальном напряжении 8 — 10 кВ и 1000 МОм при напряжении 15 — 20 кВ.

         Изоляцию многоэлементных штыревых изоляторов измеряют мегаомметром на 2500 В. Сопротивление изоляции каждого элемента изолятора должно быть не менее 300 МОм.

         Проверку работы приводов разъединителей, отделителей и короткозамыкателей проводят пятикратным включением и отключением ручного привода и проведением не менее 10 операций от устройств PЗA.

 

          3 Эксплуатация вторичных устройств

         3.1 Щиты управления и вторичные устройства

          Для управления и контроля, за, работой оборудования на станциях и подстанциях сооружаются щиты управления: главные и местные (блочные, агрегатные, цеховые).

         На щитах управления сосредотачиваются аппараты дистанционного управления с выключателями и разъединителями, аппараты регулирования режима работы генераторов и синхронных компенсаторов, контрольно-измерительные и сигнальные приборы, устройства аварийной сигнализации, средства связи. На главных щитах управления (ГЩУ) станций располагают также приборы, контролирующие основные параметры тепловой части станции (давление, температуру, расход острого пара). Обычно ГЩУ являются основным рабочим местом начальника смены станции и начальника смены электроцеха.

         На тепловых станциях блочного типа, помимо ГЩУ, в непосредственной близости от турбогенераторов сооружаются блочные щиты управления (БЩУ), где размещают технические средства контроля и управления одним или двумя агрегатами.

         На ГЭС управление электрооборудованием производится с ГЩУ или с агрегатных щитов, находящихся в машинном зале.

В помещениях щитов управления электростанций и подстанций или рядом с ними в отдельных помещениях размещают панели устройств релейной защиты и автоматики, регистрирующие приборы, осциллографы и пр. Все аппараты управления, сигнализации и регулирования, электроизмерительные приборы, реле защиты и автоматики относят к вторичным устройствам. Контрольно-измерительную информацию о режимах работы первичных цепей вторичные устройства получают от измерительных трансформаторов тока и напряжения, вторичные обмотки которых соединяются с вторичными устройствами, контрольными кабелями. Таким образом, контрольные кабели относят к вторичным цепям.

         Источники оперативного тока и их вторичные цепи, с помощью которых дистанционные и автоматические устройства воздействуют на приводы коммутационных аппаратов, сигнальные устройства и различные органы регулирования, также относят к вторичным устройствам.

Панели щитов управления и релейных щитов снабжаются надписями, указывающими назначение вторичного устройства и его диспетчерское наименование. Установленные на панелях аппараты маркируются в соответствии с исполнительными схемами. На сигнальных реле, испытательных блоках, отключающих и переключающих устройствах для удобства обслуживания их оперативным персоналом также наносятся соответствующие надписи.

         При обслуживании вторичных устройств придерживаются следующих правил. Все вновь смонтированные вторичные устройства перед включением в работу налаживают и испытывают повышенным напряжением. Изоляция относительно земли электрически связанных вторичных цепей должна выдерживать напряжение 1000 В переменного тока в течение 1 мин. В последующие периоды эксплуатации испытания повторяются.

         Вторичные устройства, аппараты и соединяющие их цепи подвергают систематическому профилактическому контролю и восстановлению. Находящиеся в эксплуатации приборы, реле защиты и автоматики должны быть закрыты и опломбированы. Вскрывать их разрешается только работникам местной службы релейной защиты, автоматики и измерений (МСРЗАИ), кроме реле, характеристики которых оперативный персонал изменяет в зависимости от режима работы оборудования и схемы первичных соединений. Персонал МСРЗАИ наряду с дежурным персоналом регулярно осматривает панели, пульты, вторичные устройства и их цепи. При этом аппаратура и панели очищаются от пыли и загрязнений.

         3.2 Обслуживание устройств релейной защиты, электроавтоматики и измерительных приборов

         Исправность и готовность к действию всех эксплуатируемых на станциях и подстанциях устройств релейной защиты, электроавтоматики, измерительных приборов и вторичных цепей поддерживается путем периодического обслуживания. Обслуживание включает в себя: профилактический контроль, профилактическое восстановление, опробование, внеочередные и послеаварийные проверки.

         Профилактическим контролем проверяется работоспособность вторичных устройств. При этом выявляются и устраняются возникающие в процессе эксплуатации внезапные отказы в работе этих устройств.

          Профилактическим восстановлением устраняются естественные износы и старения отдельных элементов вторичных устройств, которые могут постепенно привести к возникновению отказов.

         Опробованием проверяется работоспособность наименее надежных элементов вторичных устройств (реле времени, электромагнитов, приводов коммутационных аппаратов и др.). Внеочередные проверки проводятся при изменениях схем и реконструкции вторичных устройств.

         Послеаварийные проверки назначаются в случаях отказа или неправильной работы вторичных устройств, при нарушениях нормальных режимов работы первичных цепей.

         Периодичность профилактических восстановлений вторичных устройств от 3 до 8 лет.

         Для обслуживания отключение устройств релейной защиты и электроавтоматики оформляется заявкой и выполняется по разрешению вышестоящего оперативного персонала. В зависимости от характера работ дежурный последовательно выполняет все те операции, которые были предусмотрены заявкой, и подготавливает рабочее место: с помощью накладок отключает вторичное устройство; на панелях вывешивает плакаты, разрешающие производство работ; соседние панели с лицевой и обратной сторон закрывает шторами из плотной ткани, исключающими случайный доступ к панелям. После этого дежурный проводит инструктаж и допускает к работе. Работы во вторичных устройствах производятся по исполнительным схемам с нанесенной маркировкой проводов, зажимов, кабелей. Работающим не разрешается отвлекаться на другие виды работ вплоть до окончания работ на отключенном для профилактики устройстве. О выполненных работах, изменениях характеристики реле и готовности вторичного устройства к включению в работу записывается в специальном журнале и проводится инструктаж оперативного персонала. Ознакомившись с записью в журнале, дежурный осматривает рабочее место, обращая внимание на отсутствие отсоединенных и неизолированных проводов, положение рубильников, крышек испытательных блоков, отключающих устройств, сигнальных реле и пр. При отсутствии каких-либо замечаний и ненормальностей вторичное устройство включается в работу.

 

         3.3 Техническая и оперативная документация

 

         На всех электростанциях и предприятиях электрических сетей имеется следующая основная документация: технический паспорт всего энергообъекта с исполнительными чертежами оборудования и схемами первичных и вторичных электрических соединений; технические паспорта установленного оборудования; инструкции по обслуживанию оборудования и должностные инструкции по каждому рабочему месту; оперативная документация.

         Технический паспорт составляется отдельно по каждому виду основного и вспомогательного оборудования. Он содержит параметры и технические характеристики этого оборудования.  В процессе эксплуатации в паспорт записываются результаты текущего и капитального ремонтов, испытаний и проверок. Эти сведения вместе с заключением, указывающим на исправность и пригодность оборудования к дальнейшей эксплуатации, вносятся в паспорт непосредственно после проведения ремонтных и профилактических работ. Записи подтверждаются актами и протоколами испытаний.

         На грузоподъемные механизмы и сосуды, работающие под давлением, ведутся особые технические паспорта и документация, регистрируемая в органах Госгортехнадзора.

         Инструкции разделяют на должностные, по эксплуатации оборудования и вторичных устройств, по выполнению оперативных переключений и ликвидации аварий, по тушению пожара и др. Ими снабжаются все рабочие места на станциях, подстанциях, диспетчерских пунктах.

         В должностных инструкциях (положениях) излагаются требования к персоналу, занимающему определенное рабочее место, указываются его обязанности, подчиненность и ответственность.

         В инструкциях по эксплуатации оборудования и вторичных устройств указывается порядок пуска, остановки и обслуживания оборудования, порядок допуска к ремонтным работам, порядок операций с устройствами релейной защиты и автоматики.

         В инструкциях по переключениям и ликвидации аварий на станциях и подстанциях приводится последовательность действий оперативного персонала с коммутационными аппаратами в нормальном и аварийном режимах при изменениях схем электрических соединений и отделении очагов аварий.

         Оперативную документацию ведет дежурный персонал станций и подстанций, диспетчеры предприятий электросетей и персонал ОВБ.

К ней относится следующая документация:

         - оперативный журнал для записи в хронологическом порядке оперативных распоряжений и сообщений об их выполнении. В нем фиксируются операции с коммутационными аппаратами и устройствами защиты и автоматики; операции по наложению и снятию заземлений;

         - сведения о нарушении режимов работы оборудования. При отсутствии специального журнала допуска ремонтных бригад в оперативный журнал записывается время начала и окончания работы ремонтным и эксплуатационным персоналом;

         -  журнал дефектов и неполадок оборудования для записи обнаруженных дефектов, устранение которых является обязательным;

         - журнал релейной зашиты, автоматики и телемеханики для записи результатов профилактического контроля и восстановления, опробований и проверок вторичных устройств; карты уставок релейной защиты автоматики для записи уставок, выполненных на реле защиты и автоматики;

         - журнал распоряжений для записи руководящим персоналом распоряжений и указаний, имеющих длительный срок действия;

         - оперативная схема первичных соединений для контроля положений коммутационных аппаратов;

         - суточные ведомости режима работы оборудования для периодических записей показаний контрольно-измерительных приборов на щитах управления.

         Перечисленная оперативная документация представляет возможность оперативному персоналу следить за состоянием схемы электрических соединений, режимом работы оборудования и вести учет ремонтных и эксплуатационных работ.

         3.4 Источники оперативного тока

         Применяются два вида оперативного тока: переменный — на подстанциях с упрощенными схемами и постоянный — на станциях и подстанциях, имеющие стационарные аккумуляторные установки.

         Переменный оперативный ток. В качестве источника применяются трансформаторы тока и напряжения, а также трансформаторы собственных нужд. Каждый из этих источников в отдельности обладает характерными недостатками. Так, трансформаторы тока могут обеспечивать надежное питание оперативных цепей только лишь во время КЗ, когда резко возрастают ток и напряжение на их зажимах. Трансформаторы напряжения и собственных нужд, наоборот, непригодны для питания оперативных цепей при КЗ, так как при этом снижается напряжение в питающей сети, но они пригодны для питания оперативных цепей в режимах работы, близких к номинальным. В силу указанных недостатков область раздельного применения этих источников ограничена.

         Широкое применение на подстанциях нашли источники комбинированного питания одновременно от трансформаторов тока ТТ и напряжения ТН (рисунок 3.1). Выпускаемые заводами блоки питания БПТ и БПН подключаются к трансформаторам тока и напряжения (иногда к трансформаторам с. н.) соответственно. Установленные в блоках выпрямители питают оперативные цепи суммарным оперативным током.

Комбинированное питание по указанной схеме хотя и универсально, но ограничено по мощности. Оно пригодно для питания оперативных цепей защит, автоматики и управления легкими приводами выключателей (пружинными, грузовыми).

            Помимо непосредственного отбора мощности от трансформаторов тока  и напряжения, на подстанциях широко применяются конденсаторные устройства, позволяющие использовать предварительно запасенную в них электрическую энергию для питания реле, приводов отделителей и выключателей. Используются комплекты конденсаторов емкостью 40, 80 и 200 мкФ. Для их заряда применяются зарядные устройства (например, типа У3-401), получающие питание от трансформаторов напряжения или собственных нужд в условиях нормального режима работы подстанции. Схема включения конденсаторов показана на рисунке 3.2. При замыкании контактов К1 и К2 реле или ключа управления к кондесаторам подключаются обмотки реле или электромагнитов управления 301 и Э02, через которые проходит ток разряда, и электромагниты срабатывают. Диоды Д1 и Д2 обеспечивают разряд на каждую обмотку только своего конденсатора.

 

 

                  

Рисунок 3.1 - Принципиальная                        Рисунок 3.2 - Схема вклю-                       

схема комбинированного                                 чения конденсаторов                       

питания оперативных цепей.                           с разделительными                        

                                                                             диодами.                         

   

            Для обеспечения надежной работы очень важно, чтобы конденсаторы постоянно находились в заряженном состоянии. Для этого необходимо следить за исправным состоянием как самих конденсаторов, так и изоляции подключенных цепей. Опасна потеря питания установки со стороны переменного тока, так как при этом происходит разряд конденсаторов: через 1,5 — 2 мин они уже не в состоянии обеспечить действие подключенных к ним электромагнитов, приводов и реле. При снижении выходного выпрямленного напряжения зарядного устройства срабатывает специальное реле, которое подает сигнал персоналу подстанции.

         Если на подстанции установлены электромагнитные приводы, то питание их электромагнитов включения осуществляется централизованно от специальных выпрямительных установок, питаемых от сети с. н.

         Постоянный оперативный ток. Основным источником являются свинцово-кислотные аккумуляторные батареи с зарядными устройствами напряжением 110 и 220 В, а на небольших подстанциях — 24 или 48 В. Они обеспечивают питание оперативных цепей реле защит, автоматики, электромагнитов отключения и включения коммутационных аппаратов, а также цепей сигнализации. От аккумуляторных батарей питаются устройства связи, аварийное осветление, двигатели резервных маслонасосов турбин и т. д.

         4 Испытания электрооборудования

 

         Испытания электрооборудования проводятся для определения возможности включения вновь смонтированного электрооборудования в работу, определения состояния оборудования, находящегося в эксплуатации, проверки качества ремонта и возможности ввода в эксплуатацию после ремонта. Испытания должны производиться в соответствии с утвержденными Нормами испытания электрооборудования  и заводскими инструкциями.

 

         4.1 Испытания изоляции

 

         Оценка состояния изоляции электрооборудования производится по результатам измерения сопротивления изоляции и испытания повышенным напряжением. Дежурный персонал производит только измерение сопротивления изоляции.

         Измерение сопротивления изоляции мегаомметром. Измерение сопротивления изоляции является наиболее простым и эффективным испытанием, позволяющим оценить общее состояние изоляции и выявить

 

 

 

 

 

Рисунок 4.1 - Схема и нагрузочная характеристика мегомметра МС-06 на напряжением  2,5 кВ

а – схема; 1 – малая рамка; 2 – дополнительные резисторы; 3 – большая рамка; П – переключатель диапазонов измерения на 1, 10 и 100 Мом; б – нагрузочная характеристика  

 

ухудшение изоляции или наличие металлического соединения токоведущих частей оборудования с заземленными конструкциями. Измерение сопротивления изоляции в зависимости от рабочего напряжения и

 

назначения элементов электрооборудования производится мегаомметрами на 500, 1000 и 2500 В (рисунок 4.1).

         В эксплуатации используются мегаомметры с ручным и электродвигательным приводом. Кроме того, в последнее время нашли применение мегаомметры с выпрямительными устройствами. При работе с мегаомметром с ручным приводом необходимо, чтобы скорость вращения ручки была равномерной и равной примерно 120 об/мин. Отсчет сопротивления изоляции объектов, имеющих большую емкость, следует производить по установившемуся значению (через 1 мин. после начала испытания). До и после измерения испытуемые обмотки, кабели должны быть заземлены на время не менее 2 мин (после измерения — через разрядный резистор).

О качестве изоляции следует судить по снятым кривым абсорбции, представляющим собой зависимость сопротивления изоляции от времени приложения выпрямленного напряжения в процессе измерений, обусловленную изменением тока абсорбции.

 

Рисунок 4.2 - Кривые абсорбции R_из=f(t); I_a=f(t); I_aбс=f(t).

I_aбс – ток абсорбции;  I_a – ток активной проводимости; 1¢ – изоляция сухая; 2¢ - изоляция увлажнена.

 

         Физический смысл явления абсорбции состоит в постепенной внутренней  поляризации слоистых диэлектриков, которые применяются для выполнения изоляции электрических машин, кабелей и трансформаторов, при длительном приложении к ним выпрямленного напряжения. С увеличением заряда ток абсорбции в слоистом диэлектрике снижается, а сопротивление изоляции увеличивается. Абсолютное значение и скорость спадания тока абсорбции определяются в основном   влажностью слоистого диэлектрика. Чем влажнее изоляция, тем больше ее емкость, тем больше начальное значение тока абсорбции и тем быстрее он спадает до некоторого установившегося значения. Сопротивление изоляции влажного или дефектного диэлектрика быстро достигает установившегося значения, и абсолютное его значение невелико. Полный ток утечки складывается из тока абсорбции и неизменного в процессе измерения активного тока сквозной проводимости I_а. Чем выше качество изоляции, тем медленнее спадает ток абсорбции и медленнее возрастает сопротивление изоляции до своего установившегося значения, а абсолютное значение его всегда выше, чем у влажной изоляции (рисунок 4.2).

         Оценка степени увлажненности изоляции машин и трансформаторов с достаточной для практики степенью точности производится измерением коэффициента абсорбции или отношения сопротивления изоляции, измеренного после вращения ручки мегаомметра в течение 1 мин (R₆₀), к сопротивлению изоляции, измеренному через 15 с (R₁₅). Коэффициент абсорбции для обмоток k_абс= R₆₀/ R₁₅ должен быть не ниже 1,3 при температуре 10° — 30° С. Если температура обмоток ниже 10°С, то испытуемая обмотка должна быть соответственно подогрета.

         Если коэффициент абсорбции обмотки статора генератора понижен, необходимо провести измерение для каждой фазы машины в отдельности. Если имеется общее увлажнение изоляции машины, коэффициенты абсорбции разных фаз мало отличаются друг от друга. Резкое расхождение коэффициентов абсорбции свидетельствует о наличии сосредоточенного дефекта в одной из фаз. Перед снятием кривых абсорбции изоляции мощных машин и трансформаторов необходимо заземлять обмотку на 5 — 10 мин. для снятия статических зарядов, оставшихся на обмотке при каких-либо предыдущих измерениях.

         Оценка состояния изоляции машин с непосредственным водяным охлаждением должна производиться после удаления из обмотки статора воды измерением сопротивления изоляции каждой фазы по отношению к заземленным корпусу и двум другим фазам. Трубопроводы внешнего контура охлаждения должны быть отсоединены или изолированы. Обмотка статора и водоподводящие шланги предварительно должны быть продуты сухим сжатым воздухом.

Водосборные коллекторы отключаются от внешней системы и подключаются во время измерения к выводу мегаомметра «экран». Вентили выпуска воздуха из верхних точек коллекторов предварительно изолируются от корпуса генератора.

         Измерение сопротивления изоляции напорного или сливного коллектора следует производить только в том случае, когда внешняя система охлаждения не имеет с ними электрической связи. При этом вывод мегаомметра Л необходимо соединить с напорным или сливным коллектором, вывод 3 — с корпусом генератора, а вывод Э — со всеми незаземленными фазами обмотки статора.

         Сопротивление изоляции каждой фазы обмотки статора по отношению к заземленному корпусу и другим заземленным фазам при отсоединенных шинопроводах должно быть не ниже значений, указанных в нормах испытания элетрооборудования.

         В частности, для генераторов ТВВ-320-2:

 

 J , °С......………     75    70    60     50     40      30      20      10;

 R₆₀, МОм ...……    4,5   5,5   8,0   11,5   17,5   25,0   38,0   54,0.

 

         При пониженных значениях сопротивления обмотка должна быть подвергнута сушке.

         На турбогенераторах ТГВ рекомендуется, кроме того, проверять состояние изоляции между токоведущей частью обмотки статора и охлаждающими трубками, а также между каждой парой смежных трубок приложением переменного напряжения 36 — 220 В с индикаторной лампой.

Измерение сопротивления изоляции обмоток роторов производится мегаомметром на 1000 В (допускается 500 В). Для машин с косвенным охлаждением его значение в эксплуатации не должно быть ниже 0,5 МОм при температуре 10°- 30°С. Сопротивление изоляции обмоток роторов, имеющих водяное охлаждение, обычно не превышает 10 кОм.

         С  увеличением температуры сопротивление изоляции понижается, поэтому в процессе измерений записывается температура, и полученные данные сравниваются по методике  с температурой предыдущих или заводских испытаний, после чего может быть сделан вывод о состоянии изоляции.

Испытания изоляции повышенным напряжением. Наиболее эффективным средством выявления сосредоточенных дефектов изоляции электрического оборудования является испытание ее повышенным напряжением. Опыт эксплуатации подтвердил, что испытания повышенным напряжением в установленных пределах опасности для оборудования не представляют. Основным испытанием главной' изоляции обмоток машин, трансформаторов, электрооборудования распределительных устройств относительно корпуса или земли, а также относительно проводников других фаз является испытание повышенным напряжением переменного тока промышленной частоты. При этом испытывается поочередно каждая фаза оборудования или параллельная ветвь машины, рассчитанная на полное испытательное напряжение в отдельности по отношению к заземленному корпусу и двум другим заземленным фазам и параллельной ветви данной фазы. Обмотки, глухо соединенные между собой без выведения обоих концов каждой фазы или ветви, испытываются целиком относительно корпуса.

         Испытания повышенным напряжением электрических машин после выведения их из работы следует производить, как правило, до чистки изоляции, так как подобные условия испытания позволяют более эффективно выявлять места с ослабленной изоляцией и повышать надежность работы  машин в межремонтный период эксплуатации. Торцевые щиты корпуса при испытаниях должны быть открыты.В тех случаях, когда изоляция признается непригодной к эксплуатации по результатам других испытаний, наличию

 

 

Рисунок 4.3 - Схемы испытания изоляции повышенным напряжением 50 Гц.

а – для междуфазной и корпусной изоляции фазы или ветви; б – соединение обмоток трансформатора при испытании корпусной изоляции; Т_Р – испытательный трансформатор; Р – разрядник; ТН – трансформатор напряжения.

 

видимых дефектов или сильному увлажнению поверхности изоляции, производить испытания не разрешается. Испытания изоляции электрооборудования распределительных устройств проводятся после чистки наружной поверхности изоляторов.

         Перед испытанием повышенным напряжением переменного тока частоты 50 Гц проверяется соединение заземленных частей испытуемого оборудования  с заземляющим контуром, измеряется сопротивление изоляции мегаомметром. Все генераторы, кроме генераторов с водяным охлаждением, предварительно испытываются повышенным выпрямленным напряжением с измерением токов утечки. У генераторов с водяным охлаждением обмоток статора испытание выпрямленным напряжением производится, если это позволяет их конструкция, при этом испытание выпрямленным напряжением можно производить после испытания машины повышенным напряжением переменного тока.

         Схемы испытания изоляции повышенным напряжением промышленной частоты и измерения  токов утечки при испытании генераторов выпрямленным напряжением даны на рисунках 4.3 и 4.4.

         При испытании переменным напряжением напряжение сети через автотрансформатор подается на первичную обмотку испытательного трансформатора Тр, вывод высокого напряжения которого подключается к испытуемой фазе оборудования.

         Для исключения влияния третьей гармоники на форму кривой испытательного напряжения питание схемы должно осуществляться от междуфазного напряжения сети. Напряжение контролируется на первичной и вторичной стороне испытательного трансформатора. Параллельно испытуемой обмотке включается разрядник с ограничительным резистором, сопротивление которого определяется по формуле

           

где U_исп — действующее испытательное напряжение, кВ;

         а — допустимая крутизна фронта импульса напряжения, равная 5 кВ/мкс;

         С — емкость испытуемой обмотки, мкФ.

         При этом пробивное напряжение разрядника U_{проб.разр} =1,1U_исп.

         До начала испытаний должно быть опробовано напряжение срабатывания разрядника. Затем вывод высокого напряжения от трансформатора подсоединяется к испытуемому объекту и начинается плавный подъем напряжения. До напряжения, равного 40% U_исп, скорость подъема напряжения не нормируется, а затем увеличение напряжения следует производить со скоростью 3 % U_исп в секунду.

         Испытания повышенным напряжением генераторов с водяным охлаждением можно проводить только при наличии циркуляции воды в обмотке с номинальным расходом, удельное сопротивление воды при этом не должно быть ниже 75 кОм см.

         Опыт эксплуатации генераторов с водяным охлаждением показывает, что их изоляция увлажняется чаще и интенсивнее, чем у генераторов с газовым охлаждением, из-за нарушения гидроплотности элементов системы охлаждения.

         После выдерживания испытательного напряжения в течение нормируемого времени (1 мин, 5 мин) его плавно снижают до значения не более 30% U_исп, а затем снимают толчком.

         В процессе испытаний ведут наблюдение за испытуемой изоляцией. Изоляция считается выдержавшей испытание, если нет резких колебаний стрелки вольтметра и на слух не обнаружено разрядов. Следует иметь в виду, что частичные или незавершенные пробои изоляции могут при одноминутной длительности испытаний не перейти в полный пробой и легче всего выявляются измерением частичных разрядов с помощью индикатора частичных разрядов (ИЧР). По мере накопления данных измерений можно судить о старении изоляции.

 

Рисунок 4.4 - Схема измерения токов утечки на выпрямленном напряжении. 1- потенциометр; 2- испытательный трансформатор; 3 – трансформатор накала; 4 – электронная лампа; 5 – испытуемая фаза

         У вращающихся машин частичные пробои проявляются в искровых разрядах во внешних воздушных промежутках и вдоль поверхности изоляции, поэтому при испытании машин (кроме генераторов ТВМ) следует наблюдать за состоянием лобовых частей. В случае появления дыма, тления бандажей или свечения желтого или красноватого цвета в отдельных точках испытания следует прекратить для выяснения и устранения причин.

         Измерение токов утечки обмоток статора генераторов на выпрямленном напряжении производится по схеме рисунка 4.4 и позволяет выявить дефекты изоляции на ранней стадии их развития. Испытанию подвергается каждая ветвь в отдельности при других ветвях, соединенных с корпусом.. Токи утечки не должны превышать допустимых значений, кривая i_ут=f(U_исп) не должна иметь крутого изгиба, а коэффициент нелинейности, равный отношению значений сопротивлений изоляции выпрямленному току при минимальном и максимальном испытательном напряжении, не должен превышать 3,0. Коэффициент нелинейности

k_н=R_Umin/R_Umax, <3,

         где R_Umin = U_min/I_min, Ом;

         R_Umax = U_max/I_max, Ом;

I_min и I_max – токи, замеренные при U_min   и U_mах  соответственно. Кратность испытательного напряжения выпрямленного тока принимается для генераторов равной 2,2— 2,5 U_ном, для кабелей  5 — 6 U_ном при напряжении 2—10кВ и 4 — 6 U_ном при напряжении 20 — 35 кВ.

         В схеме испытаний микроамперметр должен быть включен на стороне высокого напряжения испытательной установки; с целью уменьшения собственных утечек схемы всю проводку и приборы следует экранировать. При испытании генераторов напряжение поднимается ступенями, при нескольких значениях напряжения (обычно не менее пяти) от 0,2 U_max  до U_max  снимается зависимость i_ут=f(U_исп), напряжение выдерживается в течение 1мин, отсчет токов утечки производится при 15 и 60 с. О степени увлажненности изоляции судят по характеру нелинейной зависимости i_ут=f(U_исп), наличию асимметрии токов по фазам и  характеру увеличения тока при одноминутной выдержке. Значения токов утечки зависят от вида изоляции. В некоторых случаях (для кабелей, искровых промежутков вентильных разрядников) токи утечки нормируются, для остального оборудования — сопоставляются с данными предыдущих испытаний.

Витковая изоляция обмоток статоров генераторов испытывается повышением напряжения на обмотке статора до 1,3U_н при комплексных испытаниях.      

         Нормы испытаний электрооборудования повышенным напряжением. Они учитывают мощности и номинальные напряжения вращающихся машин, а также рекомендации заводов-изготовителей. При плановых ремонтах генераторов испытания изоляции обмоток статора повышенным напряжением производятся в начале ремонта. После окончания ремонта перед установкой торцевых щитов изоляция обмоток статора машины подвергается повторному испытанию номинальным напряжением переменного тока или выпрямленным напряжением.

Обмотки роторов генераторов испытываются повышенным напряжением переменного тока 1000 В (если это не противоречит техническим условиям завода - изготовителя) при номинальной частоте вращения турбогенератора.

         Для проверки отсутствия витковых замыканий в обмотке ротора производится измерение сопротивления обмотки переменному току при напряжении не более 220 В, при разных частотах вращения. Результаты измерений сравниваются с данными предыдущих аналогичных измерений. Витковая изоляция обмоток.. статоров мощных электродвигателей может испытываться методом возбуждения колебаний высокой частоты в обмотках статора, при которых между витками возникают значительные разности напряжений.

         Контроль состояния подстуловой изоляции подшипников. Во время работы турбогенераторов и мощных электродвигателей с. н. из-за несимметрии магнитного потока, обусловленной неравномерностью зазора между статором и ротором или наличием дополнительных магнитных сопротивлений в каком - либо месте магнитопровода, вдоль вала ротора наводится э. д. с., под действием которой в контурах вал — подшипники — плита— подшипник — вал со стороны турбины могут протекать токи, достигающие сотен и даже нескольких тысяч ампер. Эти паразитные токи называются в эксплуатации подшипниковыми токами. Они могут разрушать поверхность вкладышей подшипников двигателей или генераторов и турбин. С целью предотвращения протекания подшипниковых токов выполняется подстуловая изоляция подшипника со стороны возбудителя из текстолита или гетинакса. Кроме того, дополнительно устанавливаются изолирующие прокладки на двух последовательных фланцах всех соединительных маслопроводов. Корпуса масляных уплотнений вала и маслоуловитель со стороны возбудителя изолируются от наружного щита и маслопроводов. Все болты, крепящие фланцы, должны иметь изолирующие втулки. Фланцы маслопроводов, имеющих изоляцию, запрещается закрывать металлическими кожухами.

На остановленном генераторе после монтажа или капитального ремонта сопротивление подстуловой изоляции подшипника со стороны возбудителя измеряется мегаомметром перед закрытием подшипника. На время измерений между валом и нижним вкладышем прокладывается лист изоляционного материала, а вкладыши изолированных подшипников электрических соединений между собой. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм. Определение сопротивления изоляции производится при полностью собранных маслопроводах. На вращающемся на х. х. или нагруженном генераторе проверка состояния подстуловой изоляции производится периодически измерением напряжения на концах вала и напряжения между станиной и корпусом подшипника со стороны возбудителя. Для измерений изготовляются специальные щупы с изолирующими рукоятками, подбирается вольтметр с небольшими пределами измерений (3 — 10 В), имеющий малое внутреннее сопротивление. Если такого вольтметра на станции нет, то можно пользоваться обычным вольтметром, включая его через обмотку высшего напряжения повышающего трансформатора с коэффициентом трансформации 220/12 В. Измерения состояния подстуловой изоляции производятся по схеме, приведенной на рисунке 4.5,а, б. Для измерения напряжения между станиной и корпусом подшипника со стороны возбудителя устанавливаются перемычки, как указано на этом рисунке. Последовательность измерения по схеме рисунка 4.5, а следующая: измеряется напряжение U₁, затем устанавливаются перемычки П, и измеряется напряжение U₂. Результаты измерения U₁ и U₂ сравниваются между собой. Если подстуловая изоляция исправна, то U₂=(0,9 —1,0)U₁. Если U₂< U₁ более чем на 10%, подстуловая изоляция неисправна и при первой же остановке генератора должна быть восстановлена. При неправильной сборке схемы измерений могут быть случаи, когда U₂>U₁. В этих случаях следует тщательно проверить схему

 

 

 

Рисунок 4.5 - Схема измерения подстуловой изоляции подшипников.

а – периодические измерения на работающем генераторе с выносными подшипниками; б – непрерывный контроль подстуловой изоляции генераторов ТГВ.

 

измерений и повторить измерения. Периодические измерения на работающем генераторе целесообразно производить не реже 1 раза в месяц при одних и тех же режимах нагрузок для удобства сравнения результатов

измерения. Оценка состояния изоляции подшипников указанным методом на некоторых типах мощных турбогенераторов (например, TГВ) затруднена тем, что у них  нет доступа к валу со стороны турбины. В этом случае необходимо сделать от него постоянный вывод проводом с хорошей изоляцией. У турбин, не имеющих открытых участков вала, доступ к валу осуществляется через отверстия в крышке подшипника, нормально закрытого пробкой. Нарушение изоляции опорного и уплотняющего подшипников со стороны контактных колец турбогенераторов ТГВ приводит к повреждению вкладышей подшипников вследствие разъедания их электрическими дугами, горящими в масляной пленке. На рисунке 4.5,б дана схема непрерывного контроля изоляции подшипников генераторов ТГВ, предложенная заводом «Электротяжмаш». Для подключения схемы подшипники имеют выведенные наружу зажимы 1 и 2, щетка Щ1 замыкает на землю конец вала, генератора со стороны турбины, щетка Щ2 — со стороны контактных колец и используется также для контроля изоляции цепей возбуждения. Миллиамперметр мА1 контролирует изоляцию уплотняющего подшипника, а мА2 изоляцию опорного подшипника.

         При исправной изоляции через миллиамперметры течет ток утечки, равный нескольким микроамперам, приборы ничего не показывают. При снижении сопротивления изоляции до 150 — 200 Ом стрелки приборов отклоняются, при сопротивлении изоляции менее 50 Ом миллиамперметр покажет около 50 мА. При снижении сопротивления изоляции до нуля стрелка прибора отклоняется на всю шкалу. Кнопки К служат для опробования готовности схемы к действию.

 

         4.2 Специальные испытания турбогенераторов

 

         В данном разделе рассматриваются специальные испытания генераторов: испытания стали статора, контроль за продуваемостью каналов роторов с самовентиляцией, отыскание витковых замыканий в обмотках возбуждения, комплексные испытания вращающегося генератора перед включением, испытания генератора на нагрев, испытания генераторов в асинхронном режиме, определение допустимости применения способа самосинхронизации, испытания режимов недовозбуждения.

         Испытание стали статора. В результате общеизвестных причин технологического и конструктивного характера (недостаточно качественная прессовка стали, неудачная конструкция крепления уплотнительного кольца, заусенцы и др.), усугубляемых некоторыми условиями эксплуатации (режимы малых реактивных нагрузок или «циклические» изменения нагрузок), на многих турбогенераторах при капитальном ремонте осмотром и испытанием выявляется ряд дефектов активной стали статора, которые могут стать причиной аварийного выхода из строя генератора, поэтому испытания активной стали, особенно у мощных машин, являются обязательными.

         Испытание активной стали статора проводится после каждого капитального ремонта генератора, а также после перемотки обмотки статора, повреждения стали, а на некоторых типах машин — периодически с целью выявления дефектов межлистовой изоляции. Испытание состоит в проверке нагрева активной стали статора переменным магнитным потоком с частотой 50 Гц при индукции 1 Т или 1,4 Т в течение заданного времени.

         Магнитный поток при испытании создается специальной намагничивающей обмоткой, намотанной через расточку статора (рисунок 4.6).

Индукция В в спинке активной стали статора и число витков намагничивающей обмотки при заданном напряжении связаны зависимостью

 

 

         где В — индукция в активной стали статора, Т;

         U- напряжение на намагничивающей обмотке, В;

         Q — поперечное сечение спинки активной стали статора, см²;

          w — число витков намагничивающей обмотки.

 

 

Рисунок 4.6 - Схема испытаний активной стали (а) и геометрические размеры стали (б).

1 – пакет; 2 – вентиляционный канал.

 

Сечение спинки активной стали статора, см², определяется из выражения

 

Q=l_стh_сп  ,

 

         где l_ст=k(l – n_канl_кан) - чистая осевая длина активной стали, см;

         k — коэффициент заполнения стали, принимаемый для лакированной стали 0,95 и для стали, изолированной бумагой, 0,9;

         l — длина активной стали статора, включая вентиляционные каналы;

          n — число вентиляционных каналов;

         l_кан— ширина вентиляционного канала, см;

         h_сп — высота спинки стали статора, см,

         где D_внеш — внешний диаметр активной стали статора, см;

         D_внутр — внутренний диаметр активной стали статора, см;

         h_зуб — высота зубца, см.

Число витков намагничивающей обмотки определяется по формуле

Полная м. д. с. F=pD₀aw₀, где D₀= D_внеш – h_сп — диаметр стали статора, соответствующий середине спинки, см; aw₀ — удельная м. д. с. при соответствующей индукции для данной стали.

         Значение тока, А, в намагничивающей обмотке равно м. д. с., деленной на число витков намагничивающей обмотки: I=F/w. Напряжение на намагничивающейобмотке , В. Напряжение на контрольной обмотке , В, где w_k  — число витков контрольной обмотки.

         Данные для расчета намагничивающих обмоток, создающих различные индукции для некоторых турбогенераторов, приведены в таблице 4.1.

Число витков намагничивающей обмотки следует выбирать возможно меньшим (один  два витка) для снижения подводимого к ней напряжения, обычно используется шланговый кабель КШВГ напряжением 6 — 10кВ. Сечение кабеля выбирают по току в намагничивающей обмотке.

         Допустимые нагрузки провода намагничивающей обмотки составляют:

 

Сечение провода, мм²……       6   10   16   25    35     50     70;

Допускаемая нагрузка, А..… 30   45   60   85   105   130   170.

 

         Намагничивающую обмотку для обеспечения близкой к синусоидальной формы кривой напряжения при испытаниях следует подключать к линейному междуфазному напряжению сети.

         Перед проведением испытаний необходимо, зная число витков намагничивающей обмотки, контрольной обмотки и напряжение источника, рассчитать по приведенным формулам ожидаемую индукцию в стали машины и напряжение на контрольной обмотке U_к. Контрольная обмотка может быть намотана в любом удобном месте на окружности расточки статора. При выборе напряжения источника питания следует иметь в виду, что чем выше напряжение источника питания, тем в конечном счете значение индукции в сердечнике будет ближе к расчетному.

         В случае питания схемы от напряжения 0,4 кВ обеспечивается значение индукции при опыте не выше 1,0Т, для получения индукции 1,4Т, необходимой для испытания генераторов с непосредственным охлаждением, на схему следует подать напряжение 0,5 кВ.

            При испытании мощных генераторов существенной проблемой является выбор источника питания, так как потребляемая мощность значительна.       Для таких генераторов рекомендуется использовать два трансформатора с. н. 6/0,4 кВ мощностью по 750 кВА. Нейтрали трансформаторов на стороне 0,4 кВ разземлены, фаза В одного трансформатора соединена с фазой А другого, намагничивающая обмотка питается от свободных фаз. При использовании указанной схемы для испытания генераторов ТВВ-320-2, например, число витков намагничивающей обмотки равно одному, ток в намагничивающей обмотке 1160 А, напряжение, измеренное на контрольном витке, 596 В, а индукция в стали 1,24 Т.

 

Таблица 4.1 - Данные для расчета намагничивающих обмоток

 

Тип генератора	В=1Т				Удель-ная м.д.с. при 1 Т, А/см	Попе-речное сечение спинки актив- ной стали, см	Средний диаметр активной стали статора, см	Масса актив-ной стали, т
	Напря-жение на виток, В	Магни-то- движу-щая сила, А	Потребляемая мощность
			Полная, кВ*А	Актив-ная, кВт
ТВС-30	123 131	710 1275	92 170	30 32,5	1,8 2,7	5550 5900	150,5 150,5	20,2 21,2
ТВ2-30-2	138	1270	182	50	2,7	6300	149	23
ТВ2-50-2	206	1560	330	93	2,7	9300	184	42
ТВ-50-2
ТВ-60-2	206	1156	238	68	2-2,7	9300	189	42
ТВ-2-100-2	340	1650	702	196	2,7	15 350	194	73
ТВ2-150-2	445	1860	980	219	1,98	20 000	208	102
ТВФ-60-2 (6,3 кВ )	163	1135	185	51	2,0	7440	181	31,7
ТВФ-60-2 (10,5 кВ )	185	1110	204	56	1,91	8270	176	35,0
ТВФ-100-2	{214	1240	266	75	1,91	9560	197,5	46,7
ТВФ-120-2
ТВВ-165-2	271	740	200	99	1,12	12 200	206,6	61,8
ТВФ-200-2	392	740	290	115	1,12	17 650	210	88,5
ТВВ-200-2	328	740	243	100	1,12	14 800	205,7	74,6
ТГВ-200	354	676	259	100	1,0	15 950	215,3	82,5
ТГВ-300	396	1040	427	113	2,5	17 850	221,5	97,9
ТВВ-320-2	483	740	357	157	1,12	21 700	215,3	115
ТВВ-500-2	505	740	392	195	1,07	23 800	221,4	121,3

 

 

 

Рисунок 4.7 - Схема питания намагничивающей обмотки от трансформаторов с.н. при испытании стали генераторов ТВВ-320 (а) и схема постоянной установки для испытания стали нескольких генераторов

 

         На электростанциях с мощными машинами целесообразно смонтировать постоянную схему для испытаний с максимально необходимым количеством витков намагничивающей обмотки и возможностью ее переключения, как указано на рисунке 4.7,б.

         После включения напряжения на намагничивающую обмотку сердечник и сама схема питания могут оказаться под опасным потенциалом, поэтому помимо заземления корпуса испытуемой машины следует принять все необходимые меры безопасности (огородить место испытания, вывесить плакаты и т. д.). После окончания испытаний и снятия напряжения с намагничивающей обмотки ее следует разрядить кратковременным соединением с землей.

         До начала испытаний схема опробуется включением намагничивающей обмотки под напряжение, при этом проверяется наличие расчетного напряжения на контрольной обмотке. Частота напряжения должна быть близка к 50 Гц.

         Испытания проводятся в следующей последовательности. Подается напряжение на намагничивающую обмотку, через 10 мин напряжение снимается и проверяется на ощупь нагрев стали по всей расточке статора, определяется наиболее холодный зуб, и в него закладываются терморезисторы, затем повторно включают напряжение на намагничивающую обмотку на 10 мин, после чего на ощупь находят зубцы, имеющие наиболее высокий нагрев, куда также закладываются терморезисторы. После перечисленных операций включают напряжение на все заданное время испытаний (при индукции В_исп=1 Т — 90 мин, при  В_исп

=1,4 Т — 45 мин). Через каждые 10 мин ведется запись показаний всех приборов и температуры. Если индукция В_оп во время испытаний отличается от расчетной, измененная активная мощность Р_оп,  должна быть приведена к расчетной индукции

 

Р_расч=Р_оп (В_расч/В_оп)².

 

Индукция во время опыта подсчитывается по формуле, Т

Приведенная. к числу витков первичной обмотки мощность

где р' — мощность, измеренная ваттметром.

Тогда удельные потери, Вт/кг, равны

p₁=p_расч/ G_T .

         Допустимые удельные потери в сердечниках, изготовленных из разных марок стали, по ГОСТ 21427.0  75— ГОСТ 21427.3  75, приведены в таблице 4.2. Они не должны отличаться от заводских данных более чем на 10%.

 

         Таблица 4.2 – Допустимые удельные потери в сердечниках

 

         Если индукция при опыте отличается от нормируемой (1 Т или 1,4 Т), время испытаний должно быть изменено обратно пропорционально квадрату индукции. Испытания следует прекратить, если температура какой - либо точки активной стали достигает 100°С или появятся искры или дым, выходящий из участка стали.

         Активная сталь считается выдержавшей испытания, когда по истечении заданного времени испытания превышение температуры наиболее горячей точки над температурой окружающей среды окажется не более 45° С, максимальная разность между превышениями температур отдельных зубцов — не более 25°С и удельные потери — не выше приведенных в таблице 4.2.

         Если значения числа витков намагничивающей обмотки w₁, фактически намотанной при испытании, значительно отличаются от расчетных (w₁'), превышение температуры горячей точки над окружающей средой t, максимальная разность температур Dt и удельные потери р₀ должны быть приведены к нормируемой индукции 1 или 1,4 Т по формулам t₁=t( w₁/w₁')², Dt₁=Dt(w₁/w'₁)²  и  p₀₁= p₀(w₁/w'₁)².

         Опыт эксплуатации генераторов на нескольких электростанциях подтверждает, что повышение удельных потерь на 10 — 15% против норм  при относительно равномерном нагреве зубцов (отсутствии локальных очагов с температурой выше 35°С) является допустимым, так как может явиться следствием общего незначительного ухудшения состояния стали в результате истирания лакового покрова. Наличие локального очага характеризуется обычно резким возрастанием перегрева стали при весьма незначительном увеличении удельных потерь р₀. Испытание активной стали крупных турбогенераторов обладает спецификой, обусловленной тем, что у таких генераторов очень велики токи намагничивания при достаточно больших значениях вольт на виток, что видно из следующего:

 

Магнитодвижущая сила, А, при                  ТГВ-200          ТГВ-300

В=1,0 Т…………………                                    676                1070

В=1,4 Т…………………                                   3380               3700

Напряжение, В/виток,

В = 1,0 Т………………..                                    354                 380

В = 1,4 Т ……………….                                    496                 532

 

         Выявленные местные недопустимые перегревы удаляются, как правило, устранением нарушения межлистовой изоляции. В более сложных случаях принимаются конкретные решения в соответствии с рекомендациями специализированных организаций и заводов - изготовителей.

         Испытание проходимости каналов роторов с непосредственным водородным охлаждением. У генераторов ТГВ (завод «Электротяжмаш») проверка продуваемости каналов ротора ограничивается подачей сухого сжатого воздуха при избыточном давлении 1 — 2 кгс/см² в каждое отверстие пазовых клиньев бочки ротора. Частичное или полное перекрытие канала, вызванное, например, смещением прокладки, обнаруживается по показаниям манометра на насадке, подающей сжатый воздух. Утечки воздуха в месте контакта насадки с пазовым клином быть не должно.

         Для всех роторов с самовентиляцией (турбогенераторов типа ТВВ и ТВФ) контроль продуваемости вентиляционных каналов обмотки роторов можно производить в соответствии с заводской инструкцией. Проведение этой работы при ремонтах необязательно.

         У генераторов ТГВ при ремонтах обмотки статора производится проверка продуваемости стержней перед укладкой их в статор сжатым воздухом через фильтр.

         Отыскание витковых замыканий в обмотках возбуждения. В связи с тем, что витковые замыкания в обмотке ротора все еще нередки, перед вводом турбогенератора в эксплуатацию, а также при капитальных ремонтах с выемкой ротора необходимо проверить отсутствие витковых замыканий в его обмотке. Витковые замыкания в обмотках возбуждения генераторов и возбудителей могут быть выявлены измерением сопротивления обмотки переменному току z.

 

Рисунок 4.8 - Изменение z=f(n)при возникновении виткового замыкания в роторе турбогенератора по мере подъема оборотов (для ТВ-50-2)

 

         При наличии виткового замыкания сопротивление обмотки переменному току снижается во много раз больше, чем сопротивление обмотки постоянному току. Витковые замыкания в обмотке ротора могут возникать с повышением частоты вращения, поэтому следует снять зависимость сопротивления обмотки от частоты вращения z=f(n) при развороте турбоагрегата и выбеге. Характер изменения z=f(n) при появлении виткового замыкания в роторе турбогенератора с повышением его частоты вращения показан на рисунке 4.8.

         Если витковое замыкание охватывает значительное число витков, характеристика к. з. генератора расположена ниже, чем у генератора с исправной обмоткой ротора.

         Наиболее точные результаты при отыскании витковых замыканий в катушках обмотки ротора дает метод измерения фазы потоков рассеяния над пазами с помощью электромагнитной скобы при приложении к обмотке ротора переменного напряжения. Этот метод основан на фиксации изменения фазы потока, а в контуре при возникновении виткового замыкания.

         Для проведения измерений вынутый из расточки статора ротор располагают вблизи статора таким образом, чтобы проходящая через два больших зуба плоскость была параллельна основанию статора, а расстояние от ротора до любых магнитных частей и пола составляло не менее 350 мм.

         Полюсы и катушки на роторе размечаются на все время эксплуатации машины в определенном порядке. Например, за полюс А можно принять тот

 

Рисунок 4.9 - Схема измерения фазы напряжений для выявления витковых замыканий в роторе.

1 – электромагнитная скоба; 2 – прибор ВАФ-85; 3 – ротор; 4 – зона охвата скобой; 5 – кольцо ротора; 6 – трансформатор, подающий питание на обмотку ротора  

 

полюс, малая катушка которого соединена с внешним контактным кольцом, а за полюс Б — у которого малая катушка соединена с внутренним контактным кольцом, ближайшим к бочке ротора.

         Измерительные приборы включаются по схеме на рисунке 4.9. Перед испытанием измеряются сопротивления изоляции обмотки ротора мегаомметром на 500 В, и если R_из<0,5 МОм, то измерение

скобой можно выполнять только в изолирующих перчатках, стоя возле ротора на изолирующем коврике. Электромагнитная скоба, применяемая при измерениях, должна иметь шихтованный магнитопровод П  образной формы сечением 4— 5,см, с намотанной на горизонтальной части магнитопровода измерительной катушкой из 800 — 1500 витков эмалированного провода диаметром 0,3 — 0,4 мм.

         Плоскость скобы для обеспечения большей точности измерения должна в процессе измерения плотно прилегать к бочке ротора, так как переменный размер и характер зазора между скобой и поверхностью бочки ротора искажают результаты обследования.

            Бочка ротора обходится скобой по окружности в трех местах: со стороны турбины, по центру и со стороны возбудителя, при этом одна и та же сторона скобы в процессе передвижения все время должна быть обращена в сторону большого зуба испытуемого полюса. При переходе на другой полюс или на обратную часть катушек необходимо менять направление полярности скобы, поворачивая ее на 180°. Значение подведенного к кольцам

ротора напряжения должно поддерживаться во время измерений неизменным и равным 0,6 — 0,8U_ном, но не выше 220 В.

         Измерение напряжения на измерительной катушке скобы и угла между током в этой катушке и напряжением сети проще всего выполнить вольтамперфазоиндикатором ВАФ-85. Одновременно измеряется намагничивающий ток и определяется полное сопротивление обмотки ротора.

Анализ результатов обследования производят после построения векторной диаграммы напряжений в измерительной скобе и намагничивающих напряжений в каждой катушке или развернутого изменения фазы напряжения в измерительной обмотке скобы (рисунок 4.10).

         Если в одной из катушек ослаблена витковая изоляция, то вектор напряжения в измерительной обмотке скобы при прохождении над ней скобы отклоняется от пучка остальных векторов напряжений на 15 — 20%. Если в катушке витковое замыкание, вектор напряжения отклоняется на 90 — 180°, чем выше место замыкания от дна паза, тем больше угол отклонения. По мере углубления места виткового замыкания амплитуда напряжения на измерительной обмотке скобы и смещение угла уменьшаются. При наличии замыкания обмотки ротора на корпус вектор напряжения на измерительной обмотке скобы поворачивается вблизи места замыкания на землю примерно на 90° от пучка остальных векторов в сторону, противоположную вектору подводимого к обмотке ротора напряжения.

         Опыт эксплуатации показывает, что возникновение мест с ослабленной изоляцией в одной или нескольких катушках обмотки ротора возможно у турбогенераторов довольно часто. Щитковые замыкания при малом числе 

замкнутых витков (два-три) обмотки ротора не предоставляют опасности, поэтому в отдельных случаях, если невозможно проведение ремонтов, такие турбогенераторы вводятся в работу без устранения витковых замыканий. В случае замыкания большего числа витков обмотки ротора, вводить турбогенератор в работу без устранения витковых замыканий нельзя.

 

 

 

Рисунок  4.10 - Изменение фазы напряжения в обмотке электромагнитной скобы в зависимости от номера паза, над которым она установлена (для одной стороны полюса)

          

         В связи с тем что при вращении ротора лобовые части его обмотки испытывают значительные окружные усилия и прижимаются к бандажным кольцам, отсутствие витковых замыканий в обмотке у неподвижного

ротора не является полной гарантией отсутствия их при номинальной частоте вращения, а совершенных методов определения витковых повреждений на вращающемся роторе пока не разработано.

         Комплексные испытания вращающегося генератора перед включением в работу. Испытания проводятся по программе, утвержденной главным инженером станции. В объем комплексных испытаний вращающегося турбогенератора входят: измерение сопротивления изоляции и полного сопротивления обмотки возбуждения z по мере подъема частоты вращения, снятие электрических характеристик генератора и возбудителя при номинальной частоте вращения, проверка обтекания током защит и определение постоянных времени генератора в режиме к. з., проверка поведения защит, первый подъем напряжения с проверкой симметрии напряжений и чередования фаз, определение постоянных времени генератора в режиме х. х. и гашения поля, испытание витковой изоляции обмотки статора и силового трансформатора, а также правильность работы устройств форсирования возбуждения и измерение остаточного напряжения статора.

К основным характеристикам относятся характеристики х. х. и нагрузочная характеристика возбудителя, характеристики х. х., трехфазного к. з. и регулировочные характеристики генератора. Схемы установки закороток при испытаниях генераторов и блоков генератор — трансформатор приведены на рисунке 4.11.

 

 

 

           

 

 

 

Характеристика х. х. электромашинного возбудителя постоянного тока или зависимость напряжения возбудителя от тока в обмотке возбуждения возбудителя

Рисунок 4.11 - Схемы установки закороток при комплексных испытаниях генераторов и блоков генераторов – трансформаторов

 

U_в.в=f(I _в.в) снимается при номинальной частоте вращения и отсутствии нагрузки (I_в=0), при этом напряжение поднимается до потолочного значения. В зоне насыщения подъем напряжения следует производить быстро во избежание перегрева обмоток возбудителя. Одновременно ведется наблюдение за состоянием его щеточных контактов.

         С целью облегчения расчетов выходного тока устройств АРВ, действующих на дополнительные обмотки возбудителя, и определения соотношения витков w_доп/w_осн снимаются характеристики х. х. возбудителя от основной и дополнительной обмоток возбуждения. Во втором случае постоянный ток в дополнительную обмотку возбуждения возбудителя подается от постороннего источника; основная обмотка возбуждения при этом должна быть разомкнута.

          Нагрузочная характеристика возбудителя U_в=f(I_в.в) при I_в = var снимается одновременно со снятием характеристики к. з. или х. х. генератора. Нагрузочная характеристика возбудителя мало отличается от его характеристики х. х., особенно при малых токах в обмотке возбуждения возбудителя.

         Характеристика трехфазного к. з. I_ст=f(I_в)  при U_ст @0 снимается до номинального тока статора при трехфазном к. з. на выводах генератора или на стороне высокого напряжения силового трансформатора (для блоков генератор — трансформатор, рисунок 4.11). Если на ответвлении на с. н. установлен трансформатор, его вторичная обмотка при снятии характеристики к. з. блока должна быть разомкнута.

         Характеристика к. з. блока генератор — трансформатор расположена ниже, чем характеристика к. з. генератора на 6 — 12 % за счет сопротивлений рассеяния трансформатора. После капитальных ремонтов блоков генератор — трансформатор характеристика к. з. для самого генератора может не сниматься.

          Перед проведением испытаний в режиме к. з. должны быть приняты меры, исключающие переход блока или генератора в режим х. х. (снят оперативный ток, перекрыт воздух, выведены соответствующие защиты). Особенно важно исключить трансформаторы тока данного блока из схемы дифференциальной защиты шин во избежание ложного ее срабатывания. После окончания испытаний в режиме к. з. и перед подъемом напряжения все его защиты должны быть введены в действие.

         Характеристика к. з. генератора практически не зависит от частоты его вращения.

         Характеристика х. х. генератора U_ст=f(I_в)  снимается в следующей последовательности. Напряжение на генераторе постепенно поднимается до 130% U_ном, затем плавно снижается до минимально возможного значения (нисходящая ветвь), после чего вновь плавно поднимается до 130% U_ном (восходящая ветвь). При U = 1,3U_ном производится выдержка 5 мин для испытания витковой изоляции. В процессе снятия характеристики х. х. на турбогенераторе необходимо строго выдержать номинальную частоту вращения. Контрольными приборами измеряются напряжение статора, ток ротора и частота вращения агрегата. Если в действительности частота вращения отличается от номинальной, характеристика пересчитывается к номинальной частоте вращения по формуле U = U_изм n_ном/ n_изм. Отклонение характеристики х. х. от заводской должно лежать в пределах точности измерений. Если генератор работает в блоке с трансформатором и коммутационная аппаратура между ними отсутствует, максимальное значение напряжения при снятии характеристики х. х. и длительность его приложения регламентируются заводом — изготовителем силового трансформатора. Если указанных данных нет, снятие  характеристики х. х. генератора следует производить при отсоединенном силовом трансформаторе блока. Одновременно со снятием характеристики х. х. генератора и блока проверяются симметрия напряжения статора и значение остаточного напряжения генератора при снятом возбуждении. Несимметрия напряжения в % определяется как отношение разности измеренных значений напряжений к среднему его значению

 

 

         После включения генератора в сеть производится проверка статизма внешней характеристики при работе с регулятором возбуждения. Одним из способов снятия внешней характеристики состоит в том, что при неизменном положении установочного автотрансформатора регулятора возбуждения снижается активная нагрузка генератора.          Для поддержания неизменного cosj испытываемого генератора на других генераторах изменяется реактивная мощность. После полной разгрузки генератор отключается от сети. При испытании записываются U_г, I_г ,P_г  и Q_г . Статизм, %, определяется по формуле

         где U _Г1 и U_{Г Х..Х} — напряжения генератора в начале испытания и при х. х. соответственно.

         Статизм регулирования не должен превышать 5 — 6%. Испытания проводятся обычно при плановом останове блока и с учетом наличия вращающегося резерва мощности в системе.

Рисунок 4.12 - Графическое определения Потье по характеристикам х.х. и к.з. при заданном режиме нагрузки           

 

Регулировочные характеристики, представляющие собой зависимость I_ст=f(I_в)   при  U=U_ном снимаются под нагрузкой генератора для нескольких значений коэффициента мощности (0,7; 0,8; 0,9).

         Измерение значений ненасыщенных реактивных сверхпереходных сопротивлений генератора, реактивного сопротивления нулевой последовательности, реактивного и активного сопротивления обратной последовательности могут быть произведены по специальной методике, изложенной при питании обмотки статора неподвижного генератора от постороннего источника. Синхронные реактивные сопротивления по продольной Х_d и поперечной Х_q  осям можно определить методом скольжения при питании статора от постороннего источника.

         Расчетное реактивное сопротивление генератора (сопротивление Потье) определяется графически из характеристик х. х., к. з. и нагрузочной характеристики генератора, полученных при комплексных испытаниях генератора (рисунок 4.12). Для этого по характеристике к. з. определяется ток ротора I_в.к. , соответствующий току статора для данного режима нагрузки нагрузочной характеристики генератора I_ст.оп.. По току и напряжению статора I_ст.оп  строится точка А. Влево от нее откладывается отрезок AC=OB=I_в.к. Через точку С проводится линия CE, параллельная начальной части характеристики х. х. Высота перпендикуляра ED в принятом масштабе равна падению напряжения U_в в расчетном реактивном сопротивлении Х_р при протекании тока ста   тора I_ст.оп. Расчетное сопротивление, отнесенное к одной фазе Ом, при соединении обмотки статора в звезду определяем по формуле

.

         Осциллографирование процесса восстановления напряжения после отключения к. з. обмотки статора позволяет определить переходное и сверхпереходное реактивные сопротивления генератора по продольной оси Х_р X'_d и X"_d, а также сверхпереходную постоянную времени по продольной оси при разомкнутой обмотке статора Т"_d0.

         При опыте на генераторе, работающем в режиме к. з., устанавливается ток ротора, равный току, соответствующему 0,7U_ном в режиме х. х. Одновременно с отключением выключателем к. з. осциллографируется процесс восстановления напряжения и строится кривая U_ст=f(t).

         Из полученной кривой выбирается начальный участок для определения X"_d, X'_d  и Т"_d0. Начальная точка (рисунок 4.13,б) соответствует напряжению DU", обусловленному сверхпереходным сопротивлением X"_d. Точка пересечения касательной с прямолинейным участком кривой с осью ординат определяет напряжение DU ', обусловленное переходным сопротивлением X'_d. Тогда значения реактивных сопротивлений, Ом, отнесенные к одной фазе, можно определить по формулам:

или в относительных единицах

         где I_к.з. — ток генератора перед отключением к. з.

Сверхпереходная постоянная времени по продольной оси для разомкнутой обмотки статора Т"_d0 определяется как время, в течение которого сверхпереходная составляющая напряжения затухает до 0,368 своего начального значения. Сверхпереходная составляющая напряжения определяется разностью DU ' - DU" .

 

 

Рисунок 4.13 - Восстановление напряжения генератора после отключения к.з. (а)

и в начальный период (б).

DU¢ - напряжение обусловленное сверхпереходным сопротивлением X'_d; DU" – напряжение обусловленное сверхпереходным сопротивлением X"_d

          

         Поскольку значения постоянных времени определяют поведение генератора во всех переходных процессах, во время комплексных испытаний генератора должны быть выполнены измерения, позволяющие определить основные постоянные времени. К ним относятся: Т'_d0 — переходная постоянная времени по продольной оси при разомкнутой обмотке статора и замкнутой накоротко обмотке ротора, Т'_d — переходная постоянная времени по продольной оси при замкнутых накоротко обмотках ротора и статора, Т_1d0 и Т_1d — постоянные времени демпферного контура соответственно при разомкнутой и замкнутой накоротко обмотке статора; Т_в0 и  Т_в, — постоянные времени обмотки ротора соответственно при разомкнутой и замкнутой накоротко обмотке статора. Указанные постоянные времени могут быть определены из опытов внезапного к. з., гашения поля и ударного возбуждения.

         Гашение поля генератора, работающего в режиме установившегося к. з. при номинальном токе статора и замыкания обмотки ротора на гасительный резистор, позволяет определить постоянные Т'_dГ и Т"_dГ , используемые в расчетах Т_в и Т_1d, а при замыкании обмотки ротора накоротко — постоянные Т'_d  и Т"_dГ .

Постоянные времени при каждом опыте определяются по осциллограмме напряжения или тока как время, при котором напряжение или ток статора снижаются до значений 0,368(U_нач – U_ост)+ U_ост  и 0,368(I_ост - I_ост)+I_ост 

         Если генератор оборудован АГП с дугогасительной решеткой, из опытов гашения поля при разомкнутой и замкнутой обмотках статора определяются только постоянные времени демпферного контура Т_1d0  и Т_1d , при   чем в процессе опыта необходимо разорвать цепь на включение контактора резистора самосинхронизации при снижении тока во избежание искажения результатов (рисунок 4.14). Определение постоянных времени Т'_d0, и Т'_d производится при опытах ударного возбуждения от возбудителя с  независимым возбуждением в режиме разомкнутой и замкнутой обмоток статора. По кривым U_ст=f(t) и тока статора I_ст=f(t) определяются соответственно Т'_d0, и Т'_d , как время, за которое напряжение или ток возрастает до 0,632 своего установившегося значения (рисунок 4.15).

Постоянные времени контура возбуждения для разомкнутой обмотки статора определяются из формулы

Т_в0 =Т'_d0 - Т_1d0 ,

а для замкнутой обмотки статора

Т_в =Т'_d - Т_1d .

Для установки контрольных шунтов рекомендуется предусматривать съемные накладки в цепях возбуждения, а у мощных турбогенераторов на токопроводах должны быть обязательно предусмотрены специальные места для установки шинной закоротки, которая должна поставляться комплектно с шинопроводом.

         Устройства АРВ испытываются перед включением в работу по отдельной программе.

 

Рисунок 4.14 - Определение постоянных времени Т_1d    и Т_1d0 турбогенератора ТВВ-165-2 при опытах гашения поля. 1 – в режиме х.х. U=f(t₁); 2 – в режиме к.з.  I=f(t₂)

 

 

Рисунок 4.15 - Кривые ударного возбуждения генератора и определение постоянных времени

Т'_d    и Т'_d0. 1 – в режиме х.х. U=f(t₁); 2 – в режиме к..з.   I=f(t₂)

 

         Тепловые испытания. Тепловые испытания проводятся с целью определения тепловых характеристик турбогенераторов, влияния температуры охлаждающей среды на температуру активных частей статора и ротора и соответствия допустимых нагрузок при различных режимах охлаждения рекомендациям завода - изготовителя. Учитывая возможность отклонения действительных допустимых нагрузок от заводских данных, тепловые испытания (испытания на нагрев) должны проводиться в первый год эксплуатации турбогенераторов.

Проведению тепловых испытаний предшествует большая и тщательная подготовительная работа:

         - измеряется сопротивление изоляции ротора постоянному току, и полученное значение сравнивается с заводскими данными;

         - проверяется состояние цепей и приборов контроля температуры меди и стали статора генератора, гaзa и дистиллята;

         - устанавливается контрольный шунт класса 0,5 в силовой цепи питания обмотки ротора с милливольтметром класса 0,5;

         - подключаются контрольные измерительные приборы в цепях измерения генератора: вольтметры класса 0,5 к вторичным цепям трансформаторов напряжения в цепи статора, вольтметр класса 0,5 на кольцах ротора (подсоединяется с помощью меднографитовых щеток), амперметры класса 0,5 в токовые цепи измерений статора, два однофазных ваттметра класса 0,5 для измерения активной мощности статора;

            - проверяются исправность и наличие всех терморезисторов в камерах холодного и горячего газа, в газоохладителях, в маслопроводах, подающих масло к уплотнениям генератора, исправность всех стационарных

 

манометров, контролирующих давление масла и охлаждающей среды, газоанализаторов, дифференциальных манометров и пр.

         Температура охлаждающей среды измеряется терморезисторами и ртутными термометрами, чистота охлаждающего газа контролируется газоанализаторами и дополнительными анализами лаборатории оперативного химического анализа.

         Схема установки заводских терморезисторов в пазу статора и потоке охлаждающего газа турбогенератора ТВВ-320-2 дана на рисунке 4.16.

         Если в программе испытаний предусматривается исследование теплового состояния турбогенератора в режиме недовозбуждения, до начала испытаний необходима установка дополнительных датчиков термоконтроля в зубцовой зоне стали статора.

         Для упрощения измерений возле генератора следует смонтировать специальный стенд с переключателями, к которым подведены цепи от датчиков температурных приборов.

        

 

Рисунок 4.16 - Схема установки терморезистоов в пазу статора (а) и потоке охлаждающего газа (б) генератора ТВВ-320        

 

         Тепловые испытания производятся в следующей последовательности. Устанавливается заданный режим нагрузки генератора при определенном режиме охлаждения. Обычно выбирают удобные для эксплуатации ступени изменения нагрузки генератора (четыре - пять режимов) по усмотрению оперативной службы электростанции, например 40 — 50; 60 — 70; 75 — 80; 90 — 100% от минимальной мощности генератора.

         Режим охлаждения задается от наиболее тяжелого (например, работы на воздухе вместо водорода работа с низкими давлениями охлаждающего газа) до наиболее эффективного (наивысшее давление охлаждающего газа) в зависимости от конструкции машин. При каждом  заданном режиме охлаждения нагрузка последовательно увеличивается до предельно допустимой. Неизменные параметры электрических нагрузок, температуры, давления и чистоты охлаждающей среды выдерживаются для каждой точки измерения в течение 8 — 10 ч. После достижения всеми активными частями генератора установившегося теплового состояния в течение 1,5 — 2 ч. через каждые 15 мин. производят записи по показаниям щитовых и контрольных приборов следующих величин:

         - токов и междуфазных напряжений обмотки статора, активной мощности;          тока и напряжения ротора;

         - температуры меди и активной стали по всем тачкам; температуры холодного и горячего газа, дистиллята, воды газоохладителей, масла на уплотнениях;

         - давления газа в корпусе и чистоты газа; частоты сети.

По измеренным значениям тока и напряжения ротора подсчитывается сопротивление обмотки ротора в горячем состоянии, после чего по известной температуре при измерении активного сопротивления обмотки ротора в холодном состоянии подсчитывается температура обмотки ротора в горячем состоянии:

где R_Р.Г., — активное сопротивление обмотки ротора при испытании; R_Р.Г. — активное сопротивление обмотки ротора в холодном состоянии при температуре J_х.

         За среднюю температуру холодного или горячего газа, холодной и горячей воды газоохладителей принимается среднее арифметическое значение из показаний терморезисторов или ртутных термометров, установленных в соответствующих точках.

         Превышение температуры меди обмотки ротора подсчитывается как

Dq=q_р - J₀ ,

         где J₀ — температура холодной окружающей среды.

         При эксплуатации блочных установок тепловых электростанций не исключена возможность выхода из строя одного из газоохладителей генератора по разным причинам внешнего характера (разрывы трубопроводов, неисправности арматуры, неисправности прокладок у фланцевых соединений и пр.), из-за чего производится отключение блока от сети или его разгрузка.

         Поэтому на блочных генераторах в программу тепловых испытаний желательно также включать проверку допустимости работы при одном отключенном газоохладителе.

         Измерение количества воды Q, проходящей через охладители, производится с помощью специально установленных диафрагм.

По данным испытаний на нагрев определяются превышения температур обмоток статора и ротора над температурой входящего охлаждающего газа или дистиллята, строятся кривые зависимости превышения этих температур от квадрата токов статора и ротора при разных режимах охлаждения.

 

 

Рисунок 4.17 - Превышение температур меди статора DJ_м ,  стали статора DJ_ст, обмотки ротора DJ_р турбогенератора ТВВ-320-2 в зависимости от квадрата токов статора и ротора

 

         При определении допустимых нагрузок генератора за исходную принимается температура, достигаемая при длительной работе генератора с номинальными нагрузкой и давлением охлаждающего газа. Кривые перегревов обмоток статора и ротора, полученные при тепловых испытаниях, даны на рисунке 4.17.

         По результатам испытаний для эксплуатационного персонала составляются таблицы допустимых токов статора и ротора при различных значениях температуры охлаждающей среды с интервалом в 5°С. В каждом интервале допустимый ток соответствует наивысшей температуре. При составлении таблиц допустимых токов должна быть учтена возможность колебания напряжения в пределах 5% номинального, а также давления водорода.

            Тепловые испытания турбогенераторов позволяют выявить у отдельных конструкций и машин несоответствие паспортных данных

 

допустимым режимам работы. В таблице 4.3. приведены данные тепловых испытаний некоторых турбогенераторов. По данным тепловых испытаний можно подсчитать потери в генераторе, определенные по теплосодержанию охлаждающей среды, например, потери, отводимые дистиллятом, кВт, определяются по эмпирической формуле

DР=QDT/0,86,

         где Q — расход дистиллята, м³/ч;

         DT  — нагрев дистиллята в обмотке, ^°С.

 

Потери, отводимые водородом, кВт,

DР=4,19cQDT ,

         где Q — расход водорода;

         DT  — нагрев водорода, ^°С;

         с — объемная теплоемкость водорода, ккал/(м^{3 °}С).

Вентиляционные потери, кВт,

,

где р¢_вент, — вентиляционные потери по данным заводских испытаний; р_ном — номинальное давление водорода;

         р_абс — давление водорода в опыте, кгс/см².

Потери на возбуждение, кВт,

р_в= U_вI_в/1000,

         где U_в, — напряжение на кольцах ротора, В;

         I_в, — ток ротора, А.

Потери в стали, кВт,

р_ст.=р'_ст (U/U_ном )²,

         где р'_ст— потери в стали по данным заводских испытаний;

         U — напряжение генератора при опыте, В.

Потери к. з., кВт,

р_к.з.=3I²₁r+p_д (I/I _ном)² ,

         где r — сопротивление фазы обмотки статора при температуре опыта, Ом;

         р_д — добавочные потери по данным заводских испытаний;

         I — ток статора при опыте, А.

 

         Таблица 4.3 - Результаты тепловых испытаний некоторых турбогенераторов

 

Тип генератора	Охлажде-ние	Нагруз-ка , %	Избыточ-ное давление газа, кгс/см2	Температура (вход), 0С		Превышение температур, 0С
				газа	дисти-лята	обмотки статора	стали статора	обмот-ки ротора
ТВ-60	Воздушное	60	-	-	-	34/65	-	69/90
	Водород-ное	81,5	1,5	40	-	-	-	90/90
	То же	89	1,5	30	-	-	-	90/100
	“              ”	100	2,5	40	-	65/65	-	90/90
	“              ”	108	2,5	30	-	45,5/65	-	100/100
ТВВ-320	Водород-ное	78	3,0	33,5	43,3	48	42,5	69,9
	водяное	96,4	4,0	37,1	41,3	38	42,3	68,7
		94,7	4,5	31,4	41,8	30	40,6	56,9
ТГВ-300	Водород-ное	92,5	4,01	12,1	-	34-50	30-49	50,6
		94	4,54	10,7	-	31-45	26-44	45,1

         В турбогенераторах, имеющих две охлаждающие среды (например, дистиллят и водород), обработка результатов испытаний и определение допустимых нагрузок имеет свои особенности. Можно считать, что дистиллятом отводится тепло, выделяющееся в обмотке статора (основные и добавочные потери), водородом потери в обмотке ротора, добавочные потери на поверхности ротора, вентиляционные потери и потери в стали статора. Однако распределение отдачи тепла между охлаждающими средами зависит от нагрузки генератора и от температуры входящей охлаждающей среды. Для турбогенератора ТВВ-150-2 (150 тыс. кВт, 176,5 тыс. кВА, 18000 В, 5670 А, cosj ₁=0,85, n=3000 об/мин, давление водорода 4 кгс/см², р¢_вент =.314 кВт при 4 кгс/см², р¢_ст =530 кВт при напряжении 18 кВ, р_д=479 кВт при I= I_ном) приведены определенные при тепловых испытаниях потери в таблице 8.4.

         При J дистиллята 35° С и малых нагрузках на генераторе доля потерь в стали, отводимая дистиллятом, превышает добавочные потери на поверхности ротора, отводимые водородом. Поэтому в этом опыте (первый в таблице 8-4) потери, отводимые дистиллятором (224 кВт), больше потерь к. з. (191,5 кВт). С увеличением нагрузки и температуры входящего дистиллята часть потерь в стали, отводимая дистиллятом, становится незначительной, и распределение отводимых потерь в генераторе меняется: потери, отводимые водородом, оказываются больше суммы потерь на вентиляцию, на возбуждение, потерь в стали, а потери, отводимые дистиллятом (462 кВт), оказываются меньше потерь к. з. (633 кВт).

         Испытания генераторов в асинхронном режиме. Испытания генераторов в асинхронном режиме рекомендуется проводить для определения допустимости этого режима для энергосистемы, выяснения предельных значений активных нагрузок генератора в этом режиме, условий работы двигателей с. н. блока или электростанции и составления необходимых рекомендаций оперативному персоналу. В настоящее время накоплен опыт эксплуатации и специальных испытаний асинхронных режимов турбогенераторов с косвенным и непосредственным охлаждением мощностью до 300 МВт включительно. Перед проведением испытаний следует произвести расчеты ожидаемых режимов, в особенности значений потребляемой из сети реактивной мощности.

         Необходимо осуществить следующие предварительные мероприятия:

         - установить шунт для измерения тока ротора;

         - собрать схему осциллографа и установить контрольные приборы;

         - вывести из действия блокировки АГП и возбудителя с выключателем блока (если они есть);

         - для отключения параллельной обмотки возбудителя постоянного тока установить однополюсный рубильник последовательно с автоматом;

         - для возможности замыкания обмотки ротора накоротко установить вспомогательный контактор, рассчитанный на 0,2 I_в.ном.

 

 

Таблица 4.4 - Потери в генераторе ТВВ-150, определенные при тепловых испытаниях

 

Нагрузка ,%*	Температура дистиллята (вход), 0С	Давление газа, кгс/см3	Потери, кВт
			отводимые дистиллятом	отводимые водородом	отводимые общие	в активной стали	вентиляцион-ные	на возбуждение	к.з.			выделяемые
									основные	добавочные	сумма
51,5	36	4,1	224	1185	1409	572	328	269	72,5	119	191,5	1355
51,5	53**	4,1	133	1250	1383	554	323	273	71	119	190	1320
90,5	44	3,9	462	1505	1967	525	307	600	248	390	633	2055
89,3	53,4**	4,0	415	1600	2015	520	314	600	246	390	636	2070

 

 

^* - Процент номинальной мощности

^** - Опыт производился при температуре дистиллята, отличной от рекомендованной заводом

 

         В схемах с АГП 1, АГП 12, АГП 30 и АГП  60 этот контактор шунтирует при включении резистора самосинхронизации, в схемах с АГП типа БНЛ — гасительного резистора. На мощных турбогенераторах для защиты обмотки ротора от перенапряжений параллельно обмотке должен быть установлен разрядник РЗВ с максимальным  напряжением срабатывания 2,4 кВ. На время испытаний на испытуемом турбогенераторе должны быть отключены автоматический регулятор и форсировка возбуждения. На работающих генераторах устройства АРВ и форсировки возбуждения должны быть введены в работу.

         Во избежание случайного нарушения режима работы двигателей с. н. перед проведением испытаний питание секции с. н., нормально подключенной к выводам испытуемого турбогенератора, необходимо перевести на резервный источник питания.

         Проверка нагрева крайних пакетов стали статора может быть введена в программу испытаний только при наличии специально заложенных для этого терморезисторов.

         Опыты проводятся при нескольких начальных активных нагрузках (начиная от 10 — 20% Р_ном до 40 — 70% Р_ном). При проведении испытаний асинхронного режима турбогенераторов, оборудованных устройствами автоматического регулирования оборотов турбины АСАР, последовательность испытаний может быть принята иной, при этом обязательно проверяется скорость снижения нагрузки устройством АСАРБ от Р=Р_ном или близкой к ней.

         Каждый опыт повторяется при следующих вариантах включения обмотки возбуждения: обмотка замкнута на гасительный резистор или резистор самосинхронизации, на якорь электромашинного возбудителя или выпрямители систем в. ч., или тиристорного возбуждения накоротко, или разомкнута.

         В опытах с разомкнутой обмоткой ротора перевод в асинхронный режим осуществляется отключением АГП с предварительным разрывом цепи обмотки контактора самосинхронизации или цепи гасительного резистора.

Замыкание обмотки ротора на обмотку якоря возбудителя осуществляется введением 10 - кратного сопротивления в цепь возбуждения возбудителя с последующим разрывом этой цепи. Замыкание обмотки ротора на выпрямители в. ч. возбудителя производится отключением обмотки независимого возбуждения в. ч. возбудителя.

         Замыкание обмотки ротора на гасительный резистор, резистор самосинхронизации или накоротко производится отключением АГП. После отключения АГП ротор оказывается сначала разомкнутым, примерно через 1 с контактором КСС обмотка ротора замыкается на резистор самосинхронизации. После проведения измерений замыкается дополнительный контактор и обмотка ротора замыкается накоротко.

         При испытаниях мощных турбогенераторов начальную нагрузку желательно устанавливать с максимально допустимым значением cosj, с целью приближения к условиям работы в режиме недовозбуждения.

         Перевод генератора в асинхронный режим производится после записи по приборам данных в установившемся режиме его работы.

При каждом опыте регистрируются и записываются осциллографом следующие величины:

         - активная мощность, токи статора и ротора испытуемого генератора;

         - напряжения на выводах статора и кольцах ротора;

         - напряжения в нескольких точках электрической схемы установки (на сборных шинах станции, на шинах с. н., на шинах подстанций потребителей и пр.).

         Кроме того, с помощью ручного секундомера отсчитывается число колебаний стрелок амперметров в цепи статора за определенное время и приближенно определяется скольжение агрегата при данной нагрузке.

         Скорость движения ленты осциллографа выбирается  не   большой (не  более нескольких миллиметров в секунду).

         Наибольшее скольжение возникает при работе турбогенератора в асинхронном режиме с разомкнутой обмоткой ротора. Более легко проходит асинхронный режим турбогенератора с обмоткой ротора, замкнутой на гасительный  резистор, несколько хуже — на резистор для самосинхронизации. В том случае, когда обмотка ротора замкнута на якорь возбудителя или на выпрямители высокочастотного возбудителя, скольжение имеет наименьшее значение.

         В процессе испытаний асинхронных режимов следует проследить за изменением температурного состояния машины, в первую очередь ротора, и проверить отсутствие недопустимых перенапряжений на обмотке ротора.

Для уменьшения колебания нагрузки генератора в асинхронном режиме и ограничения перенапряжений на роторе при потере возбуждения следует отключать АГП, так как в этом случае ротор замыкается на резистор самосинхронизации.

         У генераторов с в. ч. возбудителями в асинхронном режиме значения максимальных перенапряжений на обмотке ротора, замкнутой на группу вентилей в. ч. возбудителя в момент запирания вентилей, а также при разомкнутой обмотке ротора находятся в пределах 2 — 2,5U_НОМ, если активная нагрузка генератора не превышает 0,55 — 0,6Р_НОМ и не представляет опасности для изоляции ротора и вентилей,

         С точки зрения надежности самого генератора необходим контроль  температуры крайних пакетов, поверхности ротора и конструктивных элементов торцевой зоны. Испытания турбогенераторов мощностью до 300 МВт показали, что по условиям нагрева сердечника длительность асинхронных режимов, предусмотренная ПТЭ, допустима. Максимальные нагревы при  этом зафиксированы в зубцах крайних пакетов (до 120°С) и в области нажимных фланцев, приближенных к обмотке статора (до 130°С).

         Изменение токов и напряжений статора и ротора генератора, работающего в асинхронном режиме, видно из рисунка 4.18. Результаты испытаний асинхронных режимов, турбогенераторов с непосредственным охлаждением приведены в таблице 4.5. Асинхронная характеристика генератора ТВВ  320  2, снятая при испытаниях. Максимальное скольжение обычно возникает сразу же после потери возбуждения и затем уменьшается до установившегося значения, причем время достижения при одинаковой активной нагрузке пропорционально сопротивлению в цепи обмотки ротора.

 

Рисунок 4.18 - Осциллограмма работы турбогенератора ТВВ-320-2 в асинхронном режиме.

 

I – режим недовозбуждения; II – асинхронный режим при обмотке ротора, замкнутый на якорь возбудителя; III – асинхронный режим с разомкнутой обмоткой ротора, замкнутой на R_cc; IV – вхождение в синхронизм.

         Асинхронный режим работы турбогенератора при работе на резервном возбудителе протекает наиболее тяжело и характерен тем, что за счет запасенной энергии в массах возбудительного агрегата турбогенератор, переходя в режим недовозбуждения, теряет возбуждение не сразу и выпадает из синхронизма через некоторое время. Из осциллограммы на рисунке 4.18 видно, что асинхронный режим того же турбогенератора ТВВ  320 наступает только через 5 с, при этом обмотка ротора замыкается на якорь возбудителя. Колебания основных параметров оказываются весьма значительными, скольжение достигает 4,0%:

 

Активная мощность, МВт.............……………………….. 0 — 420

Ток статора, кА ................... ………………………………15 — 22

Напряжение статора, кВ.........……………………..…...... 13 — 17

Ток ротора, кА.............………………………………...…… 5,2

Скольжение, %.................... …………………………………..4,0

Потребление реактивной мощности на сети, Мвар ………. 420

 

         Отключение АГП происходит от реле обратной мощности после снижения напряжения статора до 0,85 номинимального значения, после чего ротор замыкается на сопротивление самосинхронизации. Разгрузка турбогенератора до

 

Рисунок 4.19 - Характеристики ТВВ-320-2 при работе в асинхронном режиме с обмоткой ротора, замкнутой на R_cc .

1 – зависимость тока статора от активной нагрузки; 2 – зависимости потерь в роторе от скольжения; 3 – зависимость активной нагрузки от скольжения

 

0,6Р_ном устройством АСАРБ произошла за 19 — 20 с, а до 0,4Р_ном — за 24 с.

         Для облегчения ресинхронизации генератора с сетью после включения АГП следует увеличить ток ротора.

         Испытания допустимости самосинхронизации генераторов. До составления местных инструкций рекомендуется провести специальные испытания, позволяющие определить допустимость самосинхронизации генераторов   с точки зрения надежности энергоснабжения    потребителей.

         Генераторы с непосредственным охлаждением обмоток должны включаться в сеть, как правило, методом точной синхронизации и лишь в аварийных случаях в систему могут включаться методом самосинхронизации. Испытаниям допустимости самосинхронизации генераторов должны предшествовать небольшие подготовительные работы:

         - проведение расчетов по определению максимального броска тока при включении турбогенератора;

         - оповещение наиболее ответственных потребителей « о программе испытаний »;

         - отключение испытуемого турбогенератора от сети, если он находился в работе, и подключение специальных приборов.

          Расчеты электрического режима работы электростанции при включении одного из турбогенераторов в сеть способом самосинхронизации производятся в следующей последовательности:

         -составляется расчетная схема замещения электрической установки. Генераторы вводятся в схему замещения своими переходными реактивными сопротивлениями, реактивные сопротивления трансформаторов связи и реакторов определяются по их паспортным данным, индуктивность нагрузок подсчитывается при заданном коэффициенте мощности нагрузки;

         - все сопротивления приводятся к базисной мощности, и определяется эквивалентное реактивное сопротивление системы (без сопротивления подключаемого генератора);

         - ток в обмотках статора подключаемого генератора

 

          - вычисляются дополнительные токи от остальных  генераторов  и нагрузки, после чего определяются полные токи в точке включения от системы и напряжения в момент включения невозбужденного генератора: на выводах генератора, на шинах станции после трансформатора блока.

         Испытание можно проводить в том  случае, если полученные в расчете значения максимального тока в обмотках статора не превышают установленных норм I_max3,5I_ном.

         В процессе включения генератора осциллографируются токи в обмотках статора и ротора подключаемого генератора, напряжение на выводах статора и кольцах ротора, напряжения в различных точках электрической схемы станции.

Скорость записи рекомендуется не менее 25 мм/с. Все АРВ и устройства форсировки возбуждения как на подключаемом, так и на остальных генераторах должны быть введены в работу.

 

Таблица 4.5 - Данные испытаний асинхронных режимов некоторых турбогенераторов

 

Турбогенератор	Состояние обмотки ротора	Активная мощность в синхронном режиме, МВт	Средняя активная мощность в асинхронном режиме, МВт	Средняя потребля-емая реактивная мощность в асинхронном режиме, МВ*А	Средний ток статора** , отн. ед.	Напряжение на выводах статора, отн. ед.	Скольжение, %
ТВФ-200	Замкнута на якорь резервного возбудителя	125,8	116,8	156	1,14	0,724	0,19
	Замкнута на выпрямители в. ч. возбудителя	120	111	153	1,1	0,76	0,185
	Замкнута на резистор самосинхронизации	130	125	154,5	1,1	0,7555	0,38
	Разомкнута	122	115	163	1,1	0,753	0,54
ТВВ-165	Замкнута на резистор самосинхронизации	60,5	56,5	92,3	0,86	0,84	0,11
	Разомкнута	54,5	48	94,5	0,74	0,85	0,17
ТВВ-320*	Замкнута на резистор самосинхронизации	180 230	125 142	240 275	1,09 1,28	- -	0,32 0,47
ТВВ-320***	То же	120 180	101 124	190 230	0,8 0,88	- -	0,3 0,47
ТГВ-300	Замкнута на резистор самосинхронизации	148	140	215	1,04	0,85	0,26
	Замкнута на якорь резервного возбудителя	150	140	215	1,04	0,85	0,14

 

^* - Электростанция с сильной связью с энергосистемой.

^** - По отношению к номинальному току статора.

^*** - Электростанция со слабой связью с энергосистемой.

        

         Испытания генераторов в режимах недовозбуждения. Возможные условия использования режима недовозбуждения определяются директивными материалами Главного технического управления по эксплуатации энергосистем. Испытания в режимах недовозбуждения проводят перед выдачей рекомендаций персоналу с целью проверки экспериментальных границ устойчивости, правильности настройки регуляторов и выявления эксплуатационных и технических ограничений, могущих препятствовать режиму недовозбуждения.

         Перед испытанием тепловая схема блока должна быть подготовлена к возможности изменения активной нагрузки в широком диапазоне (0,5Р_ном), питание с. н. испытуемого агрегата следует перевести на резервный источник, отключить компаундирование на ЛРВ, оставив в работе электромагнитный корректор. На генераторах, предназначенных для систематической работы в режиме недовозбуждения, приборы должны иметь широкие пределы измерения реактивной мощности в емкостном и индуктивном квадрантах.

          Испытания проводятся в следующем порядке. На испытуемом генераторе устанавливается активная нагрузка в пределах 10 — 15% номинальной, затем воздействием на уставку АРВ генератор медленно переводится в режим недовозбуждения, при этом начинается рост потребляемой им из системы реактивной мощности.

         Процесс увеличения потребления реактивной мощности при последующих уменьшениях уставки АРВ продолжается до приближения к границе устойчивости. Запись показаний приборов производится последовательно на каждом этапе испытаний, особенно тщательно фиксируются показания приборов вблизи ожидаемой границы устойчивости. После определения границы устойчивости при данной активной нагрузке генератор вновь переводится в нормальный режим работы, и испытания проводят при следующем значении активной мощности (25— 30%) и т. д.

         Нарушение устойчивости возможно в виде <самораскачивания» или «сползания». В первом случае в системе возникают незатухающие колебания, при дальнейшем снижении уставки корректора амплитуда колебаний увеличивается и генератор выпадает из синхронизма. Если при возникновении колебаний прекратить снижение уставки АРВ, нарушение устойчивости параллельной работы обычно прекращается.

         Во втором случае («сползание») ток статора и реактивная мощность начинают апериодически изменяться с нарастающей скоростью. Для предотвращения выпадения генератора из синхронизма следует резко увеличить уставку АРВ.

         В том случае, если асинхронный режим не прекратился, необходимо снизить активную нагрузку генератора. Длительность асинхронного режима не должна превышать допустимого значения. В таблице 4.6 приведены результаты испытания режимов недовозбуждения некоторых турбогенераторов.

         Для увеличения пределов регулирования потребляемой реактивной мощности при испытаниях в ряде случаев необходимо изменять параметры настройки АРВ.

Определение нагрева конструктивных элементов генератора производится аналогично тепловым испытаниям генераторов. Измерение температуры крайних пакетов стали и конструктивных элементов торцевой зоны статора осуществляется специально устанавливаемыми терморезисторами. В результате испытаний определяют зависимости установившихся  превышений местных температур элементов в лобовых частях обмотки статора от cosj  и квадрата кажущейся мощности или квадрата тока статора генератора, по которым составляются границы возможных нагрузок генератора в режимах недовозбуждения из условия допустимых температур.

 

Таблица 4.6 – Результаты испытания режимов возбуждения

 

Агре-гат	Турбогене-ратор	P, МВт	Q, МВ*А	UГ, кВ	IСТ, кА	UВ, В
Пер-вый	ТВ-60-2*	20	-35	8,75	2,6	40
	ТВ-60-2**	30	-28	8,8-8,85	2,7-2,75	54,5-55,5
			до -32
	ТВ-60-2***	36-40	-30	-	-	-
	ТВ-60-2***	50	-25	-	-	-
Второй	ТВ-60-2**** (другая машина)	20	-42	8,42	3,12	-
		30	-48	8,3	3,6	75
		40	-42	8,41	4,08	95
		50	-30	8,85	3,84	109
Пер-вый	ТВФ-100V	30	-70	8,81	4,98	50
	ТВФ-100VI	50	-80	8,6	6,16	88
	ТВФ-100VII	70	-65	8,9	5,92	85,3

 

^*-корректор включен

^**-корректор включен, колебания с периодом Т= 110 с.

^***-генератор периодически терял устойчивость

^****-генератор выпал из синхронизма при Q=-45 МВ*А

 

^V-качание при  Q=-75 МВ*А

^VI- нарушение устойчивости при Q=-90 МВ*А

^VII- нарушение устойчивости при Q=-70 МВ*А

 

                    

         Определение угловых характеристик турбогенераторов. Угол нагрузки d определяет устойчивость работы генератора, и определение его значения необходимо при расчетах режимов и регулирования возбуждения машины. Определение угловой характеристики P=f (d) при I_в=соnst производится только на машинах больших мощностей (300 МВт и более)

         Угловые характеристики снимаются при номинальном токе

возбуждения и в режиме недовозбуждения при разных значениях активной мощности. На рисунке 4.20 приведены экспериментальные угловые характеристики турбогенератора ТВВ-320-2.

 

 

Рисунок 4.20 - Угловые экспериментальные характеристики турбогенератора ТВВ-320-2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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,  ремонт и испытание электрооборудования собственных

нужд и вторичных устройств электрических станций

 

 

 

Учебное пособие

 

 

 

 

 

Редактор Ж.М. Сыздыкова

Доп. план 2005г. поз. 31

 

 

 

 

 

 

 

Сдано в набор

Формат 50х84 1/16

Бумага типографская № 2

Уч.-изд. лист – 5,4 Тираж 100 экз. Заказ                              Цена 172 тенге.

 

 

 

 

Копировально – множительное бюро

Алматинского института энергтики и связи

Алматы., ул. Байтурсынова, 12