Стартовая >> Архив >> Генерация >> Эксплуатация генераторов

Вспомогательные устройства гидрогенератора - Эксплуатация генераторов

Оглавление
Эксплуатация синхронных генераторов
Элементы конструкции гидрогенераторов
Охлаждение гидрогенераторов
Системы возбуждения
Режимы работы гидрогенераторов
Развитие методов электромагнитного расчета гидрогенераторов
Вспомогательные устройства гидрогенератора
Дефекты статора гидрогенератора
Дефекты ротора гидрогенератора
Техническое обслуживание генераторного оборудования
Остановка агрегата, оборудование в резерве
Ремонты генераторного оборудования
Эксплуатация турбогенераторов
Конструктивные особенности турбогенераторов, вероятные повреждения
Конструктивные особенности ротора турбогенераторов
Система уплотнений вала турбогенераторов
Повреждения ротора турбогенераторов
Системы охлаждения турбогенераторов
Особенности пуска и набора нагрузки турбогенераторов
Нормальные режимы работы турбогенераторов
Турбогенераторы серии ТФ
Турбогенераторы серии ТВМ
Сверхпроводниковые турбогенераторы
Асинхронизированные синхронные генераторы
Турбогенераторы с воздушным охлаждением за рубежом
Диагностическое обслуживание генераторов электростанций
Оценка технического состояния гидрогенераторов
Новые отечественные методы диагностики гидрогенераторов
Новые направления и совершенствование систем диагностики турбогенераторов
Новые методы диагностики турбогенераторов
Экспертные системы диагностики генераторов

ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА ГИДРОГЕНЕРАТОРА И ИХ ОБСЛУЖИВАНИЕ
К вспомогательным устройствам ГГ относятся: регуляторы частоты вращения, маслонапорные установки, тормозные устройства, средства теплового контроля, средства пожаротушения и ряд других.
Регуляторы частоты вращения. Одним из основных требований качества электроэнергии является постоянство частоты тока, которая должна поддерживаться на уровне 50 ±0,1 Гц. Частота тока, вырабатываемая генератором, зависит от частоты вращения его ротора f -пр]60, где п - частота вращения ротора, р - число пар полюсов ГГ. При постоянном числе пар полюсов постоянную частоту тока можно обеспечить поддержанием постоянной частоты вращения гидроагрегата (турбины и генератора).
Если частота вращения агрегата неизменна, то мощность М1, развиваемая гидротурбиной, расходуется на выдачу полезной нагрузки генератора Мг, преодоление механического сопротивления (трение) и на электрические, магнитные и вентиляционные потери. Но при работе гидроагрегата под нагрузкой это равенство нарушается, так как полезная нагрузка генератора непрерывно меняется из-за изменения потребления электроэнергии, в то время как. мощность на валу турбины в начальный момент при изменении полезной нагрузки остается неизменной. При уменьшении нагрузки генератора избыток мощности турбины над суммой нагрузки генератора и мощностью потерь пойдет на увеличение частоты вращения агрегата. В случае увеличения нагрузки генератора уменьшается частота вращения агрегата.
Для поддержания равновесного состояния при изменении нагрузки генератора необходимо изменять мощность турбины, т.е. регулировать расход воды, проходящей через турбину, с помощью направляющего аппарата, который Открывается регуляторами частоты вращения.
Регуляторы обеспечивают автоматическое и ручное выполнение следующих операций: пуска, нормальной и аварийной остановки при любом режиме работы, регулирования в заданных режимах, перевода из генераторного режима в режим синхронного компенсатора и обратно.
По способу передачи перемещающего усилия от измерительного элемента к регулирующим органам турбины регуляторы могут быть прямого и непрямого действия.
Регуляторы, в которых положение регулирующего органа (направляющего аппарата) изменяется непосредственным усилием измерительного элемента (маятника), называют регуляторами прямого действия. Эти регуляторы не способны развивать значительных перестановочных усилий.
Для повышения перестановочного усилия измерительного элемента (в турбинах средней и большой мощности) применяют специальный гидравлический усилитель - сервомотор, выполненный в виде цилиндра с поршнем. Регулятор, имеющий усилитель, называют регулятором непрямого действия.
По конструкции основных элементов различают регуляторы гидромеханические, в которых все элементы выполняются гидравлическими и механическими, и электрогидравлические, в которых измерительный, стабилизирующий и управляющие элементы выполняются электрическими, а усиливающие и вспомогательные органы - гидравлическими.
В настоящее время гидроагрегаты оснащаются в основном электрогидравлическими регуляторами частоты вращения, электрическая часть которых выполнена на интегральных микросхемах (ЭГР-2И).
В общем виде электрогидравлический регулятор можно представить состоящим из следующих основных частей;
электрической - содержащей устройство для измерения частоты вращения гидроагрегата; жесткую и гибкую обратную связь; устройство остающейся неравномерности регулирования, механизм изменения частоты вращения и мощности; устройство группового регулирования мощности;
релейной - к которой относятся реле, обеспечивающие пуск, останов, изменение режимов работы агрегата, а также автоматические защиты от неисправностей в системе регулирования;
гидромеханической - в которую входят электро гидравлический преобразователь, связывающий электрическую и гидромеханическую части регулятора, главный распределительный золотей к, вал выключателя, механизм ограничителя открытия.
Время открытия и закрытия направляющего аппарата различных турбин находится в пределах: малых - 5-3 с; средних - 3-7 с; крупных 7-20 с. Время разворота лопастей рабочего колеса выбирают равным или несколько большим времени открытия направляющего аппарата, а время свертывания лопастей принимают в 4-6 раз большим времени закрытия направляющего аппарата.
Если механизмы системы регулирования при сбросе нагрузки не сработают, предусматривается золотник аварийного закрытия, который при перемещении отключает систему регулирования и подает масло под давлением в полость на закрытие сервомотора направляющего аппарата непосредственно от маслонапорной установки.
При осмотре регулятора частоты вращения проверяют: надежность соединений и крепления механизмов, отсутствие через них протечек масла;
отсутствие посторонних шумов;
действие распределительного устройства смазки в системе регулирования по выходу масла из трубок разводки;
колебание иглы побудительного золотника регулятора; положение стрелки балансного прибора.
Кроме того, обращают внимание на состояние главных золотников системы регулирования; на недопустимый износ золотников (внутренние протечки масла через золотники сопровождаются звуковым эффектом); на утечки масла через соединения блока золотников; на состояние обратной связи между направляющим аппаратом и регулятором частоты вращения (трос обратной связи должен быть без обрыва проволок, надежно закреплен и натянут без провисания, ролики свободно поворачиваться); на. состояние креплений и шпонок рычагов.
Маслонапорная установка. Для перемещения регулирующих органов турбины - сервомоторов направляющего аппарата и рабочего колеса, а также турбинных затворов и клапанов холостых выпусков - применяют масло под давлением. Для аккумулирования необходимого объема масла под давлением, которое в любой момент может быть использовано на ГЭС, предусмотрены маслонапорные установки (МНУ) (ряс. 1.21), состоящие из маслоаоздушного 9 и воздушного 10 сосудов с арматурой, сливного бака б, масляных насосов 2 с электродвигателями 1, приборов и устройств контроля и автоматики.
Масловоздушный сосуд - котел МНУ заполнен на 40 % маслом, на 60 % воздухом под давлением, благодаря чему является аккумулятором энергии, необходимой для привода в действие механизмов системы регулирования и управления. При расходовании масла из котла уровень масла и давление в нем понижаются, при этом сжатый воздух исключает резкое снижение давления. Израсходованное масло из котла компенсируется с помощью винтовых маслонасосов. МНУ снабжают двумя (один из них резервный) или тремя маслонасосами.

Гидромеханическая схема маслонапорной установки
Рис. 1.21. Гидромеханическая схема маслонапорной установки:
1 - электродвигатель; 2 - насос, 3 - клапан обратный; 4 - клапан предохранительный; 5 - клапан перепускной; 6 - бах сливной; 7 - фильтр; 8 - указатель уровня; 9 - сосуд масловоздушный; 10 - сосуд воздушный; 11 - манометр; 12 - регулятор уровня; 13 - датчик уровня; 14 - датчик давления; 15 - реле давления; 16 - к системе регулирования

Для обеспечения нормальной работы в автоматическом режиме насосы МНУ имеют перепускной 5, обратный 3 и предохранительный 4 клапаны. Перепускной клапан служит для поддержания давления масла при непрерывном режиме работы насоса и приводится в действие маслом под давлением из котла. Клапан регулируется на определенный перепад давления и при достижении нижнего предела (0,2-0,3 МПа) соединяет напорную камеру насоса с котлом, а при достижении нормального давления в котле - напорную камеру насоса со сливным баком МНУ, при этом насос начинает работать вхолостую, т.е. перекачивать масло через перепускной клапан обратно в сливной бак МНУ. С целью экономии электроэнергии маслонасосы работают, как правило, а прерывистом режиме, для чего устанавливают реле давления 15, с помощью которых включаются и отключаются насосы во избежание обратного движения масла из котла при остановке насоса устанавливают обратный клапан.
Для предотвращения увеличения давления в котле выше допустимого служит предохранительный клапан, открывающийся и сбрасывающий масло, подаваемое насосом, в сливной бак при достижении определенного давления в котле. Клапан открывается при увеличении давления на 10 % выше номинального.
МНУ оборудуют следующими приборами; манометрами для контроля давления масла в котле; масломерным стеклом для контроля уровня масла 8; реле давления, действующими на включение и отключение рабочих насосов, обеспечивающих поддержание давления масла в заданных пределах (при номинальном давлении 4 МПа перепад давления составляет 0,2-0,3 МПа);
реле давления, действующим на сигнал и автоматическое включение резервного насоса при снижении давления в котле на 0,2- 0,3 МПа относительно установки включения рабочего насоса;
реле аварийно-низкого давления, действующим на включение аварийной сигнализации и дающим команду на аварийную остановку агрегата,
указателем уровня масла в сливном баке МНУ в виде поплавкового реле;
регулятором давления и дифференциальным реле давления (при автоматическом пополнении воздуха в котле).
Для проведения технического обслуживания и ремонтов МНУ снабжают следующими устройствами и арматурой;
лазами и люками для осмотра и очистки сосудов и бака; масляным фильтром с двумя сетками в сливном баке, обеспечивающими очистку фильтров без спуска масла из бака;
запорными клапанами (вентилями) для отключения насосов oт котла МНУ, выпуска масла в сливной бак, отключения подачи воздуха, отключения фильтров реле давления МНУ и общим запорным вентилем для отключения котла от системы регулирования при эксплуатации МНУ проверяют давление и уровень масла в масловоздущном сосуде, уровень масла в баке, состояние и работу насосов и арматуры масловоздушного сосуда и бака. При контроле давления в котле дежурный персонал одновременно проверяет правильность настройки и действия реле давления МНУ, контролирует продолжительность работы насосов.
Объем воздуха в масловоздушном сосуде периодически пополняют. При автоматическом пополнении воздуха необходим систематический контроль за правильностью действия автоматических устройств.
Причинами снижения уровня масла в баке могут быть: повышение уровня масла в котле (необходимо пополнить котел воздухом); засорение фильтров бака МНУ (указатель уровня покажет ложное снижение уровня масла в баке); внешние утечки масла через неплотности соединений и уплотнений элементов системы регулирования В зависимости от характера обнаруженной неисправности принимают соответствующие меры: чистят фильтры бака МНУ, пополняют бак маслом из маслохозяйства, переводят агрегат в режим, при котором утечки масла уменьшаются или выводят его в ремонт. Для восполнения объема масла оперативный персонал периодически доливает его а бак МНУ через систему маслопроводов из специального расходного бака с чистым маслом.
Уровень масла может повышаться при переполнении масловоздушного сосуда воздухом, что представляет определенную опасность, т.к, при недосмотре масло может изливаться через горловину на пол машинного зала.
Проверяют работу перепускных (должны перемещаться плавно и через них не должно быть протечек масла) и обратных клапанов (перемещение не должно сопровождаться ударами).
Масляные ванны и маслоохладители подпятников и подшипников. Масляные ванны бывают совмещенные и раздельные. В первом случае ванна находится внутри центральной части крестовины, обладающей необходимой жесткостью, во втором - подпятник помещается в легком баке, устанавливаемом либо наверху опорной крестовины, либо на подставке, стоящей на крышке турбины. Направляющий подшипник в обоих случаях остается в центральной части крестовины.
Размеры ванны определяются габаритами подпятника и маслоохладителя, а ее компоновка - необходимостью организации правильной циркуляции и охлаждения масла.
Маслоохладитель чаще всего состоит из нескольких секций, вставляемых в окна боковой стенки и соединяемых между собой трубопроводами вне ванны. Число секций (и окон) определяется числом сегментов подпятника: против каждого окна располагаются один или два сегмента, так что после выема секции маслоохладителя открывается доступ к подпятнику.
Система щитов, расположенных в горизонтальной плоскости между корпусом подпятника, секциями маслоохладителя и наружной стенкой, обеспечивает проход горячего масла через маслоохладитель, откуда оно в охлажденном состоянии вновь поступает в подпятник.
Внутри ванны, вокруг подпятника, размещается трубопровод подачи масла высокого давления в сегменты, а для предотвращения попадания воздуха в масло применяются различные горизонтальные и вертикальные щитки.
Большое значение придается уплотнениям ванн во избежание прямых протечек масла и выхода масляных паров. Все места стыков отдельных частей уплотняются резиновыми прокладками, шнурами, заливаются эпоксидным лаком.
Особые трудности представляют замасливания зонтичных гидрогенераторов, где вращающиеся части ротора создают разрежение в непосредственной близости к уплотнениям ванны подпятника и высасывают из нее пары.
Для охлаждения масла в ваннах подпятника и подшипника используются, как правило, трубчатые маслоохладители, встроенные в масляную ванну. Конструктивно маслоохладители могут целиком располагаться внутри ванны или крепиться к стенке ванны так, что крышка охладителя оказывается снаружи ванны. В первом случае маслоохладители выполняются в виде коробчатых секций с кольцевыми трубками, окружающими подпятник, и двумя крышками по торцам. Такие секши соединяются последовательно и устанавливаются на дне ванны ниже сегментов подпятника для обеспечения доступа к последнему.
Маслоохладители, которые крепятся к стенке ванны, могул иметь прямые или У-образные трубки, размещенные перпендикулярно стенке. Маслоохладители с У-образными трубками устанавливаются по высоте на уровне сегментов и частично подпятника, т.е. в зоне наибольшей циркуляции горячего масла, за счет чего увеличивается коэффициент теплоотдачи маслоохладителя.
Тормозная система. В отличие от турбоагрегатов тепловых электростанций гидроагрегаты часто останавливаются, особенно на станциях, работающих в пиковых режимах.
При остановке агрегата (после отключения от сети и закрытия направляющего аппарата турбины) его ротор, обладающий большой маховой массой, продолжает'некоторое время вращаться по инерции с малой частотой вращения (3-5 об/мин). Это вращение (выбег) может длиться от нескольких минут до 1 ч и более. Продолжительность вращения на выбеге зависит от массы и диаметра ротора, трения в подшипниках и подпятнике, степени подтопления рабочего колеса водой, а также от количества воды, попадающей на рабочее колесо через протечки направляющего аппарата турбины. При малой частоте вращения масляный клин между поверхностями трения подпятника не образуется, что приводит к ухудшению состояния этих поверхностей.
Для сокращения времени выбега применяют торможение ротора гидрогенератора. Чаще всего применяются поршневые пневматические тормоза, устанавливаемые под тормозным кольцом ротора на нижней крестовине (рис. 1.1) или при ее отсутствии непосредственно на фундаменте. Тормоза устанавливают равномерно по кольцу (рис. 1.3) под тормозным диском ротора генератора. Количество тормозных устройств зависит от мощности агрегата и размеров тормоза. Тормозные устройства объединены общим трубопроводом (магистралью), в который при торможении подается воздух под давлением 0,6-0,8 МПа от стационарного ресивера или из котла маслонапорной установки турбины.
Воздух в систему торможения подается автоматически при снижении частоты вращения агрегата до 20-40% номинальной; торможение остается включенным до полной остановки агрегата.
Тормоза служат также домкратами для подъема ротора (на 3- 5 см) при ремонтах, осмотрах и после длительной (более 4 сут.) остановки агрегата. В этом случае к воздушной тормозной магистрали подсоединяют маслопровод, связанный с поршневым насосом высокого давления (10-12 МПа). Так как операцией подъема пользуются редко, насос может быть передвижным и обслуживать несколько агрегатов.
При контроле системы торможения проверяют крепления тормозного диска к ротору и тормозных домкратов к фундаменту, а также исправность работы всех элементов системы при непосредственной подаче воздуха в тормозные цилиндры При этом контролируют прилегание колодок к тормозному диску, отсутствие протечек воздуха через уплотняющие манжеты и соединительные элементы системы, плавность опускания тормозных колодок при снятии давления воздуха (расторможении) и наличие, зазора между тормозными колодками и диском ротора после полного их опускания.
Тепловой контроль гидрогенератора. Для предохранения ГГ от недопустимого перегрева осуществляется контроль за его температурным режимом с помощью штатных термометров и термометрических сигнализаторов, помещенных в узлах ГГ.
Для измерения температуры статоров как с воздушным, так и с внутри проводниковым водяным охлаждением обмотки применяются термометры сопротивления одного типа. Однако число их и место установки существенно отличаются. При воздушном охлаждении для определения температуры стержней обмотки термометры помещаются между верхним и нижним стержнями, а число их зависит от числа параллельных ветвей обмотки: на каждую ветвь всех трех фаз должно быть установлено не менее двух термометров. Кроме того, для определения нагрева сердечника на дно паза укладывается еще не менее шести.
В ГГ с водяным охлаждением число термометров, которыми измеряется температура обмотки, значительно больше и достигает иногда нескольких сотен. Они устанавливаются по одному в каждой параллельной по ходу воды цепи (обычно под пазовым клином) и измеряют температуру того стержня, который является в ней последним, т.е. самым горячим.
Для измерения температуры сердечника на дне паза помещается еще шесть термометров.
Применяются также системы автоматического теплового контроля, позволяющие практически непрерывно регистрировать температуру во многих точках, сигнализировать о достижении опасного уровня нагрева и отключать генератор при превышении допустимой температуры.
Для подпятников и направляющих подшипников применяются термометры сопротивления, заключенные в трубках различной длины и имеющие головки с резьбой для ввинчивания в тело сегмента. В направляющих подшипниках их помещают в двух или четырех сегментах, а в подпятниках - в каждом. Для постоянных измерений, регистрируемых в журнале станции, берутся показания только нескольких термометров, а остальные используются при пуске агрегата и регулировании распределения нагрузки между сегментами подпятника или после его ревизии.
Кроме температуры сегментов контролируется температура масла в ваннах подпятника и подшипников, для чего в каждой ванне устанавливаются два термометра - до входа масла в маслоохладитель и после него.
Для наблюдения за температурой охлаждающего воздуха и равномерностью работы отдельных секций воздухоохладителя термометры сопротивления помещаются на выходе воздуха из них; в двух местах ГГ устанавливаются термометры для измерения температуры горячего воздуха.
Для сигнализации и автоматической остановки генератора в случае достижения его частями опасных температур ГГ оборудован термометрическими сигнализаторами - реле тепловой защиты. Они устанавливаются по два - четыре в подпятнике подшипниках и в зоне горячего воздуха. Их показания также регистрируются в журналах наблюдения ГЭС.

Противопожарное устройство.

 Нарушение витковой или корпусной изоляции обмотки статора и образование дуги в месте повреждения могут под вентилирующим воздействием ротора привести к пожару внутри ГГ. Для локализации и тушения пожара на отечественных ГГ применяется, как правило, вода.
С целью подачи воды для тушения пожара вокруг верхних и нижних лобовых частей обмотки статора располагаются перфорированные кольцевые трубы диаметром 76 мм, имеющие большое количество просверленных отверстий с установленными в них распылителями, создающими при подаче в трубы воды под давлением водяной туман вокруг обмотки, который интенсивно гасит пламя.
Вода в трубы при пожаре в генераторе подается от специального пожарного трубопровода автоматически или вручную при дистанционном управлении насосами пожаротушения.
Однако до сих пор нет надежного датчика пуска системы пожаротушения гидрогенераторов, поэтому на ГЭС России пуск системы пожаротушения осуществляется вручную. Для этого на каждой ГЭС, применительно к местным условиям, разрабатывается инструкция по тушению пожара в генераторе, которая определяет порядок действия персонала, время подачи воды в генератор, необходимость повторной подачи воды, порядок осмотра генератора, порядок допуска пожарных. Время подачи воды в гидрогенератор строго ограничено из-за нагрузки воды на крышку турбины и составляет примерно 2-2,5 мин. Порядок осмотра и допуска пожарных регламентируется опасностью отравления продуктами горения изоляции и замкнутом пространстве генератора. Если произошло очаговое возгорание обмотки, пожар тушат с помощью углекислотных ручных огнетушителей.
В зарубежных ГГ, как правило, пожар тушится углекислым газом. При этом исключается увлажнение изоляции и других частей машины и облегчается автоматизация системы. Применение такой системы требует герметизации корпуса и перекрытии всего гидроагрегата, что затруднительно для мощных и крупных агрегатов.
Проверка системы пожаротушения генератора состоит в кратковременном включении насосов при закрытых вентилях подачи воды к генератору.



 
« Эксплуатационные режимы водо-водяных энергетических реакторов   Эксплуатация электростанций, работающих при сверхкритических параметрах »
электрические сети