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

 

 

 

 

Специальные испытания и измерения при ремонте и модернизации гидрогенераторов


Вибрационные испытания лобовых частей обмотки статора. Испытания рекомендуется проводить перед капитальным ремонтом в случае обнаружения признаков повышенной вибрации, указанных в гл. 4, а также после полной замены стержней или модернизации системы крепления обмотки статора.
Вибросмещения лобовых дуг измеряются в режиме установившегося трех-фазного КЗ при номинальном токе статора и изменении частоты вращения в диапазоне от 40 до 120 % ступенями примерно через 5 %. Температурные уело-: вия могут быть произвольными. В процессе каждого опыта ток статора должен оставаться неизменным; если при этом его значение /j будет отличаться от номинального яом, то результат измерения вибросмещений Л, должен быть приведен к номинальному току по соотношению
Вибропреобразователи должны удовлетворять следующим техническим требованиям:
Рабочий диапазон частот, Гц .                ....................................... 40—300
Рабочий диапазон вибросмещений, мкм.......................10—1000
Рабочий диапазон температур, °С………………………………..15—100
Неравномерность амплитудно-частотной характеристики, % Ю Допустимая индукция внешнего магнитного поля, Та .              .0,3
Этим требованиям удовлетворяют, например, преобразователи типа 1 ПИВБ-1, которые должны надежно закрепляться на обмотке статора с помощью специальных обойм из изоляционного материала в местах с плотной изоляцией и хорошим прилеганием покровной ленты. Сечение соединительных проводов при этом должно быть не менее 0,5 мм2.
Измерения проводятся в два этапа. На первом этапе вибропреобразователи устанавливаются по схеме рис. 10.9 для качественной оценки распределения внбросмещений вдоль лобовой дуги. Оцениваются средние и максимальные значения вибросмещений для частот 50 и 100 Гц, а по результатам оценки выбираются наиболее виброактивные участки лобовых дуг (чаще всего — головки), на которых вибропреобразователи устанавливаются по схеме рис. 10.10, для проведения второго этапа испытаний.
Задачей второго этапа является численная оценка параметров вибрационного состояния лобовых дуг по амплитудно-частотным характеристикам (АЧХ), которые представляют собой зависимость двойной амплитуды вибросмещения от частоты возмущающей силы, т. е. удвоенной частоты тока статора.
В качестве основного параметра вибрационного состояния рекомендуется предельный уровень вибрации 2ЛПР, т. е. расчетный уровень при доверительной вероятности 0,975:
2/4 „р=2Д+5/(0,975),
где 2Л — средний уровень вибрации (среднее арифметическое значение удвоенных амплитуд), мкм; s—среднее квадратическое отклонение, мкм; /(0,975) — коэффициент, следующим образом связанный с количеством точек измерений п:
П .... ................               10           15           20           30           оо
t . ................... 2,23       2,13       2,09       2,04       1,96
Для справки в табл. 10.3 приведены результаты измерения вибраций, из которых видно, что в современных гидрогенераторах могут иметь место резонансные возбуждения вибраций на частотах, близких к 50 Гц, что создает опасность возникновения повышенных вибраций при переходных режимах, сопровождающихся апериодическими токами статора. Это в свою очередь может вызвать ослабление креплений обмотки и привести к повышенным вибрациям и в нор-интервале частот 50±2,5 Гц его статистическая достоверность становится недостаточной и рекомендуется более грубая оценка по критерию 2.2 в несколько расширенном интервале частот. Использование результатов осмотров в данном случае не является обязательным, поскольку они являются уже частью системы послеаварийного контроля. Рекомендации по оценке вибрационного состояния лобовых частей обмотки статора гидрогенератора в аварийных переходных режимах приведены в табл. 10.5.
В табл. 10.6 даны решения, рекомендуемые для оценок вибрационного состояния, приведенных в табл. 10.4 и 10.5. Общая оценка принимается по наихудшей оценке из всех полученных для использованных критериев.
Вибрационные испытания стальных конструкций статора. В тех случаях, когда эксплуатационный контроль выявляет недопустимый уровень вибраций, требуется провести дополнительные испытания для уточнения причин повышенной вибрации. Вибрация стальных конструкций статора содержит, как правило, составляющую «полюсной» частоты 100 Гц и низкочастотную составляющую из трех — пяти низших гармонических, кратных частоте вращения агрегата. Для измерения низкочастотной составляющей вибрации вибропреобразователи устанавливаются в трех-четырех точках равномерно по окружности в среднем по высоте сечения спинки сердечника в радиальном направлении. Характерные признаки и основные причины повышенной низкочастотной вибрации указаны в табл. 10.7.
Повышенные вибрации статора с «полюсной» частотой 100 Гц сопровождаются, как правило, появлением дефектов, обнаруживаемых при осмотре (контактная коррозия спинки сердечника, трещины сварных швов в местах крепления клиньев к полкам корпуса и т. д.). Поэтому вопрос о целесообразности и объеме таких испытаний решается после анализа результатов осмотра стальных конструкций статора. Схема установки вибропреобразователей для общего случая приведена на рис. 10.12. Точки /—18, 21—23 используются для изучения причин, вызывающих повышенную вибрацию статора в целом, а точки 19 и 20 — для изучения локальных вибраций, например в стыках сердечника. Программа испытаний в этом случае должна предусматривать определение: 1) амплитудных характеристик, т. е. зависимостей вибросмещений от электромагнитных параметров генератора (возбуждения, нагрузки, тока статора) при неизменной частоте возмущающих сил; 2) частотных характеристик изгибных колебаний статора, т. е. зависимостей вибросмещений от частоты возмущающих сил при неизменных электромагнитных параметрах генератора; 3) формы изгибных колебаний, т. е. зависимостей мгновенных значений вибросмещений (с учетом фазовых соотношений) от геометрических координат статора при неизменных электромагнитных параметрах генератора и неизменной частоте вращения.
Испытания следует начинать с определения амплитудных характеристик при изменении возбуждения холостого хода ступенями через 20 % в диапазоне 0—0,5 номинального и через 10 % в диапазоне 0,8—1,1 номинального при «холодном» (25—30 °С) и «горячем» (60—65 °С) состояниях статора. Частотные характеристики определяются на холостом ходу с неизменным возбуждением при плавном изменении частоты вращения от 0,4 до 1,2 номинальной с измерением вибраций через каждые 5% изменения частоты. Уровень возбуждения выбирается по максимуму амплитудных характеристик. Опыт проводится при холодном и горячем состояниях статора. Необходимость определения форм колебаний уточняется на основании анализа амплитудных и частотных характеристик. Характерные признаки и основные причины повышенных вибраций статора с частотой 100 Гц указаны в табл. 10.8.
Для измерения полюсных вибраций могут быть использованы вибропреобразователи, рекомендованные для обмотки статора, но с меньшим уровнем допустимой индукции внешнего магнитного поля — до 0,01 Тл, а для измерения низкочастотных вибраций — преобразователи типа К-001 (снятые с производства), BJ1H, ВКД, а также низкочастотные пьезоакселерометры с интегрирующими усилителями.
Оценка уровня вибрации стальных конструкций статора гидрогенераторов подвесного или зонтичного исполнения мощностью 20 МВт и более производится по нормам, указанным в эксплуатационном циркуляре № Ц-01-84/Э «О контроле вибрационного состояния гидроагрегатов».
Нормы для оценки низкочастотных полигармонических составляющих вибраций сердечника и корпуса статора в нагрузочных режимах приведены ниже и относятся ко всему частотному диапазону от 1 до1 25 Гц, поэтому пересчета вибросмещений на виброскорости не требуется.
Составляющая вибраций сердечника статора с частотой 100 Гц оценивается по табл. 10.9. Оценка выполняется раздельно по трем указанным в таблице параметрам, и окончательное заключение выносится на основании худшей из трех оценок.
Вибрации опорных конструкций гидрогенераторов оцениваются по рис. 10.13 для диапазона частот 1—30 Гц. Для частот вне указанного диапазона недопустимыми считаются уровни вибрации: 40 мкм — при частотах более 30 Гц и 180 мкм — при частотах менее 1 Гц. При этом под «уровнем вибрации» понимается наибольшее значение двойной амплитуды колебаний любой из гармонических составляющих данного диапазона частот, если вибрации носят периодический характер, а при непериодическом характере вибраций — средний размах колебаний и среднее значение частоты в пределах 10-кратного периода вращения ротора.
В табл. 10.10 приведены типовые решения, принимаемые на основе оценки вибрационного состояния стальных конструкций статора и опорных узлов (см. с. 224 и рис. 10.13), с рекомендациями по выводу в ремонт.
Определение плотности стыков сердечника статора. Нарушение плотности стыков сердечника статора сопровождается рядом признаков: 1) снижением давления в контактной плоскости; 2) возникновением статических и динамических взаимных перемещений сопряженных плоскостей разъема; 3) повышенными вибрациями в радиальном направлении непосредственно у разъема сердечника; 4) накоплением дефектов и повреждений в зоне, прилегающей к разъему. Признаки 3) и 4) наблюдаются обычно только с одной стороны стыка. Степень нарушения плотности определяется размером зазора между сопряженными плоскостями на остановленном или вращающемся без возбуждения охлажденном генераторе. При нагреве статора и подаче возбуждения появляются тангенциальные силы, закрывающие зазор в стыке и уплотняющие стык. Следовательно, степень нарушения плотности стыка может быть определена, если установить условия, при которых исчезает зазор в стыке (температура сердечника статора и значение индукции ь воздушном зазоре). Это можно сделать двояким способом: измеряя давление в стыке и определяя момент исчезновения этого давления и измеряя взаимные перемещения сопряженных плоскостей стыка и определяя момент исчезновения этих перемещений. В первом случае фиксируется начало полного разуплотнения стыка, а во втором — начало его уплотнения.
Измерение давления требует предварительной установки в разъем специальных датчиков. Для этой цели в ГрузНИИЭГС разработаны тонкослойные датчики давления емкостного типа К.ТДД, которые, однако, пока не прошли достаточной эксплуатационной проверки.
Измерение взаимных перемещений плоскостей стыка может быть выполнено с использованием любых имеющихся датчиков относительных перемещений (индукционных, емкостных, тензометрических, индикаторов часового типа и др.).
Взаимные перемещения плоскостей разъема измеряются в тангенциальном направлении в режиме холостого хода при плавном изменении возбуждения от нуля до номинального при холодном (24—30 °С) и горячем (60—65 °С) состояниях статора. Типичные осциллограммы тангенциальных перемещений (полученные с помощью тензометрических балочек) приведены на рис. 10.14. Процесс уплотнения стыка под действием сил магнитного тяжения проходит три характерные фазы: 1) свободное сближение секторов, при котором зазор остается невыбранным по всей поверхности стыка; 2) стесненное сближение, при котором происходит постепенная выборка зазора сначала в отдельных точках, а затем и по всей поверхности стыка; 3) собственно уплотнение стыка, при котором зазор отсутствует по всей поверхности и происходит лишь увеличение контактного давления в стыковой зоне. Все три фазы хорошо различаются на рис. 10.14. Первая фаза характеризуется одновременным монотонным увеличением статических ас и динамических взаимных перемещений. Вторая фаза характеризуется монотонным уменьшением ал до нуля и снижением прироста ос до практически установившегося значения. Третья фаза (зона JII кривых на рис. 10.14,а и в) характеризуется отсутствием о„ и очень незначительным увеличением ос, отражающим упругое сжатие прокладки и участков секторов между точками закрепления датчиков перемещений.
Аналогичное влияние на процесс уплотнения стыка оказывают силы температурного расширения при нагреве статора, поэтому опыт с изменением возбуждения при горячем состоянии сердечника позволяет оценить суммарное воздействие сил магнитного тяжения и нагрева и определить, в какой фазе находится стык во время нормальных нагрузочных режимов гидрогенератора. Предельным состоянием стыка, еще не требующим перестыковки, считается такое его состояние, когда стык полностью уплотняется при номинальном возбуждении холостого хода на холодном сердечнике. Такое состояние соответствует моменту перехода из фазы III в фазу II (рис 10.14,а) и гарантирует плотность стыка при нагрузочных режимах. Если при нормальном возбуждении холостого хода состояние стыка на холодном сердечнике характеризуется фазой / или II, то требуется замена прокладки в данном стыке и восстановление его плотности.
Оценка плотности стыка может быть выполнена и по упрощенной методике — без измерения динамической составляющей взаимных перемещений оп. В этом случае осциллографирование может быть заменено отсчетом по шкале прибора, а плавное изменение возбуждения — ступенчатым с интервалом 10—15%.
При перестыковке следует принять меры для выравнивания контактной плоскости стыков, например, с помощью формующихся материалов, а также для снижения контактных давлений в стыке путем увеличения податливости стыковой зоны сердечника, например, отсоединением двух-трех крайних наших клиньев от полок корпуса на период стяжки стыковых плит корпуса.
В стыке сердечника статора должен быть обеспечен при этом натяг пример, но 0,6 мм.
Определение не симметрии магнитного поля в воздушном зазоре. Необходимость измерения не симметрии магнитного потока, как правило, возникает в тех случаях, когда установлено, что повышенные низкочастотные вибрации связаны именно с этой причиной и требуется уточнить объем ремонта по исправлению формы ротора. Измерения могут помочь также выявить замыкания витков обмотки полюсов ротора или двойное замыкание на землю в цепях возбуждения.
Одним из наиболее распространенных методов определения не симметрии магнитного потока является использование измерительного витка. Виток устанавливается вертикально в воздушном зазоре вдоль зубца статора и через крайние вентиляционные пазы выводится в камеру горячего и холодного воздуха генератора.
Существуют различные схемы измерения электродвижущей силы витков, однако наиболее широкое применение получили самые простые из них. Так, Союзтехэнерго рекомендует схему двухполупериодного выпрямления, приведенную на рис. 10.15. Виток изготовляется из гибкого провода в механически прочной изоляции (например, ПМВГ-0,5), приклеивается к расточке статора, а выводные концы закрепляются на спинке статора. Переменное сопротивление в схеме позволяет выбрать необходимый масштаб записи. Одновременно с электродвижущей силой витка на осциллограмму записывается метка положения одного из полюсов ротора, при этом используются известные схемы отметчиков оборотов. Сравнение амплитуд электродвижущей силы, соответствующих определенным полюсам ротора, позволяет судить о неравномерности формы ротора. Эти результаты могут не совпадать с результатами измерения формы ротора на остановленном агрегате.
Установка четырех таких витков под углом 90° по окружности статора позволяет проверить концентричность ротора относительно статора. В Средаз-техэнерго предложен метод, использующий измерительные рамки для оценки формы ротора и выявления замыканий витков обмоток полюсов ротора. Схема расположения активных сторон рамок показана на рис. 10.16. Последовательное включение в измерительную цепь активных сторон 1 — 2 суммирует электродвижущую силу, позволяя оценивать относительную неравномерность воздушного зазора. Измерительная рамка 1 — 3 имеет в активных сторонах электродвижущие силы, направленные в одну сторону, поэтому суммарная электродвижущая сила близка к нулю при отсутствии виткового замыкания в обмотке полюса ротора и возрастает при появлении замыкания. Чем большее число витков охвачено зоной замыкания, тем больше электродвижущая сила на выходе из измерительной рамки. Указанные методы позволяют оценивать только относительную неравномерность формы ротора. Практически приемлемых методов измерения абсолютных значений воздушного зазора на вращающемся агрегате пока не разработано.


Яндекс.Метрика