Расчет надежности синхронных генераторов Методические указания для самостоятельной работы студентов по дисциплине «Надежность электроэнергетических систем» (стр. 1 )

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Уфимский государственный авиационный

технический университет

Кафедра электромеханики

РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ

Методические указания для самостоятельной работы студентов

по дисциплине «Надежность электроэнергетических систем»

Уфа 2011

Составители:

УДК 621.3.087.92(07)

ББК 31.264-04(Я7)

НАДЕЖНОСТЬ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ

Статистика отказов и анализ повреждаемости синхронных

машин большой мощности

Источником информации для получения показателей надежности синхронных машин большой мощности являются данные эксплуатации, так как организация испытаний таких машин на надежность не представляется возможной. Однако дополнительный материал может быть получен путем поэлементных испытаний отдельных деталей или узлов, например стержней, обмоток, уплотнений, охладителей и т. п.

Особенностью условий работы синхронных генераторов большой мощности является высокое качество обслуживания. Число отказов по причинам, связанным с ошибками эксплуатации, обычно соизмеримо с числом отказов из-за дефектов изготовления. Вместе с нем в процессе эксплуатации обычно происходит доводка, усовершенствование, модернизация генераторов и вспомогательного оборудования, что позволяет повысить надежность синхронных машин. Другой особенностью условий эксплуатации синхронных машин являются периодические капитальные и планово-предупредительные ремонты и испытания, в процессе которых обнаруживаются различные повреждения.

Своевременное устранение таких неисправностей повышает надежность машин, так как уменьшает вероятность аварийных отказов.

Статистические данные свидетельствуют о том, что одной из основных причин отказов синхронных машин являются заводские дефекты. В течение первого периода работы (5-10 тыс. ч) имеет место приработка, когда заменяются и ремонтируются детали, обладающие заводскими дефектами. Затем наступает период нормальной эксплуатации, продолжительность которого в обычных условиях составляет 15-20 лет. В конце этого периода начинается постепенное учащение отказов, связанное с износом и старением изоляционных и других материалов и элементов конструкции.

Для оценки эксплуатационной надежности синхронных генераторов широко применяется понятие удельной повреждаемости (удельного числа аварийных отключений), которое представляет собой среднее число аварийных отключений на одну машину в год, выраженное в процентах от общего числа отключений. Статистика показывает, что удельная повреждаемость возрастает с увеличением мощности. Распределение удельной повреждаемости основных узлов генераторов представлено в таблице 6.1, из которой следует, что наиболее «слабым узлом» является статор. При этом на изоляцию обмотки статора приходится 2,26% отказов (ТГ) и 3,67% (ГГ), на места пайки – 0,34 и 0,92%, на повреждения активной стали статора – 0,15 и 0,64% соответственно.

Таблица 6.1

Распределение удельной повреждаемости

Узел	Турбогенератор (ТГ)	Гидрогенератор (ГГ)
Статор	2,75	5,23
Ротор	1,63	2,20
Возбудитель	2,65	0,56
Прочие	1,15	0,71
Всего	8,18	8,70

Анализ повреждаемости основных узлов синхронных машин большой мощности. Отказ синхронных машин из-за повреждения обмотки статора, как правило, происходит в результате пробоя изоляции обмотки [10]. Участки пониженной электрической прочности в изоляции обмотки могут появляться вследствие дефектов изготовления, повреждений при монтаже обмотки или в процессе эксплуатации, включая ремонтные работы.

На скорость разрушения изоляции влияют концентрации нагрузок: повышенные механические усилия при переходных процессах, перегрузки по току, перенапряжения, вибрации и т. п. В этих случаях наличие участков с пониженной электрической прочностью приводит к повреждению обмотки, ибо амплитуда практически возможных перенапряжений недостаточны для пробоя доброкачественной изоляции.

При изготовлении обмотки возможно попадание на ее поверхность ферромагнитных частиц, вибрация которых в магнитном поле приводит к постепенному разрушению изоляции.

Недостаточно надежное крепление лобовых частей обмотки создает условие для повреждения изоляции преимущественное у выхода стержней из пазов. Со временем происходит опускание корзины лобовых частей обмотки, в связи с чем появляются дополнительные напряжения, а лобовые части становятся более уязвимыми при вибрации и ударах под действием внезапных электродинамических усилий: коротких замыканий и несинхронных включений для генераторов, пусков и реверсов для двигателей. Изоляция обмотки подвергается серьезной опасности при тепловых перегрузках, вызванных причинами местного характера. Так, при разрушениях изоляции листов и местном замыкании сегментов активной стали температура в области замыкания может достигать 200-300 °С [30]. Повреждению изоляции обмотки статора способствует также проникновение в машину воды и масла.

Причиной повреждения активной стали является ослабление ее запрессовки. Прессовка стали должна производиться примерно через каждые 0,5 м, причем давление прессовки увеличивается от 80-100 до 170 Н/см2. При меньших давлениях не обеспечивается необходимая плотность прессовки, при больших – возникает опасность повреждения лаковой пленки под вентиляционными распорками, где местные давления достигают 1 000 – 1 200 Н/см2.

Механические повреждения роторов происходят реже, чем повреждения неподвижных частей машин, но приводят к тяжелым авариям. Последнее особенно относится к турбогенераторам, роторы которых обладают большим запасом кинетической энергии.

Редкие, но тяжелые аварии вызываются разрушением роторных валов. Причиной аварии может быть заклинивание ротора при разрыве бандажа, распространение трещин от зубцов в глубину вала, а также температурные напряжения в теле ротора, вызванные несимметричным распределением тепловых потоков в плоскости поперечного сечения. Например, разность температур поверхности большого зуба и внутренней области ротора у нейтральной оси в турбогенераторах с косвенным охлаждением достигает 90-100 °С. При этом напряжение разрыва, направленное вдоль оси ротора, может составлять 16 000-18 000 Н/см2.

Повреждение обмотки ротора из-за ее перемещения при изменениях температуры является одной из основных причин аварий турбогенераторов с косвенным охлаждением. Применение непосредственного охлаждения обмоток ротора и легированной (с присадкой серебра) меди позволяет существенно уменьшить температурные деформации обмотки: если для чистой меди марки М1 предел текучести составляет 2 000 – 3 000 Н/см2, то для легированной – 15 000 – 20 000 Н/см2.

Повреждения и неисправности токопроводов и токосъемных узлов вызывают 30-40% отказов роторов. Внутренние токопроводы турбогенераторов большой мощности обладают высокой надежностью, однако известны случаи нарушения изоляции токоведущих болтов вблизи контактных колец, обусловленных дефектами изготовления или сборки. Значительно чаще наблюдаются повреждения внешних токопроводов турбогенераторов малой мощности, вызванные усталостным изломом токоведущих пластин около крепления к контактному кольцу или истиранием изоляции на изгибах токопровода. В явнополюсных машинах, в частности гидрогенераторах, часто происходят разрывы токопровода или межполюсных соединений при длительных форсировках возбуждения.

Распространенной неисправностью является снижение сопротивления изоляции цепи ротора из-за загрязнения токопровода маслом и угольной пылью. Снижение сопротивления изоляции может произойти также вследствие загрязнения самой обмотки.

Чаще всего повреждения подшипников и подпятников сопровождаются выплавлением баббита, повреждением вкладышей и цапф подшипниковыми токами и вытеканием масла. Выплавление баббита обычно происходит в результате нарушения работы системы маслоснабжения. При быстром останове агрегата повреждения цапф оказываются незначительными, так как расплавленный баббит играет роль смазки. Поврежденные вкладыши подлежат замене или перезаливке. Возникновение подшипниковых токов типично для электрических машин большой мощности. Значительные токи протекают через подшипники при замыкании цепи возбуждения на корпус и наличии заземления во внешней цепи ротора. В этом случае повреждения шеек вала и вкладышей подшипников могут быть сложными. Однако длительное воздействие даже небольших токов в подшипниках приводит к повреждению вкладышей и шеек вала.

Ответственным узлом гидрогенератора является подпятник, повреждения которого приводят к отказу электрической машины. Наиболее характерными повреждениями подпятников являются износ, задиры и выплавление баббитового слоя на поверхности сегментов, а также повреждения от токов в подшипниках. Повышенный износ может быть обусловлен чрезмерной удельной нагрузкой на определенных участках поверхности сегментов, вызванной их температурной деформацией или иными причинами.

Повышенная вибрации электрических машин свидетельствует о наличии недостатков конструкции, дефектов изготовления и сборки, а также о возникновении повреждений. Вместе с тем вибрация является источником серьезных повреждений и аварий.

В результате повышенной вибрации происходят ослабление прессовки активной стали, нарушение плотности соединений, разрушение сварных швов и деталей вследствие усталости материала и контактной коррозии, снижение газоплотности, ускоренный износ изоляции, нарушение герметичности в системах водо - и маслоснабжения, повышенные потери и нагрев подшипников, расстройство работы и износ контактных колец и щеточного аппарата и т. п.

Работа при повышенной вибрации вредна не только для машины и ее фундамента, но и для окружающих машин, контрольно-измерительных приборов и обслуживающего персонала. Действующие стандарты определяют следующие допустимые значения амплитуды вибрации: для турбогенераторов не более 40 мкм, для синхронных компенсаторов не более 80 мкм, для гидрогенераторов не более 100-180 мкм в зависимости от частоты вращения. Однако регламентируется при этом только вибрация подшипников.