Технічне обслуговування й ремонт електричних машин (стр. 5 из 8)

По нормах МЕК машина вважається, яка пройшла випробування на раптове коротке замикання, якщо вона може бути включена в мережу відразу ж після випробування або після незначного ремонту обмотки статора. Перед включенням у мережу обмотка статора повинна бути випробувана на електричну міцність напругою, рівним 80% іспитової напруги, передбаченого для нової машини. Незначним уважається ремонт кріплення обмотки або зовнішніх шарів ізоляції, не пов'язаний із заміною стрижнів.

На місці установки всі турбо-, гідрогенератори й великі синхронні машини піддаються приймально-здавальним випробуванням, які включають крім приймально-здавальних випробувань на стенді заводу-виготовлювача додатково випробування на нагрівання; вимір вібрацій підшипників; перевірку роботи газомасляної системи водневого охолодження й визначення витоку водню (для машин з водневим охолодженням); перевірку роботи системи рідинного охолодження (для машин з рідинним охолодженням). [7, с. 213]

На місці установки проводять також випробування гідрогенераторів і інших синхронних машин великого габариту, випробування яких на стенді заводу-виготовлювача або не представляються можливими, або вимагають більших витрат на їхнє проведення.

Випробування на нагрівання. У гідрогенераторах вимір температури обмотки статора й активної сталі роблять за допомогою термометрів опору. Температуру обмотки визначають за показниками термометра опору, закладеного між стрижнями (сторонами котушок) обмотки статора. Температуру активної сталі визначають за показниками термометрів опору, закладених на дно паза. Відповідно до вимог ДЕРЖСТАНДАРТ 5616-81Е для виміру температури обмотки в гідрогенераторах потужністю понад 10 MB А повинне встановлюватися 12 термометрів опору при одній або двох паралельних галузях обмотки й по двох термометра на кожну паралельну галузь при числі галузей більше двох. Для виміру температури сердечника статора повинне встановлюватися не менш шести термометрів на гідрогенератор. Для генераторів з водяним охолодженням обмотки статора повинні встановлюватися термометри (або інші температурні індикатори) наприкінці кожного паралельного ланцюга системи охолодження.

Для виміру температури повітря на виході з кожної секції повітроохолоджувача встановлюють по одному термометрі, а в зоні гарячого повітря - два термометри на генератор.

Відповідно до ДЕРЖСТАНДАРТ 5616-8IE у гідрогенераторах за допомогою термометрів також вимірюють температуру сегментів підп'ятників і підшипників (установлюють по двох термометра на кожний сегмент) і температуру масла у ванні підп'ятника й кожного підшипника (за даними показань двох термометрів).

Визначення температури обмотки збудження роблять по даним виміру опору обмотки в нагрітому й холодному станах. Якщо rr, rх - опору обмоток у нагрітому й холодному станах, а

- температура обмотки в практично холодному стані, то перевищення температури обмотки збудження

(7)

Визначення температури активних і конструктивних елементів гідрогенераторів роблять як методом безпосереднього навантаження, так і за даними випробувань у непрямих режимах.

При випробуванні методом безпосереднього навантаження визначення перевищень температури обмоток і стали роблять при трьох-чотирьох різних навантаженнях (від 0,6 номінальної й вище). За даними випробувань будують залежності перевищення температур від квадрата струму статора, а з їхньою допомогою уточнюють (або визначають) перевищення температур при номінальній потужності. [7, с. 214]

Перевищення температури обмотки статора по даним вимірів перевищення температури обмотки в непрямих режимах визначають у вигляді

(8)

де

- перевищення температури в режимі короткого замикання (обумовлено основними й додатковими втратами в обмотці, а також механічними втратами); - перевищення температури в режимі холостого ходу (обумовлено втратами в сталі й механічними) - перевищення температури в режимі холостого ходу без порушення.

Визначення номінального струму порушення. Номінальний струм порушення визначають методом безпосереднього навантаження або методом графічної побудови. В останньому випадку номінальний струм порушення знаходять по характеристиках холостого ходу, короткого замикання й реактивності Потьє хр (мал. 10). З характеристики холостого ходу з обліком хр знаходять струм Ів, з характеристики короткого замикання - тридцятилітній струму порушення І до, з і по цих величинах - номінальний струм порушення І в, ном

Визначення КПД гідрогенератора. Для експериментального визначення КПД гідрогенератора використовують метод окремих втрат, що передбачає два способи виміру втрат - калориметричний і самогальмування. Кращим є метод самогальмування. [7, с. 214]

Калориметричним способом визначають втрати механічні, у сталі, а також додаткові. Із цією метою послідовно проводять досвіди холостого ходу без порушення, холостого ходу з порушенням до номінальної напруги й сталого симетричного короткого замикання з номінальним струмом в обмотці статора. Втрати в кожному досвіді визначають по кількості тепла, що відводиться охолодним середовищем (або охолодними середовищами, якщо різні частини машини прохолоджуються різними охолодними середовищами), при сталому тепловому стані машини по формулі

(9)

де Vc - об'ємна витрата охолодного середовища, м3/з; Сv - об'ємна теплоємність охолодного середовища, кДж/м3;

- температура охолодного середовища на вході в машину й виході з її.

Для визначення втрат випробуваний гідрогенератор приводиться в обертання з номінальною частотою обертання в режимі не завантаженого двигуна від іншого гідрогенератора.

Мал. 10. До визначення номінального струму порушення

Для визначення втрат способом самогальмування частота обертання випробуваного гідрогенератора доводить до значення, що трохи перевищує номінальне, після чого джерело енергії відключається. При цьому проводять три досвіди: самогальмування без порушення; при холостому ході й номінальній напрузі; у режимі симетричного короткого замикання на виводах машини й номінальному струмі в обмотці статора.

З досвіду самогальмування при осушеній порожнині турбіни визначають механічні втрати всього агрегату. Сумарні механічні втрати в генераторі знаходять шляхом вирахування втрат на тертя обертових частин турбіни об повітря, які розраховують по емпіричних формулах. Втрати в підп'ятнику й підшипниках або приймають рівними розрахунковим, або вимірюють калориметричним способом.

Відповідно до вимог ДЕРЖСТАНДАРТ 10169-77 кожний досвід проводиться не менш 3 разів. У всіх досвідах визначається час, протягом якого частота обертання машини зміниться від 1,1 до 0,9 номінальної. Отсчеты по приладах, що вимірює електричні величини, виробляються в момент проходження випробуваною машиною синхронної швидкості.

Для синхронних машин по вимогах діючих стандартів виміряється вібрація підшипників машин. Вимір вібрації (вібропереміщень або ефективного значення вібраційної швидкості) роблять на верхніх кришках підшипників у вертикальному напрямку й у рознімання в поперечному й осьовому напрямках,

Для турбогенераторів ефективне значення вібраційної швидкості не повинне перевищувати 4,5 мм/з у всіх режимах роботи.

У гідрогенераторах вібрацію вимірюють у горизонтальній площині хрестовин. Відповідно до ДЕРЖСТАНДАРТУ 5616-81Е до частоти обертання 100 про/хв припустима вібрація становить 180 напівтемних, понад 100 до 187,5 про/хв - 150 напівтемних, до 375 про/хв - 100 напівтемних, до 750 про/хв - 70 напівтемний.

Вібрація контактних кілець у турбогенераторах не повинна бути більше 200 напівтемний. Для машин з водневим охолодженням роблять визначення витоку водню. Випробування роблять на спресованих машинах і машинах, випробуваних на газощільність у нерухливому стані після складання на місці випробування. Визначення витоку повинне виконуватися при робочому тиску газу усередині машини й при обертанні з номінальною частотою обертання на холостому ходу без порушення.

Вимір опору ізоляції підшипників проводять при температурі навколишнього середовища мегомметром на напругу не менш 1000 У. [7, с. 214]. Вимір електричної напруги між кінцями вала здійснюють на працюючій машині за допомогою вольтметра з малим внутрішнім опором, при цьому прилад приєднують безпосередньо до кінців вала.

3.2 Ремонт синхронних двигунів

Відповідно до Правил технічної експлуатації в системі планово попереджувальних ремонтів електроустаткування передбачено два види ремонтів: поточний і капітальний.

Поточний ремонт виробляється з періодичністю, установленої з урахуванням місцевих умов, для всіх електродвигунів, що перебувають в експлуатації, у тому числі в холодному або гарячому резерві (докладне роз'яснення див. главу 4). Поточний ремонт є основним видом профілактичного ремонту, що підтримує на заданому рівні безвідмовність і довговічність електродвигунів. Цей ремонт роблять без демонтажу двигуна й без повного його розбирання.