Меню раздела

Система планово-предупредительного ремонта
Номенклатура и объем работ
Технические данные гидрогенераторов
Статоры гидрогенераторов
Роторы гидрогенераторов
Система возбуждения гидрогенераторов
Опорные конструкции гидрогенераторов
Системы смазки и охлаждения подпятников
Разборка и сборка гидрогенераторов
Переклиновка обмотки статора
Ремонт деталей крепления сердечника статора
Ремонт активной стали
Ремонт повреждений изоляции стержней обмотки статора
Пайка соединений обмотки
Изолировка соединений обмотки
Сборка обмотки статора
Ремонт ротора с частичной и полной разборкой
Ремонт ротора с полной заменой изоляции катушек полюсов
Горячая расклиновка обода ротора
Ремонт токоподвода, контактных колец и щеточного аппарата
Ремонт машинного возбудителя гидрогенератора
Ремонт элементов системы тиристорного возбуждения
Ремонт системы охлаждения
Испытания тиристорного возбудителя
Ремонт вспомогательного генератора
Разборка и сборка подпятников и подшипников
Ремонт подпятников
Ремонт опорных болтов и тарельчатых опор
Ремонт направляющего подшипника опорных болтов
Модернизация гидрогенераторов
Модернизация систем вентиляции
Модернизация элементов конструкции гидрогенераторов
Модернизация подпятников
Повреждения в обмотке и сердечнике статора
Мповреждения в обмотке ротора
Повреждения в системе охлаждения и вентиляции
Эксплуатационные испытания и измерения
Сушка обмотки статора гидрогенераторов
Испытания гидрогенераторов на нагревание
Специальные испытания и измерения
Испытания обмоток при ремонтах гидрогенераторов
Инструмент, приспособления и оснастка

 

 

 

 

Методические указания по определению мест повреждений в обмотке и сердечнике статора


Определение мест повреждений изоляции в обмотке статора осуществляется испытанием повышенным напряжением промышленной частоты. При пробое изоляции в процессе испытаний место повреждения определяется путем визуального контроля за обмоткой при подаче на нее повышенного напряжения. При этом должны соблюдаться соответствующие меры безопасности для наблюдателей и иметься наготове средства пожаротушения. Зона пробоя определяется обычно вначале по звуку, а затем — по свечению и появлению дыма. Ниже описаны некоторые методы определения места повреждения изоляции обмотки статора.
Метод прожига обмотки является наиболее простым и распространенным и не требует применения технически сложных средств измерения. Метод заключается в пропускании тока на корпус через место повреждения, которое обнаруживается по искровому разряду, дыму, возгоранию изоляции. Во избежание повреждения активной стали и изоляции рядом уложенного стержня ток, пропускаемый через обмотку, не должен быть более 5 А.
Акустический метод основан на использовании звуковой энергии разряда емкости через место повреждения. Этот метод применим при переходном сопротивлении в месте замыкания от единиц до тысяч ом. Кенотронный аппарат типа АИИ-70 подключается к поврежденной ветви (полуфазе) обмотки статора (рис. 10.1). При повышении напряжения на аппарате происходит заряд конденсатора емкостью 0,5—1 мкФ. Искровой промежуток на разряднике настраивается на напряжение 5—10 кВ. Напряжение па кенотронном аппарате поднимается до значения, при котором частота пробоя разрядника будет 1 раз в 3—5 с. Разрядное напряжение представляет собой импульс высокого напряжения, под действием которого происходит пробой обмотки на корпус в месте повреждения. Звук искрового разряда при пробое хорошо прослушивается
без каких-либо акустических приборов и достигает максимальной силы непосредственно над местом повреждения.
Метод падения напряжения применяется при малом переходном сопротивлении в месте повреждения (до 50—70 Ом). Через поврежденную ветвь обмотки статора пропускается ток от незаземленного источника постоянного или переменного тока. Для повышения точности определения места замыкания на постоянном токе рекомендуется применять вольтметр с большим внутренним сопротивлением. Измеряется падение напряжения между концами обмотки и последовательно между концами и корпусом.
Метод индикации магнитного потока рассеяния. Через поврежденную ветвь обмотки статора на землю пропускается переменный ток 1,5—5 А. Проверяется наличие магнитного Потока рассеяния над пазами статора. Место замыкания обнаруживается по отсутствию магнитного потока под местом замыкания. Для обнаружения магнитного потока рассеяния используют токоизмерительные клещи со встроенным прибором, например От ВАФ-85 или ЦЗО.
Магнитопровод клещей следует разомкнуть и фиксировать в раскрытом состоянии так, чтобы сердечник не перекрывал соседний паз. Аналогично проверяется наличие потока рассеяния при питании поврежденной ветви (полу-фазы) с другого конца. При вынутых двух-трех полюсах ротора индукция потока рассеяния измеряется над стержнями в пазовой части статора при последовательном проворачивании ротора.
Мостовой метод. Собирается схема моста, где двумя плечами Z3 и Z« служат участки обмотки от выводов до места замыкания, а двумя другими — сопротивления реостата.
Изменяя отношение R\/Rz, схему уравновешивают. При равновесии мостовой схемы R, Щ2— Z4/Z3=11 //2, откуда R[/R=ZJZ=lill\ ление плеч реостата или магазинов; / — полная длина обмотки.
Измеряя сопротивления Ri и R2 при равновесии мостовой схемы, определяют длины участков обмотки до местт замыкания.
Метод прокола изоляции. При этом методе измеряется напряжение относительно корпуса вдоль обмотки статора. По поврежденной части ветви (полу-фазы) пропускается постоянный ток не более 0,7 номинального тока, протекающего через стержень (виток катушки). Проколами изоляции паяных соединений (головок) острым игольчатым щупом, соединенным с гальванометром, определяется стержень, в котором гальванометр дает отклонения в разные стороны при измерениях на различных концах одного и того же стержня.
Метод прокола изоляции применим (в основном) для обмоток малой и средней мощности, соединения головок которых заизолированы микалентой и миканитовыми колпачками (изоляцией класса В).
Определение дефектов соединений (головок) обмотки статора. Дефекты соединений стержней (катушек) обмотки статора могут быть обнаружены как осмотром, так и специальными приборами. При осмотре следует обращать внимание на состояние изоляции паяных соединений. Изменение цвета, высыхание, потеря плотности изоляции указывают на возможный перегрев паяного соединения. Одним из наиболее эффективных способов контроля качества паяного соединения до его изолировки является ультразвуковой метод, который применяется при частичных или полных перемотках обмоток статоров или при снятой изоляции головок. В эксплуатационных условиях (при ремонтах) наиболее распространен контроль головок бесконтактным методом с помощью вихретоковых приборов КВТ-2, ФКП-1, УД-2 и ИСПД-1 (для катушечных обмоток).
Метод выявления поврежденных паяных соединений термоиндикаторами. Для этой цели используются термоиндикаторы (ТИ) плавления, выпускаемые Ставропольским заводом химреактивов и люминофоров. При этом на поверхность изоляции каждой головки наносится несколько меток термоинднкаторов с различной температурой срабатывания в диапазоне от 50 до 100—150 °С. Затем обмотка прогревается номинальным током при работе генератора в режиме трехфазного КЗ либо током нагрузки в течение 4—5 ч, после чего производятся осмотр головок и регистрация срабатывания термоиндикаторов. Полученные результаты обрабатываются следующим образом:            все головки, имеющие наибольшие значения нагревов, считаются дефектными и подлежат безусловному ремонту. Результаты измерения нагрева остальных головок усредняются, и подсчитываются разности температур этих головок над средним значением. Те головки, температура которых на 10—15 °С (в зависимости от шага шкалы термоиндикаторов, использованных при испытаниях) выше сред* него значения, подлежат выборочному вскрытию и контролю осмотром (по заполнению хомута припоем, состоянию припоя), ультразвуковым дефектоскопом или по падению напряжения на участке элементарные проводники — хомут. Падение напряжения измеряется милливольтметром при помоши игольчатых щупов при питании фазы обмотки от источника постоянного тока примерно 0,2ном.
Определение мест повреждений в сердечнике статора. В настоящее время нет внедренных методов, позволяющих определять возникновение повреждений в сердечнике статора и процессе эксплуатации ’. Поэтому основным способом определения таких повреждений является испытание сердечника на нагревание методом кольцевого намагничивания. Такие испытания гидрогенераторов мощностью 12 МВт и более в процессе эксплуатации производятся в случае частичной или полной перемотки обмотки статора (до и после укладки новой обмотки) или при повреждении активной стали сердечника статора, а также при массовой переклиновке пазов обмотки. Испытания сердечника проводятся также у всех гидрогенераторов, проработавших более 15 лет, а затем —при каждой выемке ротора. Выявление повреждений производится либо ошупыванием поверхности со стороны расточки (зубцовой зоны) после кратковременного нагрева с последующей установкой термопар в обнаруженные места с повышенным нагревом, либо обследованием зубцовой зоны при помощи специальной инфракрасной измерительной аппаратуры — тепловизора (искателя местных перегревов).
При применении термопар (ТП) они должны устанавливаться измерительным спаем в расщеп, между листами стали зубца сердечника таким образом, чтобы с одной стороны между измерительным спаем и сталью была проложена изоляция в виде лепестка слюды во избежание замыкания двух соседних листов стали через измерительный спай термопары за счет нарушения слоя изоляционного лака при установке ТП. Все установленные термопары должны быть выведены на клеммник или переключатель, обеспечивающие отсутствие замыкания между различными термопарами в процессе подключения к ним измерительного прибора. С этой целью холодные спаи термопар должны быть изолированы друг от друга и погружены в термостат (термос) с маслом либо должна быть применена схема измерений с компенсацией температуры холодных спаев. В качестве измерительных приборов могут быть рекомендованы потенциометр постоянного тока типа ПП-63 либо современные цифровые милливольтметры с высокой помехозащищенностью, например типов Щ 1413, Щ 1615, Ф 30, Щ 300, Щ 304-2 и др.
Наибольший нагрев (т. е. повышение температуры за время опыта по сравнению с начальной) в конце испытания не должен превышать 25 °С, а наибольшая разность нагрева в различных зубцах не должна быть более 15°С для сердечников, изготовленных их холоднокатаной стали. Для гидрогенераторов, имеющих сердечники из легированных сталей (изготовленные до 1958 г.), допускается наибольший нагрев до 45 °С, а наибольшая разность нагрева зубцов 30 X. Схема испытаний приведена на рис. 10.5. Необходимое число витков намагничивающей обмотки до определяется по формуле, где U — напряжение на намагничивающей обмотке, В;. 5 — необходимое значение индукции, Тл; Q—сечение спинки сердечника, см2, подсчитанное по формуле.
Здесь К — коэффициент заполнения стали (для лакированной стали К= = 0,93, для стали, оклеенной бумагой, /С=0,9)                / — полная длина сердечника, см; пк — число вентиляционных каналов; Da. Dвв — наружный и внутренний диаметры сердечника статора, см; Л3уб — высота зубца или глубина паза, см; /к — ширина вентиляционного канала сердечника, см.
Из-за большого диаметра статора намагничивающую обмотку следует распределять равномерно по его окружности. Для определения магнитного потока в спинке статора служит контрольная обмотка, используемая как вторичная обмотка трансформатора. При этом индукция, Тл, во время опыта определяется по формуле, где f.— частота подводимого напряжения, Гц; wK — число витков контрольной обмотки; Q — поперечное сечение спинки статора, см2; UK — напряжение на контрольной обмотке, В.
Продолжительность испытания сердечника составляет 90 мин при индукции 1 Тл. Для гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмотки статора продолжительность испытаний составляет 45 мин при индукции 1,4 Тл.
Реальное время испытаний корректируется обратно пропорционально квадрату фактического значения 'индукции. При проведении испытаний сердечника производится определение удельных потерь в стали, которые не должны отличаться от данных предыдущих испытаний более чем на 10%. Для легированных сталей удельные потери не должны превышать 2,5 Вт/кг, а для холоднокатаных— 1,7 Вт/кг при индукции 1 Тл.
Для определения удельных потерь измеряется активная ^мощность по схеме рис. 10.6. Если индукция несколько отличается от заданной, потери рассчитываются по формуле
Роп и Вод — значения активной мощности, Вт, и индукции, Тл, полученные при испытании; В\ — значение индукции,. к которому приводятся потери, Тл.


Яндекс.Метрика