ПОЛЕЗНОЕ

Как развить коммуникабельность Почему могут возникнуть ссоры между супругами, в то время как их отношения кажутся прочными Почему появляется страх? Как стать богатым и отойти от дел молодым Советы от доктора Айболита «Как быть здоровым» Как сделать приглашение правильно Точка зрения. Как сделать сотрудника вовлеченным? Лень и как с ней бороться. Психологические аспекты Способов заработать с помощью internet Лекции по Основам предпринимательства Последнее добавление

КАТЕГОРИИ

Влияние отклонения напряжения на допустимые нагрузки генератора.

Стр 1 из 4Следующая ⇒

Содержание.

Лекция 1. Режимы работы генераторов

Нормальный режим работы …………. …………………….. 2

Лекция 2. Эксплуатация системы водородного охлаждения…………...9

Лекция 3. Эксплуатация системы водяного охлаждения………………16

Лекция 4. Несимметричная нагрузка генераторов……………………...19

Лекция 5. Несинусоидальная нагрузка генераторов……………………26

Лекция 6. Асинхронный режим работы генераторов при

потере возбуждения…………………………………………… 28

Лекция 7. Кратковременные симметричные перегрузки

генераторов………………………………………………….…37

Лекция 8. Пусковые режимы работы генераторов……………………....40

Лекция 9. Вибрации генераторов…………………………………………45

Лекция 10. Контроль температур, измерение сопротивления

изоляции……………………………………………………….50

Лекция 11. Эксплуатация трансформаторов……………………………...59

Лекция 12. Эксплуатация трансформаторов (продолжение)……………71

Лекция 13. Эксплуатация распределительных устройств………………74

Вопросы по курсу, список литературы…………………………………….87

· Номера лекций в содержании не соответствуют общему числу лекций в семестре по учебному плану, это, скорее, темы.

· Автор благодарна студентам, помогавшим в выполнении рисунков

к конспекту лекций Шурундиной Т.И., Прудкову П.Д, Маслаку Е.А., Коломейцеву С.Ю., Панкратову П.С.

• Прошу сообщить о замеченных описках и ошибках.

Доцент кафедры «Электрические станции

и автоматизация энергосистем» Петрова С.С.

ЛЕКЦИЯ 1

РЕЖИМЫ РАБОТЫЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ГЕНЕРАТОРОВ.

Нормальный режим работы.

Под нормальным режимом работы подразумевается такой режим, в котором Г может длительно работать без ограничений. Это, например, номинальный режим, при этом все параметры номинальные, и температуры обмоток ротора, статора, стали статора не выходят за допустимые нормированные пределы:

обмотки ротора - 100-130 (измерена термометром),

обмотки статора - 95-105 (измерена методом термосопротивлений),

активной стали - 105 (методом термометра).

При номинальных параметрах генератор может работать в течение всего срока службы.

К нормальным режимам относятся также режимы с неполной (частичной) нагрузкой и изменяющейся нагрузкой при условии, что в процессе изменения основные параметры Г не выходят за допустимые пределы.

Изменение активной нагрузки производят за счет турбины, изменяя впуск рабочего тела, изменение реактивной нагрузки - изменяя ток возбуждения. Режим считается неизменным, если параметры изменились в следующих пределах: Jобм считается неизменной, если изменилась на 1 в течение часа,

охл. ср –на 1 в час для газа, на 1,5 в час для жидкости, U и I - на 3,

i_возб, f – на 1%. Отклонения возможны в процессе эксплуатации и большие: меняется нагрузка, изменяются условия охлаждения, меняется U и f в сети. При этом необходимо ответить на вопрос, какие режимы являются нормальными, длительно допустимыми.

Одновременно могут меняться ряд параметров. Примем сначала для анализа, что охл, U, f =const, рассмотрим изменение только активной и реактивной нагрузки, cos. Для этого построим диаграмму мощности ненасыщенного генератора (x_d =const).

Способ построения диаграммы будет ясен из вспомогательной диаграммы (рис.1)

Так как U_г =const, x_d =const, то можно умножить все векторы этой диаграммы на величину U_г/ x_d.

Достроим треугольник НОА (рис.2) до прямоугольного, получим АС=I*U*cos =Р активная мощность генератора, ОC реактивная мощность генератора, также из диаграммы можем получить другие известные выражения для активной и реактивной мощности Г через угол d

AC=P=Eq U sind / x_d; ОС=Q=Eq U cos d /x_d - U ²/x_d.

Перестроим диаграмму, расположив оси Р и Q из точки О (рис.3). Точка А соответствует номинальному режиму. Возможен ли режим с cos cos _ном, при этом пусть S= Sном?

Проведем окружность радиусом ОА, на ней лежат точки с S = Sном.

В точке режима А1: cos cos _ном, S= Sном, Р < Рном, Q > Qном.

За счет снижения Р, получили большее значение Q. Однако при этом ЭДС генератора больше номинального значения, ток возбуждения должен быть больше номинального, что недопустимо по условиям нагрева обмотки возбуждения. Проведем окружность радиусом НА, которая будет ограничивать режим работы генератора в области cosj < cosφ_ном. В точке А2, например, получим Q > Qном, за счет P < Pном, но при этом S < Sном. Таким образом, режим с cosj < cosj_ном возможен, но при этом полная мощность генератора ограничена, в этом режиме необходимо следить за выполнением условия i_возб < i_{возб ном}.

Можно принять cosφ = 0, т.е. Г будет работать в режиме синхронного компенсатора. При этом Р= 0, но Q< Sном. Можно получить реально

Q=0.8 S ном (точка режима А3), а с учетом насыщения генератора –

0.7 S ном.

Чисто компенсаторный режим обычно для турбогенераторов не может быть длительным: ограничен условиями охлаждения паровой турбины (техническим минимумом) или для блочных станций - техническим минимумом котлов.

Рассмотрим несколько подробнее режим СК турбо- и гидрогенераторов.

ТГ используют в режиме СК в следующих случаях: 1) при низких технико-экономических показателях агрегатов, 2) в период наименьших нагрузок в энергосистеме, 3) при продолжительных ремонтах турбины. В последнем случае ТГ отсоединяется от турбины путем расцепления соединительной муфты. В перых двух случаях, особенно если необходим вращающийся резерв, Г от турбины не отсоединяется, при этом дается небольшой впуск пара (технический минимум).

Гидрогенераторы чаще используются как синхронные компенсаторы, особенно в период маловодья. Вертикальные ГГ работают в режиме СК совместно с турбиной. Для покрытия электромагнитных и механических потерь потребляется небольшая мощность из сети. Для уменьшения потерь, а значит и активной мощности, необходимо, чтобы лопатки турбины вращались не в воде, а в воздухе (опасности перегрева здесь не возникает). Воду из камеры ГГ отжимают сжатым воздухом. С этой целью на ГЭС предусматривают специальную установку со сжатым воздухом. В течение всего времени работы ГГ в режиме СК в камере поддерживается избыточное давление.

Теперь рассмотрим возможные режимы Г при cos j > cos j_ном. В этом режиме существуют ограничения по току статора Г, он не должен превышать номинальный, и S = S ном. Точка режима А3: cos j > сos j_ном, S = S ном, P > P ном, Q < Q ном..

За счет уменьшения реактивной мощности получили увеличение активной. Ограничения могут определяться турбиной, тогда линия режима -дуга АА3 окажется замененной горизонтальной прямой АВ. Если турбина способна повышать свою мощность сверх номинальной (справедливо для теплофикационных турбин с отборами пара КО и КОО), то в области АА3 генератор работает при полной номинальной мощности, а P > P ном. Для многих Г работа с cos j, близким к 1, может оказаться неприемлемой с точки зрения устойчивости параллельной работы с энергосистемой из-за большого угла d и уменьшенным, по сравнению с номинальным, током возбуждения.

Помимо этого на участке АВ и дальше возникают ограничения электромагнитного характера, связанные с величиной местных потерь и местного нагрева зоны лобовых частей обмоток статора и ротора, крайних пакетов активной стали статора. Этот дополнительный нагрев обусловлен повышенной результирующей индукцией в торцевых зонах, что объясняется слабой магнитной связью обмоток ротора и статора в этих зонах и недостаточной компенсацией потока реакции статора потоком ротора. Магнитная связь этих обмоток здесь слабее, потому что поля, образованные лобовыми частями обмоток статора и ротора в торцевых зонах, вынуждены замыкаться по путям, проходящим большей частью по воздуху. В номинальном режиме, являющемся расчетным, нагрев допустимый. В режимах с cosj > cos j _номувеличивается активная мощность и уменьшается реактивная, а ток возбуждения становится меньше. Результирующая индукция возрастает, потери и нагрев возрастают. Поэтому, например, ТГВ-200 при Р =200 МВт должен иметь Q ³ 20 МВАр, но ТГВ-300 допускает работу с cos j =1.

Рассмотрим режим с недовозбуждением: выдачи активной мощности в сеть и потребления реактивной мощности.

Использование Г в этом режиме, в режиме потребления реактивной мощности, вызывается необходимостью снижения напряжения в сети, например, при малой нагрузке электростанции, связанной с ЛЭП высокого напряжения, когда из-за большой зарядной мощности ЛЭП напряжение на шинах станции чрезмерно высоко. Для его снижения приходится снижать ток в обмотке возбуждения. При этом условия для крайних пакетов активной стали становятся весьма неблагоприятными. Для уменьшения нагрева нагрузку приходится снижать. На диаграмме мощности участок, ограниченный нагревом, обозначен буквами BG и B1G1. Как получают эту часть характеристики?

Интенсивность результирующего магнитного поля и уровень нагрева крайних пакетов зависит от конструктивного выполнения торцевых зон, от типа генератора. Ограничения определяются экспериментально для каждого типа генератора. Например, ТГВ-2000 не допускает работу в режиме потребления реактивной мощности при активной нагрузке, составляющей 95% номинальной и выше.

В режиме недовозбуждения имеем дело со значительными углами d. Поэтому активная мощность генератора ограничивается устойчивостью его работы (участок BМ диаграммы). Если d =90 °, то можно получить Р г макс, обычно работают с Рпред =0.9 Рмакс (10 % запас). На прямой d =90 ° откладываем НК, пропорциональный Eq и Рмакс. Этим радиусом проводим часть окружности; откладываем НЕ =0,9 НК - это предельная активная мощность, пересечение горизонтали и дуги окружности дает точку N на диаграмме режимов. Точки на участке B1М получаются аналогично. Таким образом, в режиме недовозбуждения нагрузки генератора значительно снижены по сравнению с номинальными.

В устройстве АРВ необходимо иметь специальный элемент, ограничивающий минимальный ток возбуждения.

Диаграмма мощности Г дает представление о допустимых режимах работы Г. На практике пользуются, однако, картой допустимых нагрузок, они составлены для каждого типа Г на основании специальных испытаний. В карте также оценивается влияние на режим работы Г изменения U, f, параметров охлаждающей среды.

ЛЕКЦИЯ 2

Уплотнения генератора

На генераторах с непосредственной системой охлаждения применяют торцевые уплотнения. Они могут иметь разную конструкцию, но идея многих похожа. Рассмотрим принцип действия уплотнений (рис.2).

1-торцевой упорный диск на валу генератора, 2-вкладыш уплотнения, 3-корпус уплотнения, 4- пружина, 5-канавка, по которой проходит уплотняющее масло, 6- баббитовый вкладыш.

Рис.2

Масло поступает в канавку и делится на два потока: 1) в сторону воздуха (создает масляную пленку между вкладышем и диском, а также осуществляет смазку трущихся поверхностей и их охлаждение); 2) второй - в сторону водорода (при этом давление масла больше давления водорода на 0,035-0,09 МПа). Расход масла невелик: 3-5 л/мин. Пружина создает дополнительное усилие. Рабочая поверхность торцевого уплотнения выполняется из баббита. При нарушении маслоснабжения он плавится и не допускает более серьезных нарушений.

Рассмотрим схему маслоснабжения уплотнений генератора (рис.3)

Основным источником маслоснабжения уплотнений является инжектор, в сопло которого подается масло из системы регулирования. За счет эжектирующего действия струи температура масла на выходе меньше на 4-6º, чем в системе регулирования.

рис.3. Схема маслоснабжения уплотнений генератора

1 – генератор; 2 – инжектор; 3,4 – маслонасосы; переменного и постоянного тока; 5 – регулятор давления; 6 – импульсная трубка; 7 – сливная труба; 8 – маслоохладитель; 9 – масляные фильтры; 10 – расширительный бачок; 11 – бачок маслопродувки; 12 – бак маслоагрегата; 13 – маслобак турбины; 14 – вентилятор; 15 – маслоуловитель.

Маслонасосы переменного и постоянного тока являются резервными и нормально не работают. Они пускаются при снижении давления масла, сначала один, затем другой. На остановленном генераторе работает только маслонасос переменного тока. Маслонасос постоянного тока находится в резерве.

После инжектора из напорного коллектора масло поступает в регулятор давления (РД), который поддерживает заданный перепад между маслом и водородом. Для этого по импульсной трубке к верхней части РД подается водород из генератора. Избыток масла РД сбрасывает в сливную трубу. Также масло можно подать через вентиль помимо РД (в случае его неисправности). Далее масло проходит через маслоохладитель (может и помимо него), масляные фильтры 9, попадает в расширительный бачок и оттуда на уплотнения Г.

Масло, сливаемое из уплотнений в сторону водорода, попадает в бачок продувки, а затем в бак маслоагрегата и маслобак турбины.

РД масла, применяемые в схемах маслоснабжения уплотнений, должны работать исключительно надежно. Если давление масла больше нормы, то масло попадает в Г, а в уплотнениях, где масло прижимает вкладыш к диску, произойдет подплавление вкладыша. Если РД занизит давление, то водород прорвется через уплотнения, попав в камеры подшипников, начнет вместе с маслом выбрасываться наружу через зазор между валом и маслоуловителем подшипника, создается опасность воспламенения водорода от искрения на щеточном аппарате ротора. При снижении давления произойдет подплавление вкладышей.

Даже в нормальном режиме масло захватывает часть водорода, который частично отделяется от масла в бачке продувки и возвращается в Г, а частично поступает в сливные маслопроводы и маслобак турбины. Водород будет постепенно скапливаться в верхних частях маслопроводов и маслобака турбины. Смесь его с воздухом станет взрывоопасной. Для удаления этой смеси используется вентилятор, при этом пары масла задерживается в маслоуловителе.

Итак, при нормальном режиме в РД Δр = 0,03-0,09 МПа, температура масла на сливе в сторону воздуха t_вых ⁼ 65°С, разность входящего и выходящего масла не больше 30°С, температура баббита ≤80°С. Содержание водорода в сливных маслопроводах из уплотнений - не выше 1%,а в газовом объеме маслобака вообще должен отсутствовать. Чистота водорода нормируется, влажность не должна превышать 85% при рабочем давлении.

Один из показателей нормальной работы - величина утечки водорода. Корпус Г поверяется на газоплотность. После ремонта или монтажа корпус Г заполняется воздухом, давление которого больше, чем рабочее на 0,1 МПа (этот процесс называют опрессовкой), тем самым выявляется и устраняется утечка. Затем снижают давление до рабочего и оставляют Г на сутки. Нормальной считается утечка не больше 1,5% объема Г. При нормальной эксплуатации также следят за утечкой, при снижении давления осуществляют подпитку. Большая течь, как правило, сразу не появляется, поэтому постоянный контроль позволяет своевременно обнаружить утечку. Расход на подпитку и продувку не должен превышать 10% количества водорода при рабочем давлении. Для отыскания мест утечки используется мыльный раствор, течеискатель и переносной газоанализатор. На работающем Г используют мыльный раствор или газоанализатор, на остановленном - добавляют в воздух фреон и определяют течеискателем.

Турбогенераторы большей мощности разрешается включать этим способом при условии, что кратность сверхпереходного тока к номинальному, определенная с учетом индуктивных сопротивлений блочных трансформаторов и сети, не превышает 3,0.

Далее идет набор нагрузки.

ПТЭ: Скорость повышения нагрузки турбогенератора после его включения в сеть в нормальных условиях ограничивается турбиной.

Для турбогенераторов, обычно, 250 -300 кВт/мин при первом нагружении и

1 МВТ/мин при прогретой и уже работавшей перед этим турбиной. Специальной проверки и специальных ограничений для генератора не требуется.

Однако в исключительных случаях на генераторе могут иметь место большие скорости изменения нагрузки, например, при действии АРВ или даже ФВ скорость изменения реактивной нагрузки, а значит и полной нагрузки велика, также при регулировании активной нагрузки генератора в пиковом режиме или при регулировании частоты. Поэтому дополнительно рассмотрим поведение обмоток ротора и статора при пуске и наборе нагрузки. При этом необходимо учесть, что постоянные времени нагрева обмоток и активной стали генератора существенно отличаются: тепловая постоянная нагрева активной стали – 40 минут, обмотки ротора в среднем 2 мин., обмотки статора- около 1 мин.

Условия теплового расширения стержней обмотки ротора и статора существенно различаются из-за того, что одни вращаются, а другие неподвижны, поэтому рассмотрим отдельно поведение обмотки ротора и статора при пуске.

При увеличении нагрузки статора стержни обмотки удлиняются, происходит также удлинение изоляции и возникает механические напряжения растяжения в изоляции, их-то и нужно оценить из-за меньшей прочности материала изоляции по сравнению с материалом обмотки. Медь обмотки и изоляция удлиняются одинаково из-за значительной силы сцепления, поэтому рассматриваем удлинение обмотки, а механические напряжения рассчитываем для изоляции. Механические напряжения в изоляции зависят от скорости деформации σ = φ(v_удл), а допустимые напряжения σ_доп= φ(t) –от длительности воздействия (рис.1).

Скорость теплового удлинения стержня пропорциональна скорости изменения его температуры v_удл=dl/dt= ε_мdτ/dt. Скорость превышения температуры может быть определена в предположении адиабатного нагрева стержня по приближенной формуле dτ/dt=j²/200. Коэффициент линейного расширения меди ε_м=16,5 ∙10^-6 мм/ мм град. Находим скорость относительного удлинения стержней в секунду:

v_удл=ε_мj²/200 =16,5∙10^-6j²/200=8,25∙10^-8j² или в минуту: v_удл= 5∙10^-6j².

Плотность тока в обмотке современных генераторов составляет (5 -7) А/мм², и скорость удлинения стержня при внезапном приложении к нему полной токовой нагрузки равна (0,12- 0,25)∙10^-3 1/мин. При таких скоростях напряжения растяжения не превосходят значений 9- 10 МПа, а разрушающие напряжения – более 22 МПа (рис.1), т.е. рассматриваемый режим внезапного изменения нагрузки от нуля до максимального значения неопасен для изоляции.

Рис.1

Стержни обмотки вращающегося ротора при внезапном нагружении полным током и повышении их температуры не могут свободно удлиняться в пазах ротора, этому препятствуют силы трения из-за центробежных усилий, возникающих при вращении ротора. Тепловое удлинение медных стержней переходит в деформацию сжатия. Если при этом будет превзойден предел текучести меди, деформация окажется необратимой. После остановки генератора и остывания обмотки ротора стержни укоротятся, их сечение окажется увеличенным. Многократные пуски и остановы генератора приводят к значительному укорочению стержней, увеличению их сечения и могут вызвать повреждение изоляции. В генераторах с непосредственным охлаждением ротора деформация стержней вызывает сужение проходного сечения вентиляционных каналов, в результате возможны местные перегревы обмотки ротора.

Проведем соответствующие расчеты для определения механических напряжений сжатия. Центробежная сила, прижимающая к пазовому клину проводник обмотки длиной l м, сечением q м², при плотности меди =9 г/см³(или 9 кг/м³), радиусе ротора R и частоте вращения n =3000 об/мин:

F_ц= mω²R = γlqR(2πn/60)² =9∙10³∙lqR(2π3000/60)²=9∙10⁸∙lqR [H].

Если принять, что стержень обмотки совершенно не удлиняется из-за возникающего трения, то механическое напряжение сжатия при нагревании стержня в любом его сечении σ_{сж макс} =μ F_ц/ q, где μ - коэффициент трения (для рассматриваемых условий может быть принят равным 0,5).

Таким образом, если диаметр ротора равен 1,1 м и наибольший радиус витка 0,55 м, то максимальное напряжение сжатия в сечении крайнего стержня при выходе его из паза, т.е. на расстоянии l м от края лобовой дуги может составить: σ _{сж макс} = 9∙10⁸∙ 0,5∙ 0,55∙ 1∙10^-6 = 247 МПа.

Прочностные характеристики меди следующие:

Медь уплотненная Сплав меди с серебром (228 -286 г/тонну)

Предел прочности, МПа 224- 236

Предел текучести, МПа 103 -134 162- 207

Таким образом, приближенный расчет показывает, что необратимые деформации вполне вероятны.

Действительное напряжение сжатия будет меньше, т.к. паз при нагреве также удлиняется, и напряжение определяется фактической разностью температур меди и стали, отставанием во времени повышения температуры стали.

Разность удлинений меди и стали ротора при их свободном расширении при нагревании:

Δl =Δl _м- Δl _ст = ε_мl (θ_м-θ₀) –ε _стl (θ_ст-θ₀),

где ε_м, ε_ст –линейные коэффициенты теплового расширения меди и стали, θ_м, θ_ст, θ₀ – температуры меди, стали и окружающей среды.

Запишем выражение в виде

Δ l =l [ ε_м θ_м–ε _ст θ _ст- θ₀(ε_м –ε_ст)].

Напряжение сжатия в меди при невозможности свободного растяжения

σ_м= (Δl / l)∙ Е = Е [ ε_мθ_м-ε_стθ_ст-(ε_м-ε_ст) θ₀].

Подставляем в формулу модуль упругости меди Е=10⁵МПа,

ε_м=17∙10^-61/ град, ε _ст =12∙10^-6 1/град, получим σ_м= 1,7θ_м- 1,2θ_ст- 0,5θ₀.

В установившемся режиме при θ₀=20°, θ_ст= 60° для различных температур меди получим следующие значения напряжений сжатия в меди обмотки ротора:

Θ град. 90 100 110 120 130 140 145

σ МПа 71 88 105 122 139 156 165

Таким образом, даже в стационарных режимах при расчетных температурах 130°- 145° в меди обмотки возникают напряжения сжатия, близкие к пределу текучести, что в некоторых случаях может привести к остаточным деформациям меди и последующему укорочению витков обмотки ротора, сопровождающемуся повреждением изоляции. В турбогенераторах с непосредственным охлаждением ротора при укорочении витков в вентиляционных каналах стержней возникает сужение проходного сечения и условия охлаждения резко ухудшаются, возможны перегревы обмотки ротора.

Мы рассмотрели установившийся режим нагрева. Особенно же опасным является режим, когда при пуске сразу после включения генератора в сеть резко возрастает ток ротора. Это может быть при действии форсировки возбуждения. Тогда вследствие значительного различия тепловых постоянных меди и стали разность их температур окажется велика (рис.2), и напряжение сжатия в обмотке ротора будут выше предела пропорциональности, что неизбежно приведет к остаточным деформациям.

Рис. 2

Например, при θ_ст =θ₀ =20°, θ_м= 120°, σ_м = 170 МПа. Поэтому при изготовлении стержней в качестве материала принимают сплав меди с серебром, что повышает предел текучести.

Кроме того, вероятность совпадения форсировки возбуждения с моментом включения холодного генератора в сеть достаточно мала, и поэтому мала вероятность значительных остаточных деформаций меди обмотки ротора, которые к тому же зависят от количества циклов нагревания и остывания ротора.

ЛЕКЦИЯ 9

ВИБРАЦИИ ГЕНЕРАТОРОВ.

При работе вращающихся машин и аппаратов наблюдаются вибрации.

Вибрации – это колебание деталей около среднего (равновесного) значения при малой величине размаха отклонений (по сравнению с размерами деталей) и относительно большой частотой.

Вибрации наблюдаются часто, но нежелательное воздействие оказывают повышенные вибрации, о них и пойдет речь. Повышенные вибрации вызывают деформации и напряжения в деталях, могут повлечь за собой излом деталей или всего агрегата, нарушение крепления к фундаменту, нарушение швов. Даже небольшие вибрации приводят к усталости материала и всем неприятным последствиям. Вибрации электрических машин передаются основаниям, конструктивным элементам зданий и могут вызвать повреждения последних.

Электромагнитные усилия могут вызвать вибрацию и при отсутствии движения или вращения. Примером является вибрация стальных листов сердечников трансформаторов и статоров генераторов. При неудовлетворительной запрессовке отдельные листы под воздействием внутренних напряжений коробятся, принимают волнистую форму, стремятся разойтись. Когда магнитный поток проходит вблизи амплитудного значения, листы выпрямляются и сближаются, когда магнитный поток приближается к нулю, листы возвращаются в прежнее положение, таким образом, возникают знакопеременные усилия и деформации. Обнаруживают эти деформации по специфическому шуму. Вибрации могут привести к разрушению изоляции между листами, разрушению изоляции стяжных болтов вследствие трения о края вибрирующих листов, возникает усталость материала и последующие поломки. В эксплуатации наблюдались случаи, когда стальные листы сердечника из-за вибрации прорезали изоляцию и попадали в зазор. Поэтому при монтаже необходимо плотно прессовать сердечники, прижимать листы друг к другу так, чтобы силы трения препятствовали перемещениям. В эксплуатации наблюдают за шумом сердечников.

Вернемся к вибрациям генераторов.

Электромагнитные силы тяжения меду ротором и статором действуют так, что участки статора, расположенные в зоне больших зубцов смещаются к оси машины, а расположенные в зоне малых зубцов – от оси (рис.1). При вращении ротора изгиб сердечника следует за вращающимся магнитным полем, возникает вибрация частотой 100 Гц не только активной стали, но и обмотки, заложенной в его пазы. Наконец, вибрации обмотки усиливаются под действием электродинамических сил взаимодействия токов ротора и статора, пропорциональных квадрату тока и изменяющихся тоже с частотой 100 ГЦ. Эти силы особенно велики в современных генераторах с непосредственным охлаждением с повышенной плотностью тока в обмотках.

рис.1

Уменьшение уровня вибраций и предотвращения аварийных последствий в основном является конструкторской задачей. При проектировании и изготовлении машин принимаются меры по отстройке отдельных узлов статора от резонансных частот, виброизоляции узлов между собой, повышению жесткости конструкции лобовых дуг и т.д.

Однако нужно учитывать, что с течением времени вибрационные характеристики генераторов ухудшаются. Поэтому в эксплуатации необходимо тщательно следить за уровнем вибрации.

Причинами повышенных вибраций могут быть следующие факторы:

1) Несимметрия электромагнитных усилий.

2) Неуравновешенность вращающихся частей машины.

3) Тепловая нестабильность ротора и другие.

Несимметрия электромагнитных сил, вызывающих вибрацию машины, может возникнуть в результате неравномерного воздушного зазора или появления виткового замыкания в обмотке ротора. Неравномерность воздушного зазора нарушает равенство электромагнитных сил, действующих между роторными полюсами и статором. В месте меньшего зазора электромагнитные силы больше, так как они пропорциональны квадрату индукции и обратно пропорциональны величине зазора.

При витковом замыкании магнитные потоки обоих полюсов двухполюсной машины остаются равными друг другу. Но распределение магнитной индукции становится несимметричным относительно поперечной оси ротора. Неуравновешенное усилие будет перемещаться вместе с ротором и вызовет вибрации.

Одним из признаков того, что вибрация возникла из-за несимметрии магнитного потока, вызванной витковым замыканием или неравномерностью зазора, является зависимость от величины тока возбуждения. При снятом возбуждении вибрация полностью исчезает. Однако для получения полной уверенности в наличии виткового замыкания, как правило. Достаточно измерить сопротивление обмотки ротора переменному току при номинальной частоте вращения и по мере снижения ее до нуля и сопоставить полученный результат с данными приемных испытаний.

Нарушение неуравновешенности ранее отбалансированного ротора может произойти из-за неплотной запрессовк5и обмотки, при ослаблении посадки бандажных или центрирующих колец. Низкое качество изготовления или ремонта ротора может привести к вылету лопаток, ослаблению посадки дисков. При больших частотах вращения роторов даже небольшая неуравновешенность вызывает значительную несбалансированную центробежную силу, создающую вредные нагрузки на ротор и подшипники и вызывающую их вибрацию. Так при неуравновешенности в 1 кг на радиусе 0,5 м и частоте вращения 3000 об / мин центробежная сила будет равна 50000 Н.

При механической неуравновешенности ротора вибрация проявляется уже на холостом ходу и мало зависит от изменения нагрузки.

У современных мощных турбогенераторов длина бочки ротора превосходит диаметр в 5- 6 раз, статический прогиб достигает 1 мм, и такого небаланса оказывается достаточно, чтобы при частоте вращения 3000 об/мин возникали значительные деформации с частотой 50 Гц. На это конструкция рассчитана. Но из-за температурной деформации обмоток, неравномерных потоков охлаждающего газа по вентиляционным каналам возникает неравномерный нагрев бочки ротора по окружности, что приводит к изменению упругой линии прогиба ротора и нарушению его уравновешенности. Например, для ротора длиной 8000 мм разность температур на противоположных образующих бочки всего на 2 градуса приводит к прогибу ротора 0,17 мм, т.е. дополнительным вибрациям.

Контроль вибрации генераторов, синхронных компенсаторов и электродвигателей производится измерением амплитуды ее на крышках подшипников в трех направлениях: вертикальном, горизонтально-поперечном и горизонтально-осевом. Оценка состояния машины производится по наихудшей вибрации любого подшипника. Установлены следующие нормы оценки вибрации: