І синхронних компенсаторів

ЕКСПЛУАТАЦІЯ ГЕНЕРАТОРІВ

3.1. ОГЛЯДИ І ПЕРЕВІРКИ ГЕНЕРАТОРІВ

Огляди і перевірки генераторів виконуються персоналом електроцеху перед пуском і під час роботи. При цьому оглядаються генератор і устаткування, що включається разом з ним в роботу.

При огляді генератора перед пуском після ремонту перевіряється, чи всі роботи закінчені і чи є про це запис в журналі ремонту. Звертається увага на стан щіток на кільцях ротора і на колекторі збудника, перевіряється, чи не виступає слюда і чи не затягнені міддю проміжки між колекторними пластинами, чи немає підгорання і на пластинах, чи не забруднена ізоляція щіткових апаратів. Щітки, що спрацьовували, підлягають заміні. Пил і бруд на ізоляції щіткових апаратів віддаляються шляхом протирання. Про дефекти, які змінний персонал своїми силами усунути не може, повідомляється керівництву електроцеху.

При огляді приміщення виводів і комірки генератора перевіряється відсутність закороток на ошиновці, слідів нагрівання контактних з'єднань по термовказівниках. Перевіряється, чи не потрапляє масло на устаткування виводів. Включається вентиляція приміщення виводів. Виконується опробування автомата гасіння поля (АГП) і вимикачів включенням і відключенням.

Перевіряється готовність до пуску газомасляної системи генератора і системи водяного охолоджування обмоток. Особливо важливо переконатися у тому, що всі вентилі на маслопроводах подачі масла на ущільнення від системи регулювання через інжектор відкриті, оскільки найбільш надійно виконувати пуск під час поступання масла на ущільнення від інжектора. Спільно з машиністом турбіни перевіряється робота АВР маслонасосів турбіни і водневого охолоджування, конденсатних, циркуляційних і інших насосів. Перед перевіркою АВР вимірюється опір ізоляції всіх двигунів, що належать турбоагрегату, якщо вони були в ремонті або тривало знаходилися в резерві. Готується до включення в роботу система збудження згідно інструкції.

Вимірюється опір ізоляції обмотки статора мегаомметром 2500 В і кола ротора мегаомметром 500— 1000 В. Результати вимірювання порівнюються з даними попередніх вимірювань. При зменшенні опору ізоляції обмотки статора в 3—5 разів, в колі ротора нижче нормованого значення слід, розділяючи кола, визначити ділянку із зниженою ізоляцією і вжити заходи до її відновлення.

Опори ізоляції всього кола збудження генераторів і синхронних компенсаторів з газовим охолоджуванням обмотки ротора і з повітряним

охолодженням елементів системи збудження повинно бути не менше 0,5 МОм, при водяному охолоджуванні напівпровідникових перетворювачів- не менше 100 кОм. Опір ізоляції кола збудження з водяним охолоджуванням обмотки ротора повинен бути не менше 10 кОм. Проте при видаленні дистиляту з обмотки з продуванням стислим повітрям опір ізоляції обмотки повинен бути не менше 0,5 МОм.

Під час пуску при підвищенні швидкості обертання генератора необхідно стежити за тим, чи підтримує регулятор необхідний перепад між тиском масла на ущільнення і водню в генераторі, чи не знизився тиск масла перед регулятором до неприпустимо низького значення. Необхідно також стежити за температурою вкладишів ущільнень по термометрах опорів, а якщо їх немає, то по температурі масла, яке зливається з ущільнення, і по нагріву корпусів ущільнень. Якщо при цьому буде знайдена ненормальність, слід зменшити швидкість обертання генератора для з'ясування і усунення причини ненормальності.

При огляді генератора, що перебуває в роботі, перевіряють:

чи немає іскріння на кільцях ротора і колекторі збудника, чи не забруднені щіткові апарати, чи не потрапляють на кільця і колектор пари масла, чи немає на колектор подряпин, що з'являються за наявності на поверхні щіток металевих або абразивних включень або при спрацьовуванні щіток до такого ступеня, що їх мідне армування починає зачіпати за колекторні пластини;

чи не посилилася вібрація підшипників, чи не змінився шум генератора;

яка температура підшипників і вкладишів ущільнень, холодного і гарячого газу і інші параметри охолоджування;

чи не збільшився злив масла з ущільнень у бік водню;

чи нормальний перепад між тиском масла на ущільнення і водню;

При виявленні ненормальностей в роботі слід з'ясувати причини і по можливості вжити заходи до їх усунення.

Генератора повинен оглядатися начальником зміни електроцеху не рідше 1 разу в зміну і майстром по генераторах не рідше 1 разу на добу. Крім того, контактні кільця ротора і колектор збудника повинні оглядатися черговим електромонтером у встановлені терміни. Машиніст турбіни повинен стежити за нагріванням ущільнень і підшипників генератора і збудника. Він зобов'язаний контролювати і регулювати температуру охолоджуючого середовища в генераторі, періодично прослуховувати генератор, спостерігати за чистотою виступаючої частини ізоляції під стільцем підшипників генератора і збудника і не допускати її закорочування металевими предметами.

Газоохолоджувачі і теплообмінники найефективніше працюють, якщо трубки повністю заповнені водою. Тому температура охолоджуючого газу або конденсату регулюється зміною кількості охолоджуючої води, відкриттям або прикриттям не напірної, а загальної зливної засувки.

Зливні засувки після кожного охолоджувача прикриваються лише настільки, щоб забезпечити рівномірну витрату води через всі газоохолоджувачі і повне заповнення їх водою при номінальному навантаженні генератора. Загальна напірна засувка і напірні засувки перед кожним газоохолоджувачем повинні бути відкриті повністю. Тільки за наявності зливу води зі всіх дренажних кранів, приєднаних до верхніх точок зливних камер газоохолоджувачів, можна бути упевненим, що повітря в газоохолоджувачах відсутнє.

Різке збільшення витрати охолоджуючої води через нагріті газоохолоджувачі може призвести до порушення щільності вальцювання трубок в трубній дошці. Тому таких випадків слід уникати. При пуску генератора охолоджуюча вода в газоохолоджувачі повинна бути подана до того, як вони сильно нагріються.,

Якщо вхідні отвори трубок газоохолоджувачів забиваються дрібною тріскою, листям і іншим сміттям, їх охолоджуюча здатність різко знижується. Для відновлення їх нормальної роботи доводиться по черзі відключати кожен газоохолоджувач, розкривати на ньому торцеві кришки і видаляти сміття, що забило трубки, вручну. Ця операція на генераторах з водневим охолоджуванням не тільки трудомістка, але і небезпечна, оскільки проводиться, як правило, без витіснення водню. За наявності схеми промивки газоохолоджувачів зворотним ходом води (рисунок 3.1) необхідність в частому ручному чищенні газоохолоджувачів відпадає.

Рисунок 3.1. Схема промивання газо охолоджувачів зворотним ходом води:

а- нормальний режим охолодження; б- режим промивання; Г- газоохолоджувачі; 1-4- засувки

Для промивання газоохолоджувачів закриваються засувки на зливі 4 і вході 2 і відкриваються засувки 1 і 3.Вода разом із змитим сміттям і брудом скидається в дренажні канали. Промивання закінчують після того, як вода з газоохолоджувачів піде чистою. Звичайно промивання продовжується 5—10 хв і, як правило, проводиться на непрацюючому генераторі. При необхідності промивання можна виконувати і на працюючому, але по можливості розвантаженому генераторі.

Спостереження за роботою генератора ведеться як по вимірювальних приладах, так і візуально. Покази електричних приладів генератора, температури сталі і обмотки статора, що охолоджувального середовища і вкладишів підшипників повинні записуватися не рідше 2 раз за зміну. У ті ж терміни у турбогенераторів з водневими і воднево-водяним охолоджуванням повинні записуватися: чистота і тиск водню, тиск масла на ущільнення, температура газу або конденсату на вході в обмотку і виході з неї, витрата конденсату через обмотку, температура води (конденсату) на вході в газоохолоджувачі (теплообмінники) і виході з них, тиск води в напірному колекторі газоохолоджувачів (теплообмінників).

3.2. ПЕРЕВІРКА СПІВПАДАННЯ ФАЗ, СИНХРОНІЗАЦІЯ І НАБИРАННЯ НАВАНТАЖЕННЯ

Після закінчення монтажу або робіт в первинному колі генератора, які могли порушити чергування фаз, необхідно перевірити, чи співпадають фази генератора і мережі.

Для перевірки співпадання фаз до трансформатора напруги резервної системи шин приєднується фазопоказчик. Який затискач фазопоказчика до якої фази трансформатора напруги буде підключений, істотного значення не має. Важливо лише зберегти порядок підключення незмінним до кінця перевірки. Потім на резервну систему шин подається по черзі напруга від робочої системи шин і від генератора. Якщо в обох випадках диск фазопокажчика обертатиметься в одному і тому ж напрямі, то порядок чергування фаз генератора і системи однаковий. Якщо ж напрям обертання диска змінюється, то включати генератор в мережу, не помінявши місцями дві фази на ошиновці, яка з’єднує генератор з мережею, неприпустимо.

За відсутності резервної системи шин або блочному з'єднанні генератора з трансформатором фазопоказчик приєднується до трансформатора напруги генератора. Від виводів статора від'єднуються компенсатори і на шинний міст, і трансформатор напруги генератора подається напруга від системи включенням вимикача силового трансформатора.

Фіксується напрям обертання диска фазопоказчика. Потім, після приєднання компенсаторів до виводів статора і пуску генератора, напруга на шинний міст подається від генератора. При співпаданні фаз напрям обертання диска фазопоказчика повинен зберегтися. Якщо між генератором і його трансформатором є роз'єднувачі, то від'єднувати компенсатори від виводів статора не потрібно. В цьому випадку перед подачею напруги на шинний міст від мережі достатньо відключити роз'єднувачі.

Після закінчення монтажу або робіт в колах синхронізації і пов'язаних з ними трансформаторах напруги повинні бути перевірені справність і правильність схеми синхронізації. Для цього потрібно після досягнення генератором швидкості обертання, близької до номінальної, збудити генератор (тобто включити його автомат гасіння поля АГП, подати в ротор струм збудження і підняти напругу на виводах статора до номінального). Струм збудження регулюють за допомогою регулювального реостата, повзунок якого вручну переміщається в положення «холостого ходу», або за допомогою установочного автотрансформатора УАТ, що впливає на автоматичний регулятор збудження АРЗ генератора. Далі, встановивши ключ синхронізації на пульті управління генератором в положення «Включено», слід подати на колонку синхронізації явно несинхронні напруги (від генератора і мережі).

Перевірити обертання стрілки синхроноскопа і почекати, поки вона зробить один або декілька повних обертів. Це вкаже на справність синхроноскопа і наявність на ньому напруги як від генератора, так і від мережі. Одночасно потрібно переконатися в роботі вольтметрів і частотомірів на колонці синхронізації. Поки стрілка синхроноскопа не зробить повного оберту, не можна вважати синхроноскоп і його кола справними. Коливання стрілки в одну і іншу сторону від червоної межі можуть бути викликані не тільки незадовільною роботою регулювання турбіни, але і обривом в одній з фаз напруги, що підводиться до синхроноскопу або несправністю самого синхроноскопа; збуджений до номінальної напруги генератор включається на резервну систему шин, що знаходиться без напруги. Включається колонка синхронізації. Оскільки на синхроноскоп при цьому буде подана явно синхронна напруга, стрілка синхроноскопа повинна зупинитися у вертикальному положенні, на червоній межі, якщо ж вона зупиниться в іншому положенні, то, значить, синхронізуючий пристрій працює неправильно і до усунення дефекту включати в роботу генератор неприпустимо.

За відсутності резервної системи шин або при блочному з'єднанні генератора з трансформатором правильність роботи схеми синхронізації перевіряється подачею напруги на шинний міст генератора від мережі при від'єднаних від виводів генератора компенсаторах.

Включення генератора в мережу може бути виконане за способом точної синхронізації або самосинхронізації.

Для включення генератора за способом точної синхронізації без кидка струму в статорі і без різкої зміни обертаючого моменту ротора повинні бути дотримані три умови: рівність значень напруги генератора і мережі; співпадання цих напруг по фазі; рівність частот генератора і мережі.

Включення генератора в мережу при значній нерівності напруг по значенню і при великому куті розбіжності по фазі викличе появу в генераторі зрівняльного струму і пов'язаних з ним наслідків. Особливо небезпечне включення генератора при неспівпаданні напруг по фазі. У найважчому випадку, коли напруги генератора і мережі зсунуті по фазі на 180°, а потужність системи у багато разів перевищує потужність генератора, зрівняльний струм у момент включення в 2 рази перевищить струм трифазного КЗ на виводах генератора. Від такого струму можуть руйнуватися лобові частини обмотки статора або обмотки трансформатора. При значній різниці частот важко безпомилково вибрати момент для включення генератора.

Проте точне дотримання трьох вищезгаданих умов, особливо двох останніх, уповільнило б процес синхронізації. Тому практично допускається можливість появи незначних, безпечних поштовхів при включенні генератора і синхронізація з дотриманням наступних, дещо відмінних від вказаних вище ідеальних умов:

напруга генератора повинна бути вищою за напругу мережі, але не більше ніж на 5 %, з тим щоб він після включення прийняв на себе реактивне навантаження;

імпульс на включення вимикача повинен подаватися до підходу стрілки синхроноскопа до червоної межі на кут, відповідний часу включення вимикача, з розбіжністю не більш 8—12°;

частота обертання генератора повинна бути близькою до частоти мережі, щоб стрілка синхроноскопа оберталася з частотою не більш 2—3 об/хв.

Точна синхронізація виконується за допомогою автоматичного синхронізатора, а там де його нема—вручну. Схема ручної синхронізації доповнюється блокуванням від несинхронного включення, що дозволяє включення генератора тільки при допустимих різниці частот обертання і куті розбіжності між фазами напруг генератора і мережі. Ручна синхронізація при відключеному блокуванні від несинхронного включення забороняється.

За способом самосинхронізації генератор включається в мережу без збудження при частоті обертання, близькій до синхронної (ковзання ±2%), після чого включається АГП, генератор збуджується і протягом 1—2 с втягується в синхронізм. Регулювальний реостат перед включенням генератора повинен бути встановлений в положення XX.

Щоб уникнути пробою ізоляції обмотки ротора через появу перенапруг вона повинна бути замкнута до включення АГП на резистор самосинхронізації.

Якщо при невдалій точній синхронізації механічні зусилля на вал ротора, обумовлені так званим синхронним моментом, можуть у декілька разів перевищити зусилля від номінального моменту, то при самосинхронізації синхронний момент відсутній, оскільки генератор включається незбудженим. Крім того, перевага способу самосинхронізації полягає в простоті, що дозволяє повністю автоматизувати включення генератора в мережу, в швидкості включення.

Включення турбогенераторів, що мають непряме охолоджування обмоток і працюють на шини генераторної напруги, а також генераторів з безпосереднім охолоджуванням обмоток в нормальних умовах повинне здійснюватися, як правило, способом точної синхронізації. Для турбогенераторів, що працюють на шини генераторної напруги, це пов'язано з небажаністю значного пониження напруги у споживачів у момент включення генератора через кидок струму, перевищуючого 3,5 номінальних значень.

Для турбогенераторів з безпосереднім охолоджуванням, не дивлячись на те що симетрична складова струму в початковий момент їх самосинхронізації звичайно не перевищує триразового номінального значення, обмеження по застосуванню способу самосинхронізації викликані меншою стійкістю цих генераторів і блочних трансформаторів великої потужності до динамічних впливів в порівнянні із стійкістю турбогенераторів з непрямим охолоджуванням і трансформаторів меншої потужності.

В аварійних умовах, коли напруга і частота в мережі можуть сильно коливатися, операція по включенню генератора способом точної синхронізації може затягнутися на тривалий час або супроводжуватися включенням з великим кутом розбіжності векторів напруги генератора і мережі. У цих умовах турбогенератори потужністю до 200 МВт включно і гідрогенератори потужністю до 500 МВт включно дозволяється включати на паралельну роботу способом самосинхронізації. Генератори більшої потужності дозволяється включати цим способом за умови, що кратність симетричної складової струму самосинхронізації до номінального струму не перевищує 3,0.

Швидкість піднімання активного навантаження після включення турбогенератора в мережу визначається допустимою швидкістю набирання навантаження на турбіну і котлоагрегат. Порушення цієї вимоги неприпустимо. Наприклад, надмірно швидкий набір навантаження може привести до більшого подовження ротора турбіни в порівнянні з подовженням корпусу турбіни і відключення її захистом від осьового зрушення, а у гіршому разі і до зачіпання лопаток ротора за діафрагми. Тому швидкість підйому навантаження повинна бути вказана в місцевих інструкціях для кожного типу турбогенератора.

Швидкість набирання реактивного навантаження генераторів і синхронних компенсаторів з непрямим охолоджуванням обмоток, а також гідрогенераторів з безпосереднім охолоджуванням обмоток не обмежується. У турбогенераторів з безпосереднім охолоджуванням обмоток швидкість набирання реактивного навантаження в нормальних умовах не повинна перевищувати швидкості набирання активного навантаження, а в аварійних умовах не обмежується. Обмеження швидкості набирання реактивного навантаження (швидкості підвищення струмів статора і ротора) в турбогенераторах з безпосереднім охолоджуванням викликане тим, що обмотки в них досягають сталої температури в 10—15 разів швидше, ніж осердя. Без обмеження швидкості підвищення струму різниця температур в сталі і міді обмотки ротора може стати вельми великою, що при значній довжині активних частин турбогенераторів приведе до значної різниці в тепловому розширенні обмоток і сталевих частин і як наслідок до переміщення обмоток щодо осердь, до появи механічних напруг в міді обмотки ротора, що перевищують межу її текучості. Переміщення обмоток або надмірні зусилля в міді при частих повтореннях можуть викликати пошкодження ізоляції або деформацію міді.

3.3. НОРМАЛЬНІ РЕЖИМИ РОБОТИ ГЕНЕРАТОРІВ

Нормальними режимами генератора є такі, при яких він працює з номінальними параметрами, вказаними на заводській таблиці і в паспорті, або з відхиленнями, допустимими по ДЕСТ. Робота генератора точно з номінальними параметрами називається, крім того, номінальним режимом. До основних параметрів генератора належать: повна потужність, напруга і струм статора, струм ротора, коефіцієнт потужності, частота, температура і тиск охолоджуючого середовища.

Тривало допустимі значення струму статора і ротора генератора залежно від конкретних значень тиску газу і температури охолоджуючого середовища, а також від значення робочої напруги на виводах статора звичайно указуються в так званій режимній карті генератора, якою користуються при його експлуатації.

При складанні режимних карт керуються наступними міркуваннями. Тривало допустимі струми статора і ротора повинні бути понижені, якщо температура охолоджуючого середовища або тиск газу відрізняються від номінального убік погіршення охолоджування. Якщо температура охолоджуючого газу нижча від номінальної, то потужність генератора дозволяється підвищити.

Допустимі при зниженій температурі холодного газу струми ротора і статора, якщо вони не вказані заводом-виготівником, встановлюються на підставі випробування на нагрівання.

При цьому не повинні бути перевищені найбільші допустимі в експлуатації температури, визначені при номінальному режимі. Не допускається збільшувати потужність при зниженні температури вхідної в обмотку води для генераторів з водяним охолоджуванням обмотки статора.

Якщо температура охолоджуючого газу вища номінальної, то допустимі струми статора і ротора зменшуються до значень, при яких температури обмоток не перевищуватимуть найбільших допустимих в експлуатації. При температурі вхідного газу вище 55° С робота генераторів не допускається.

Для генераторів з водяним охолоджуванням обмотки статора зниження навантаження у разі підвищення температури вхідної в обмотку води вище за номінальну повинне бути таким, щоб температура води, що виходить з обмотки, не перевищила 85 °С.

Відхилення від номінального тиску водню в генераторі не повинне бути більше ±0,02 МПа для генераторів з тиском 0,1 МПа і вище; ±0,01 МПа для генераторів з тиском водню 0,05 МПа і вище і ±0,001 МПа для генераторів з тиском водню 0,005 МПа. Зниження водню понад норму для генераторів з тиском 0,005 МПа небезпечно в основному через можливість попадання повітря в машину при скиданні навантаження або при появі витоку, а для генераторів з високим тиском — через перегрів обмоток. Допустиме навантаження при зниженні тиску водню для цих генераторів встановлюється заводом-виготівником або визначається випробуванням на нагрівання. При підвищенні тиску понад норму знижується надійність системи водневого охолоджування. Наприклад, через витискання при цьому торцевих щитів може порушитися робота ущільнень і з'явитися небезпечний витік водню, який буде загрожувати пожежею або вибухом.

Для запобігання конденсації вологи на стінках газо охолоджувачів температура точки роси водню в корпусі генератора при робочому тиску повинна бути нижчою, ніж температура води на вході в газоохолоджувачі, але не вище 15 °С. Остання вимога фактично визначає вологовміст газу не більш 12,8 г/м³. Підвищення вогкості водню в генераторі за відсутності течі води в газоохолоджувачах і застосуванні для підживлення добре осушеного водню може відбутися тільки за рахунок попадання вологи разом з повітрям з масла, що зливається з ущільнень у бік водню.

Підвищення вогкості водню знижує надійність і термін роботи ізоляції, шкідливо позначається на механічній міцності бандажів ротора, обмежує зниження температури холодного водню в зимовий час через можливість конденсації вологи на стінках газоохолоджувачів. Нарешті, підвищення вологи в газі на 1 г/м³, збільшуючи густину газової суміші, підвищує вентиляційні втрати в генераторі на 0,8—1 %.

У теперішній час для зниження вологості газу почали застосовувати холодильні установки.

Генератори з поверхневим водневим охолоджуванням можуть працювати на повітряному охолоджуванні при пониженому навантаженні. Для генераторів з безпосереднім охолоджуванням робота з навантаженням на повітряному охолоджуванні недопустима, оскільки це привело б до перегрівання і пошкодження обмотки. Генератори серії ТВФ повинні бути переведені на водень до включення в мережу, а генератори серій ТВВ і ТГВ при повітряному охолоджуванні можуть працювати на XX тільки без збудження і то короткочасно. Чистота водню в генераторі повинна бути не нижчою за наступні значення:

Тиск водню, МПа: Чистота водню,%

До 0,05.................... …………………………………………………………………95

0,05 і вище в генераторах з непрямим охолоджуванням ………………………...97 генераторах з безпосереднім охолоджуванням і синхронних компенсаторах.............................................................................................................98

Зниження чистоти водню на 1 % приводить до збільшення вентиляційних втрат на 10—11 %. Наприклад, в генераторі ТВФ-100-2 з тиском водню 0,3 МПа при зниженні чистоти водню тільки на 1 % додаткові втрати складуть за рік не менше 200 МВт· год.. У потужніших генераторах додаткові вентиляційні втрати при зниженні чистоти водню ще більше. Крім того, зниження чистоти водню приводить до погіршення охолоджування або утворення вибухонебезпечної суміші. При зниженні чистоти водню нижче за норму генератор повинен бути продутий шляхом випуску з нього водню із зниженою чистотою і додаванням такої ж кількості чистого водню з ресиверів або балонів.

Вміст кисню в корпусі генератора не повинен перевищувати 1,2 %, а в бачку продування—2 %. Недотримання цієї вимоги різко збільшить небезпеку утворення в генераторі вибухонебезпечної суміші. Тому, якщо вміст кисню досягає значень, близьких до гранично допустимих, виконується продування генератора чистим воднем, як і при зниженні чистоти водню.

Всі генератори допускають роботу з номінальною потужністю при зміні напруги в межах ±5 % номінального і при допустимих в експлуатації змінах частоти. Попутно відзначимо, що найбільший струм ротора в одному з трьох режимів по напрузі (0,95; 1; 1,05 U_ном) приймається за номінальний струм ротора.

Тривало допустиме відхилення напруги не повинне перевищувати ±10 % номінального. При відхиленні напруги більше ±5 % номінального повна потужність генератора зменшується згідно вказівці заводу-виготівника або на підставі випробування.

Підвищення напруги понад 105 % номінального пов'язано з підвищенням струму збудження і магнітної індукції генератора, що викликає підвищений нагрів стали статора, зростання додаткових втрат в роторі і конструктивних елементах статора. Щоб не перевищити нагрівання обмотки ротора і сталі статора понад допустимі в експлуатації межі, навантаження генератора при підвищенні напруги понад 105 % повинне знижуватися. Зменшення ж потужності генератора при зниженні напруги нижче 95 % номінальної викликається тим, що підвищувати струм понад 105% номінального неприпустимо. Підвищення напруги понад 110 % неприпустиме через різке посилення місцевих перегрівів активної сталі осердя статора з результаті зростання при цьому магнітного потоку розсіювання.

Рисунок 3. 2. Діаграма потужності

Розглянемо роботу генератора з різними коефіцієнтами потужності, користуючись діаграмою потужності (рисунок 3.2). Повна потужність генератора обмежується:

у зоні перезбуджування при коефіцієнті потужності менш номінального — нагріванням обмотки ротора, оскільки для збільшення реактивного навантаження необхідно збільшувати струм ротора. При номінальному струмі ротора через розмагнічуючу дію реакції реактивного струму статора найбільше значення струму статора складе всього лише близько 80 % номінального;

у зоні від номінального значення коефіцієнта потужності до значення, рівного одиниці, — нагріванням обмотки статора або допустимою потужністю турбіни;

у зоні недозбудження (коефіцієнт потужності менший одиниці) — потужністю турбіни, струмом статора, нагріванням торцевих елементів осердя статора.

У режимі недозбудження через підмагнічувальний характер реакції струму статора помітно зростає аксіальна складова магнітного поля розсіювання в зуб-цовій зоні торцевих пакетів осердя (в основному в трьох крайніх пакетах), внаслідок чого різко збільшуються вихрові струми в листах активної сталі, в натискних плитах і пальцях, що викликають сильне нагрівання цих елементів. Для обмотки статора особливо небезпечне нагрівання активної сталі в зоні під пазами і в зубцях, з якими обмотка безпосередньо стикається.

Рівень нагрівання кінцевих елементів осердя статора особливо значний в генераторах з безпосереднім охолоджуванням, що мають підвищені електромагнітні навантаження. Не дивлячись на заходи, що приймаються по зниженню нагріву (виконання розрізів в зубцях крайніх пакетів, посилення охолоджування цих пакетів і т.д.), торцеві елементи статора цих машин нагріваються до високих температур не тільки в режимах недозбудження, але і при роботі їх з відстаючим струмом при коефіцієнті потужності, близькому до одиниці. Тому допустиме тривале навантаження в режимі недозбудження, а також при підвищенні коефіцієнта потужності від номінального до одиниці для генераторів з безпосереднім охолоджуванням повинно визначатися на підставі спеціальних випробувань або директивних матеріалів з урахуванням забезпечення стійкості паралельної роботи в мережі.

Для генераторів з непрямим охолоджуванням дозволяється тривала робота при підвищенні коефіцієнта потужності від номінального до одиниці із збереженням номінального значення повної потужності.

При регулярній роботі генератора в режимах недозбудження повинне бути забезпечене автоматичне обмеження мінімального струму збудження для виключення втрати стійкості у випадках раптового підвищення напруги в мережі.

3.4. ДОПУСТИМІ ПЕРЕВАНТАЖЕННЯ ГЕНЕРАТОРІВ

В аварійних умовах генератори і синхронні компенсатори дозволяється короткочасно перенавантажувати по струмах статора і ротора згідно ТВ на поставку, а якщо

Таблиця 3.1- Допустимі кратність і тривалість перевантаження по струму статора генераторів і синхронних компенсаторів

в ТВ такі вказівки відсутні, то кратність перевантаження по струму статора, віднесеному до номінального струму, визначається по табл. 3.1.

Допустиме перевантаження по струму збудження генераторів і синхронних компенсаторів з непрямим охолоджуванням обмоток визначається допустимим перевантаженням статора.

Для турбогенераторів з безпосереднім охолоджуванням обмоток ротора допустиме перевантаження по струму збудження визначається кратністю струму, віднесеного до номінального струму ротора, вказаної в табл3.2

Таблиця 3.2. Допустимі кратність і тривалість перевантаження турбогенераторів по струму ротора

Знімання перевантаження роторів з безпосереднім охолоджуванням, як правило, повинне виконуватися автоматично.

Тривалість перевантажень генераторів і компенсаторів при аваріях в енергосистемі обмежується неприпустимістю перегріву обмоток по умові збереження електричних і механічних властивостей ізоляції; перевищенням температури міді обмотки і бочки ротора, що не викликає ще кінцевих деформацій витків; неприпустимістю закипання дистиляту в обмотці.

3.5. НЕСИМЕТРИЧНІ РЕЖИМИ РОБОТИ ГЕНЕРАТОРІВ

Несиметричний режим, що характеризується нерівністю струмів у фазах обмотки статора генератора, викликається наявністю потужних однофазних навантажень, наприклад однофазних печей, навантажень електротяги, або виникає при обриві дроту лінії електропередачі, а також ошиновки ВРП, при відключенні або невідключенні однієї фази вимикача з пофазним управлінням, при роботі генератора через неповнофазну трансформаторну групу і при несиметричних КЗ.

При несиметричному режимі в струмі статора з'являється складова зворотнії послідовності, яка викликає магнітний потік, що обертається щодо ротора з подвійною кутовою частотою. Цей потік наводить в бочці ротора струми подвійної частоти, що викликають додаткові втрати в елементах ротора і їх нагрів (рисунок 3.3).

Магнітне поле зворотної послідовності викликає також підвищення вібрації.

Еквівалентна глибина проникнення в бочку ротора вихрових струмів з частотою 100 Гц невелика і складає декілька міліметрів в зубцях і близько 10—17 мм в клинах. З цієї причини еквівалентний активний опір ротора струму подвійної частоти значний і додаткові втрати в бочці ротора від несиметрії струму статора можуть досягти великих значень.

Рисунок 3.3. Протікання струмів в роторі при несиметричному навантаженні

Найбільший нагрів зубців і клинів вони викликають в зонах, найближчих до торців ротора, і бандажах. Тому тривала робота з несиметричним навантаженням допустима, якщо різниця струму у фазах не перевищує 10 % номінального струму для турбогенераторів і 20 % для синхронних компенсаторів.

Тривалість дії великих струмів зворотної послідовності повинна бути строго обмежена і залежно від типу генератора визначатися критерієм термічної стійкості ротора I² t рівним: 30 для генераторів ТВ2; 15 для ТВФ; 8 (в окремих випадках 5) для ТВВ і ТГВ; 40 для гідрогенераторів і синхронних компенсаторів з непрямим охолоджуванням; 20 для гідрогенераторів з безпосереднім охолоджуванням обмотки статора.

Для запобігання пошкодженню генераторів у разі неповнофазних відключень вимикачів блоків, як правило, передбачається пристрій резервування при відмові вимикачів ПРВВ, який діє при відмові будь-якої фази вимикача блоку на відключення суміжних вимикачів секції або всіх вимикачів системи шин, на яку працює блок.

Якщо під час планових зупинок блоків одночасно з відключенням вимикача виконується гасіння поля генератора, то при неповнофазному відключенні вимикача генератор переходить в режим двигуна без збудження із споживанням реактивної потужності з мережі. При цьому струм зворотної послідовності досягає 0,3—0,5 номінального, що вищий уставки ПРВВ, і останній спрацьовує. Щоб уникнути подібних важких наслідків неприпустимо при планових зупинках генераторів відключати АГП зразу ж після відключення вимикача. При збудженні, що забезпечує при XX номінальну напругу, і за відсутності пари в турбіні навіть при неповнофазному відключенні вимикача струм зворотної послідовності буде невеликий і небезпеки для генератора представляти не буде. Тривалість такого режиму визначатиметься роботою турбіни в беспаровому режимі по умові нагріву лопаток і, як правило, не повинна перевищувати 4 хв. За цей час повинна бути подана пара в турбіну.

3.6. АСИНХРОННІ РЕЖИМИ РОБОТИ ГЕНЕРАТОРІВ

При втраті збудження через несправність збудника, розчіплення напівмуфт між ротором і збудником, обриву в колі ротора, випадкового відключення АГП і з будь-якої іншої причини генератор переходить в асинхронний режим. При цьому у міру зниження магнітного потоку, що створювався до цього струмом в обмотці ротора, генератор починає споживати реактивну потужність з мережі.

Рівновага між синхронним електромагнітним моментом, що зменшується до нуля, і обертовим моментом турбіни порушується, і швидкість обертання генератора починає зростати понад синхронну. Під впливом магнітного поля від струму статора, в зубцях і клинах ротора і в його обмотці, якщо вона залишається замкнутою на збудник або замкнеться на резистор самосинхронізації, з'являться струми з частотою ковзання. Магнітний потік від цих струмів, взаємодіючи з магнітним полем статора, створює гальмуючий асинхронний момент, що забезпечує видачу генератором активної потужності в мережу при асинхронному режимі. Асинхронний гальмуючий момент із збільшенням ковзання ротора зростає. Коли він стане рівним обертаючому моменту турбіни, подальше підвищення ковзання припиниться. Наступить сталий асинхронний режим.

Реагуючи на збільшення швидкості обертання, регулятор швидкості обертання турбіни скорочує надходження пари (води) і тим самим зменшує активну потужність. Тому, як правило, в результаті втрати збудження активна потужність на генераторі знижується.

Якщо при збільшенні асинхронного гальмуючого моменту ковзання змінюється мало (жорстка крива асинхронного моменту), а максимальний асинхронний момент, що розвивається генератором, достатньо великий, то сталий асинхронний режим наступає при невеликому ковзанні і зменшення активної потужності невелике.

Турбогенератори ТВФ, ТВВ і ТГВ у області малих ковзань мають достатньо жорстку криву асинхронного моменту. При роботі без збудження з активним на-

вантаженням 0,5—0,6 номінального, навіть при розімкненій обмотці ротора, ковзання у них не перевищує 0,3—0,8%. Втрати в роторі при цьому складають 0,3—0,9 номінальних втрат на збудження, а струм статора близько 1,0—1,15 номінального.

Але максимальний асинхронний момент у турбогенераторів з безпосереднім охолоджуванням значно нижчий, ніж у машин з непрямим охолоджуванням. Тому втрата збудження у них при навантаженнях, близьких до номінальних, супроводжується підвищеними ковзанням і струмом статора. Через підвищення швидкості обертання до неприпустимих меж може відбутися відключення турбіни спрацюванням автомата безпеки.

Для виключення цього на турбінах 300 МВт почали застосовувати швидкодійні електрогідравлічні приставки до регуляторів, що утримують швидкість обертання в допустимих межах і автоматично розвантажують турбогенератори до допустимих меж.

Струми, що з'являються в зубцях, клинах і бочці ротора, при асинхронному режимі турбогенератора викликають нагрів ротора.

При підвищеному ковзанні струм статора може значно перевищувати номінальне значення, що може привести до перегріву обмотки статора.

Через зростання результуючої магнітної індукції в торцевих областях турбогенератора при втраті збудження збільшується нагрів крайніх пакетів сталі і конструктивних елементів торцевих зон статора.

В асинхронному режимі в обмотці ротора наводиться напруга. Якщо обмотка розімкнена або включена не на електромашинний збудник, а на систему випрямлячів збудження, що виключає проходження струму зворотної полярності, то при великих ковзаннях наведена напруга може досягти небезпечного для обмотки ротора і випрямлячів значення. Крім того, при розімкненій обмотці середнє значення асинхронного моменту менше, а ковзання більше, ніж при замкнутій. Тому при переведенні генератора в асинхронний режим обмотку ротора необхідно автоматично або ручним відключенням АГП замикати на активний опір (самосинхронізації або гасильний).

Використання асинхронного режиму для залишення в роботі генератора при втраті збудження хоча б на якийсь час, необхідне для переходу на резервне збудження, дозволяє в більшості випадків уникнути аварійних зупинок генераторів. Але при цьому необхідно дотримувати наступні умови.

Для турбогенераторів з непрямим охолоджуванням активне навантаження повинне бути не вищим 60 % номінального, а тривалість режиму не більш 30 хв.

Турбогенератори з безпосереднім охолоджуванням потужністю до 300 МВт включно по умові нагріву елементів торцевих зон статора, особливо крайніх пакетів активної сталі, безпосередньо дотичних з обмоткою, можуть працювати без збудження 15 хв (генератори ТВФ —30 хв) з навантаженням не більш 40 % номінального. Розвантаження до допустимої межі повинне виконуватися вручну або автоматично протягом 2 хв. При цьому час розвантаження до 60 % номінального для турбогенераторів менше 150 МВт не повинен перевищувати 60с, а для турбогенераторів більшої потужності —30 с.

У гідрогенераторах через велике ковзання (3—5%), обумовлене меншим, ніж в турбогенераторах, асинхронним моментом, при асинхронному режимі швидко перегрівається заспокійлива обмотка. Тому робота гідрогенераторів в асинхронному режимі не допускається, і при втраті збудження вони відключаються спеціальним захистом від струмового перевантаження статора.

При втраті збудження необхідно понизити активне навантаження до допустимих значень (якщо немає автоматики) і спробувати доступними з щита управління засобами (зміною положення штурвалу шунтового реостата, дією на коректор і компаундування і т.д.) відновити збудження. Якщо зробити це не вдається, слід перейти на резервне збудження з відключенням на час переходу АГП.

Генератор може випасти із синхронізму при недостатньому збудженні або в результаті аварії в системі. Для відновлення синхронізму збільшують струм збудження і знижують активне навантаження. Якщо генератор не увійде в синхронізм, він повинен бути відключений від мережі.

3.7. РОБОТА ГЕНЕРАТОРІВ

У РЕЖИМІ СИНХРОННИХ КОМПЕНСАТОРІВ

У ряді випадків для підтримки необхідного рівня напруги в системі доцільно генератори використовувати як синхронні компенсатори. Включений в мережу генератор переводиться в режим синхронного компенсатора припиненням подачі в турбіну енергоносія (пари або води). На гідротурбіні потім зривається вакуум, а якщо робоче колесо розташоване нижче за рівень води в нижньому б'єфі, то додатково виробляється відтисканням води тиском повітря з ресиверів. Видалення води з області робочого колеса скорочує до мінімуму втрати на його обертання.

Тривале обертання парових турбін, за винятком деяких типів потужністю менше 6 МВт, в безпаровому режимі не допускається через можливість перегріву лопаток ротора. Останнім часом для усунення перегріву лопаток застосовують схеми вентиляції турбін невеликою кількістю пари, що дозволяє використовувати потужні турбогенератори як синхронні компенсатори без від'єднання від турбіни.

Регулювання реактивного навантаження на генераторі, переведеному в режим компенсатора, виконується зміною струму в роторі.

У разі використання турбогенератора як синхронний компенсатор при тривалому простої турбіни в ремонті або з інших причин муфта між генератором і турбіною розбирається. Установкою спеціальних упорів обмежується осьове переміщення ротора генератора. Змащення підшипників генератора виконується від маслонасосів турбіни з установкою заглушок на напірні маслопроводи до підшипників турбіни. Як правило, пуск від'єднаного від турбіни генератора виконується підніманням швидкості обертання з нуля від іншого генератора. Такий пуск називається частотним. При частотному пуску потужність провідного (розвертаючого) генератора щоб уникнути його перевантаження повинна складати не менше однієї третини потужності веденого (розкручуваного) генератора. Обидва генератори до пуску включаються на резервну систему шин.

До пуску на веденому генераторі включається маслонасос для прогрівання масла в підшипниках до температури 35—40 ⁰ С. Готуються до поштовху турбіна і провідний генератор. Після того, як всі підготовчі роботи закінчені, включається АГП і на провідному генераторі встановлюється струм збудження, рівний струму, який забезпечує номінальну напругу статора при XX генератора. На веденому генераторі встановлюється струм збудження, рівний половині струму, що забезпечує номінальну напругу статора при XX. Потім без зволікання виконують пуск провідної турбіни з мінімально можливою первинною швидкістю обертання. Зразу ж повинне початися обертання ротора веденого генератора. Якщо ротор веденого генератора не зрушиться з місця або за показами амперметрів статора і ротора спостерігатимуться його гойдання, слід трохи збільшити струм збудження провідного генератора.

Якщо з пуском турбіни почнеться синхронне обертання ротора веденого генератора, швидкість обертання обох генераторів плавно піднімають до номінальної. Регулюванням струму збудження вирівнюють ЕРС генераторів для зниження до мінімального значення зрівняльного струму між статорами генераторів і потім виконують синхронізацію обох генераторів з мережею.

3.8. ПЕРЕВЕДЕННЯ ГЕНЕРАТОРА З ПОВІТРЯ НА ВОДЕНЬ І З ВОДНЮ НА ПОВІТРЯ

Щоб не допустити утворення вибухонебезпечної суміші, переведення генератора з повітря на водень і назад виконується з попереднім витісненням з нього повітря і водню двоокисом вуглецю або азотом. Заміну одного газу іншим можна виконувати циклами або порціями: спочатку впустити в генератор замінюючий газ, піднімаючи тиск газу в генераторі до верхньої межі 0,03-0,05 МПа, потім випустити в атмосферу замінюваний газ або його суміш з генератора, знижуючи тиск до нижньої межі 0,01—0,02 МПа, потім знов впустити витісняючий газ і т.д. Проте більш раціонально операцію виконувати не циклами, а безперервно, впускаючи замінюючий і випускаючи замінюваний газ безперервно. Тривалість операції при цьому скоротиться приблизно в 2 рази.

На витіснення повітря двоокисом вуглецю при нерухомому роторі витрачається 1,3—1,5 об'єми статора, а при роторі, що обертається, 1,8—2 об'єми.

Двоокис вуглецю в генератор для витіснення повітря подається від централізованої установки або від балонів. За відсутності централізованої установки в цілях зменшення швидкості випаровування двоокису вуглецю і тим самим уповільнення охолоджування балонів рекомендується розряджати стільки балонів одночасно, скільки їх можна підключити до колектора (див. рис. 3.4). При цьому, щоб не допустити підйому тиску на колекторі вище 0,5— 0,6 МПа, вентилі на балонах відкривають поволі, кожного разу потроху.

Коли вентилі на всіх балонах будуть відкритими повністю, а тиск газової суміші в генераторі, не дивлячись на це, не підніметься, розряджені балони замінюють повними.

Перший відбір проби газової суміші на аналіз з водневого колектора треба зробити після випуску в генератор двоокису вуглецю в кількості 1,3 об'єми статора при нерухомому роторі і 1,8 об'єми статора при роторі, що обертається.

Після того, як вміст двоокису вуглецю в газовій суміші генератора досягне не менше 85%, витіснення повітря закінчується і виконується продування осушувача водню, поплавця гідрозатвора, бачка продування і всіх імпульсних трубок шляхом випуску газової суміші з них. Суміш газів, що містить не менше 85 % двоокиса вуглецю, не буде вибухонебезпечною у присутності водню.

Якщо застосований азот, то витіснення повітря вважається закінченим після того, як вміст кисню в газовій суміші знизиться до 3 %.

Для витіснення двоокису вуглецю воднем водневий колектор генератора за допомогою схемної перемички з'єднується з лінією від водневої або електролізної установки, а колектор двоокису вуглецю з атмосферною трубою.

При відкритих вентилях на водневій лінії і колекторі в генератор подається водень. Одночасно відкриттям вентиля на лінії, що сполучає колектор двоокису вуглецю з атмосферною трубою, двоокис вуглецю в суміші з повітрям і воднем випускається з генератора.

Контроль за витісненням двоокису вуглецю воднем при роторі, що обертається з номінальною частотою, рекомендується виконувати по диференціальному манометру. При чистоті водню 90 % включається автоматичний газоаналізатор і відбирається з вентиля на колекторі двоокису вуглецю перша проба газової суміші для хімічного аналізу.

При нерухомому роторі контроль за витісненням двоокису вуглецю воднем виконується за наслідками хімічного аналізу проб, відібраних з колектора двоокису вуглецю, починаючи з того моменту, коли в генератор буде введено водню не менше одного об'єму статора. Витіснення двоокису вуглецю воднем вважається закінченим досягши чистоти водню, вказаної в § 3.3, Після досягнення необхідної чистоти водню в генераторі повинні бути продуті осушувач водню, поплавець гідрозатвора, бачок продування і всі імпульсні трубки.

Витіснення водню двоокисом вуглецю мало відрізняється від витіснення повітря вуглекислотою. Витіснення водню вважається закінченим при вмісті окислу вуглецю в газовій суміші, відібраній з водневого колектора, не менше 85 % при роторі, що обертається, і не менше 95 % при нерухомому роторі.

Перший аналіз газу у водневому колекторі рекомендується виконувати після введення в генератор двоокису вуглецю в кількості, рівній 1,1—1,2 об'єми статора при нерухомому роторі і 2 об'ємам при роторі, що обертається.

Витіснення двоокису вуглецю повітрям виконується так само, як і воднем, з тією лише різницею, що перемичка між водневим колектором і водневою лінією знята, а між водневим колектором і лінією стислого повітря встановлена. Витіснення двоокису вуглецю повітрям вважається закінченим, коли аналіз проби газу з вуглекислотного колектора покаже повну відсутність в ньому двоокису вуглецю.

Рисунок 3.4. Газова схема генератора

Газова схема (рисунок 3.4) складається з верхнього колектора 1, сполученого з водневою рампою 3, нижнього колектора 2, сполученого з рампою двоокису вуглецю (вуглекислого газу) 4, осушувача 5 і панелі управління газовою системою 6з приймачем автоматичного газоаналізатора 7.До нижньої точки колектора двоокису вуглецю приєднаний покажчик рідини 9в машині. Частково до газової схеми відносяться бачок продування1 0і гідрозатвор поплавця 11. Для контролю за тиском водню в генераторі (перед вентилятором) є манометри 12на панелі газового управління і біля водневої рампи. У схему входять клапан 13і регулятор 14, а також блок регулювання газової суміші 8.

Введення в генератор і витіснення з генератора водню і повітря виконується через верхній колектор. Водень в генератор подається від централізованої газової системи або від балонів, приєднаних до рампи через редуктори. При низькому тиску водню в генераторі (0,005 МПа) доцільно мати автоматичне підживлення за допомогою регулятора типу РДВ-12, а при тиску водню 0,15 МПа і вище

перевагу звичайно віддають ручному підживленню, оскільки при високому тиску підживлення вимагається виконувати 1 раз за зміну, а то і рідше. На потужних генераторах для автоматичного підживлення застосовується вентиль з електромагнітним приводом. Контроль газогустини генератора при цьому може забезпечуватися манометром МЭД, що записує тиск газу на діаграму і відзначає всі відкриття вентиля.

Повітря в генератор подається через осушувач, для чого вентиль 15відкривається, а вентиль 16закривається.

Двоокис вуглецю вводиться в генератор і видаляється з генератора через нижній колектор. Джерелом двоокису вуглецю можуть бути балони з двоокисом вуглецю, що підключаються до рампи без редуктора, або централізована. установка двоокису вуглецю.

На деяких станціях, що мають електролізні або централізовані водневі установки і установки двоокису вуглецю, водневі рампи і рампи двоокису вуглецю ліквідовані, а трубопроводи водню і двоокису вуглецю підведені до панелі управління газовою схемою на відмітках 8 і 9 м.

3.9. ОБСЛУГОВУВАННЯ СИСТЕМИ ВОДЯНОГО ОХОЛОДЖУВАННЯ ОБМОТОК

Попадання повітря або водню в систему водяного охолоджування обмоток може привести до утворення газових заторів в головках і каналах провідників стрижнів обмотки, що порушить нормальну циркуляцію охолоджуючого конденсату і викличе сильний швидкий перегрів провідників.

Для витіснення повітря з водяної системи її заповнення конденсатом виконується при відкритих дренажах на напірному і зливному колекторах обмотки, на теплообмінниках і фільтрах. Система вважається заповненою лише після припинення виділення бульбашок повітря з контрольних дренажних трубок обмотки статора.

Персонал повинен 2 рази в зміну оглядати газову пастку (рисунок 3.5.), підключену до зливного колектора через постійно відкритий вентиль для контролю за появою газу в конденсаті, При появі газу в пастці робиться його хімічний аналіз.

При появі в корпусі генератора невеликої кількості води (до 500 см³ за зміну) її слід злити і перевірити, чи немає течі або конденсації вологи на стінках газоохолоджувачів. Якщо ні, а вода накопичується знов, то це вказує на появу течі в системі водяного охолоджування обмотки. В цьому випадку, а також при появі великої кількості води генератор повинен бути негайно розвантажений і відключений від мережі.

Рисунок 3.5. Газова пастка

Для контролю за наявністю циркуляції конденсату по всіх паралельних гілках під клини в пазах статора закладені терморезистори, від яких при підвищенні температури понад 75 °С здійснюється подача сигналу. При появі сигналу навантаження генератора повинне бути зменшене настільки, щоб температура знизилася до 75 °С. При першій можливості генератор зупиняють для з'ясування причини підвищеного нагріву.

Робота генератора за відсутності циркуляції забороняється у всіх режимах, окрім режиму XX без збудження.

При зниженні витрати конденсату на 25 % спрацьовує попереджувальна сигналізація, а на 50 % — аварійна. З моменту подачі аварійного сигналу протягом 2 хв повинне бути зняте струмове навантаження, а через 4 хв і напруга.

Надмірний тиск конденсату на вході повинен підтримуватися в межах 0,3 ± 0,05 МПа.

Температура вхідного конденсату повинна підтримуватися на рівні 40±5°С, а температура конденсату, що виходить, не повинна перевищувати 85 °С.

3.10. ОБСЛУГОВУВАННЯ ЩІТКОВИХ АПАРАТІВ

Іскріння щіток на колекторі може перейти в круговий вогонь, а на кільцях ротора в КЗ між кільцями. Таких важких наслідків можна уникнути, якщо робота щіткових апаратів перевірятиметься не тільки в денний час спеціально виділеним монтером, але регулярно і змінним персоналом при прийманні і протягом зміни. Всі помічені ненормальності в роботі щіткових апаратів повинні усуватися по можливості негайно або в найкоротший строк.

Іскріння щіток на кільцях ротора може бути викликане наступними причинами:

недостатнім натисканням всіх або частини щіток. Тиск пружин на всі щітки повинен бути однаковим. У щіткотримачах (рисунок 3.6.), встановлюваних на кільцях

ротора, стиснення пружини і її тиск на щітку у міру спрацьовування щітки зменшуються. Тому періодично необхідно відновлювати нормальний тиск пружин на щітки пересуванням натискної планки 1 на одну, а якщо потрібно, то і на більшу кількість прорізів в стійці 2 щіткотримача;

Рисунок 3.6. Щіткотримач на кільцях ротора

поганою шліфовкою щіток. Якщо поставити щітки без підгонки до поверхні кільця, то вони торкатимуться кільця не всім перерізом, а частково. Густина струму на зменшеній поверхні зіткнення буде вище допустимої, що і викличе іскріння. Тому при заміні щіток робоча поверхня нових щіток повинна бути підігнана (пришліфована) до поверхні кільця на зупиненому генераторі;

підгоранням робочої поверхні кілець в результаті іскріння щіток. Для усунення підгорання кільця шліфуються шкіркою. Після закінчення шліфовки всі щітки по черзі виймаються з щіткотримача і очищаються від абразивних частинок, що потрапили на робочу поверхню, зняттям невеликого шару з робочої поверхні ножем;

заїданням частини щіток в щіткотримачах. Заїдання щітки призводить до того, що у міру спрацьовування вона перестає торкатися кільця і струм переходить на інші щітки, викликаючи їх перевантаження. Щоб щітка не застрявала, зазор між нею і стінками щіткотримача повинен бути 0,1— 0,3 мм. Великий зазор також недопустимий, оскільки він приводитиме до перекосу і заїдання щітки;

спрацьовуванням щіток до мінімально допустимого розміру;

вібрацією щіток через биття поверхні кілець в результаті нерівномірного вироблення або з інших причин. Усунути вібрацію і іскріння щіток, викликані нерівномірним виробленням кілець, можна тільки проточкою кілець або обробкою їх наждачним кругом, що обертається.

Вібрація щіток може бути викликана і вібрацією кінця валу ротора разом з кільцями. Вібрація щіток може з'явитися і при задовільному стані поверхні кілець від підвищеного натиснення на них пружин.

Як і на кільцях, іскріння щіток на колекторі збудника може бути викликане вказаними вище причинами. Але на відміну від іскріння на кільцях щітки на колекторі можуть яскріти і з інших причин: через виступ колекторного міканіта, через незадовільну наладку комутації, при слабому кріпленні колекторних пластин, при витковому замиканні в обмотці головних або додаткових полюсів.

3.11.ПАРАЗИТНІ СТРУМИ У ВАЛАХ І ПІДШИПНИКАХ

Через несиметричний магнітний потік генератора уздовж вала його ротора наводиться електрорушійна сила, яка може викликати протікання струму через підшипники і спричинити за собою пошкодження робочих поверхонь черв'ячних пар і підшипників турбіни, підшипників і вкладишів ущільнень генераторів.

Несимметрія магнітного потоку, а точніше нерівність двох його половин Ф1 і Ф2, виникає через наявність додаткового магнітного опору в якому-небудь місці магнітопровода, наприклад, через збільшений зазор між листами сталі в місці їх стикування або ще частіше через нерівномірний зазор між ротором і статором (рисунок 3.7). З малюнка, де місцевий опір в спинці осердя статора або нерівність повітряного проміжку між ротором і статором зображений повітряним проміжком, видно, що при повороті ротора на 90° опори потокам Ф1 і Ф2 порівняються, а при подальшому обертанні опір для потоку Ф1 стане менше ніж для потоку Ф2, потім знов порівняється, потім стане меншим для потоку Ф2 і т.д. Це приводить до зміни величини магнітних потоків Ф1 і Ф2 та викликає появу в тілі ротора струмів, які, якщо не вжити заходів, протікатимуть не по шляху 1 з великим індуктивним опором, а по шляху 2 (через підшипники і станину), який має значно менший індуктивний опір. Через малий опір, навіть при незначних значеннях наведених ЕРС, струми по валу і підшипниках можуть досягти декількох тисяч ампер.

Щоб не допустити протікання струмів по підшипниках, на їх шляху встановлюють ізоляційні прокладки. Ізоляційні прокладки ставлять під стілець підшипника з боку збудника (або під підшипники збудника), а біля вертикальних гідрогенераторів — під лапи верхньої хрестовини.

Рисунок 3.7 Схема протікання струмів, викликаних несимметрією магнітної системи.

а — поперечний розріз; б — поздовжній розріз; / — шлях струму з великим індуктивним опором; 2 — шлях струму з малим індуктивним опором.

Крім того, на всіх маслопроводах, що йдуть до ізольованих підшипників, встановлюються два ізолюючих фланцевих з'єднання, щоб можна було контролювати стан ізоляції маслопроводу під час роботи. В генераторах з водневим охолодженням ізолюється від торцевих щитів і від маслопроводів корпус масляного ущільнення з боку збудника.

Опір ізоляції стільця підшипника, заміряний перед збиранням підшипника, повинен бути не менше 1 МОм. При роботі генератора не рідше ніж 1 раз на місяць слід перевіряти, чи не порушилася ізоляція стільця підшипника і корпусу ущільнення генератора і підшипників збудника по схемі показаній на рисунку 3.8. При цьому вимірюється напруга U₁ на кінцях валу і U₂ між ізольованим стільцем і плитою. При вимірюванні напруги U₂ опір ізоляції масляних плівок на підшипнику з боку турбіни і на тому підшипнику, на якому проводиться вимір, шунтують, як показано на аркуші 5. Якщо напруги U₁і U₂ рівні, то ізоляція стільця підшипника справна. Якщо ж напруга U₂ дорівнює нулю, то ізоляція пошкоджена.

Рисунок 3.8. Вимірювання напруги для перевірки стану ізоляції стільця підшипника

У генераторів з вбудованими в торцеві щити підшипниками ізольований від корпусу вкладиш підшипника виявляється недоступним. В цьому випадку необхідно зробити від нього постійний вивід дротом з надійною ізоляцією. У турбін, що не мають відкритих ділянок валу, доступ до валу здійснюється через отвори в кришці підшипника, які при роботі закриваються пробкою.

Для можливості порівняння результатів вимірювання рекомендується виконувати при одному і тому ж навантаженні генератора і тому ж струмі ротора.

При роботі парової турбіни унаслідок тертя лопаток останніх ступенів ротора об вологу пару відбувається заряд ротора електрикою. Величина напруги, яку може надати подібний заряд ротору, залежить від опору ізоляції масляної плівки підшипників і доходить до 800 В та вище.

Напруга, створювана зарядом ротора від пари, ускладнює обслуговування турбіни, оскільки при дотику до валу, наприклад при вимірюванні швидкості обертання ручним тахометром або при протиранні деталей поблизу валу, персонал «б'є струмом». Іскрові розряди електрики через масляну плівку пошкоджують поверхні черв'ячних пар і виводять їх з ладу. Тому для відведення заряду з ротора турбіни на його валу в доступному місці, а за відсутності такої можливості і усередині корпусу встановлюється електрощітка, що ковзає по валу і відводить заряд в землю. Забезпечення надійного контакту цієї щітки з валом турбіни не менш важливе, ніж підтримка в справному стані ізоляції підшипників.

3.12. ПЕРЕВЕДЕННЯ ГЕНЕРАТОРА З РОБОЧОГО ЗБУДНИКА НА РЕЗЕРВНИЙ І НАЗАД

Перехід з робочого збудника на резервний і навпаки може виконуватися або з включенням збудників на паралельну роботу і, отже, без зняття збудження з генератора, або з відк