Тема 2.1 Эксплуатация генераторов и синхронных компенсаторов 4 страница

Чтобы не допустить образования взрывоопасной смеси, перевод генератора с воздуха на водород и обратно выпол­няется с предварительным вытеснением из него воздуха и водорода двуокисью углерода или азотом. Замену одного газа другим можно производить циклами или порциями: вначале впустить в генератор заменяющий газ, поднимая давление газа в генераторе до верхнего предела 0,03 — 0,05 МПа, затем выпустить в атмосферу заменяемый газ или его смесь из генератора, снижая давление до нижнего предела 0,01—0,02 МПа, потом вновь впустить вытесняю­щий газ и т. д. Однако более рационально операцию произ­водить не циклами, а непрерывно, впуская заменяющий и выпуская заменяемый газ непрерывно. Продолжительность операции при этом сократится примерно в 2 раза.

На вытеснение воздуха двуокисью углерода при непод­вижном роторе расходуется 1,3—1,5 объема статора, а при вращающемся роторе 1,8—2 объема.

Двуокись углерода в генератор для вытеснения воздуха подается от централизованной установки или от баллонов. При отсутствии централизованной установки в целях умень­шения скорости испарения двуокиси углерода и тем самым замедления охлаждения баллонов рекомендуется разря­жать столько баллонов одновременно, сколько их можно подключить к коллектору (см. рис. 3.14). При этом, чтобы не допустить подъема давления на коллекторе выше 0,5— 0,6 МПа, вентили на баллонах открывают медленно, каж­дый раз понемногу. Когда вентили на всех баллонах ока­жутся открытыми полностью, а давление газовой смеси в генераторе, несмотря на это, не поднимется, разряженные баллоны заменяют полными.

Первый отбор пробы газовой смеси на анализ из водо­родного коллектора следует сделать после выпуска в гене­ратор двуокиси углерода в количестве 1,3 объема статора при неподвижном роторе и 1,8 объема статора при вращаю­щемся роторе.

После того как содержание двуокиси углерода в газовой смеси генератора достигнет не менее 85 %, вытеснение воз­духа заканчивается и производится продувка осушителя во­дорода, поплавкового гидрозатвора, бачка продувки и всех импульсных трубок путем выпуска газовой смеси из них. Смесь газов, содержащая не менее 85 % двуокиси углерода, не будет взрывоопасной в присутствии водорода.

Если применен азот, то вытеснение воздуха считается законченным после того, как содержание кислорода в га­зовой смеси снизится до 3 %.

Для вытеснения двуокиси углерода водородом водород­ный коллектор генератора при помощи схемной перемычки соединяется с линией от водородной или электролизной установки, а коллектор двуокиси углерода с атмосферной трубой.

При открытых вентилях на водородной линии и коллек­торе в генератор подается водород. Одновременно открыти­ем вентиля на линии, соединяющей коллектор двуокиси уг­лерода с атмосферной трубой, двуокись углерода в смеси с воздухом и водородом выпускается из генератора.

Контроль за вытеснением двуокиси углерода водородом при вращающемся с номинальной частотой роторе реко­мендуется вести по дифференциальному манометру. При чистоте водорода 90 % включается автоматический газоа­нализатор и отбирается из вентиля на коллекторе двуокиси углерода первая проба газовой смеси для химического ана­лиза.

При неподвижном роторе контроль за вытеснением дву­окиси углерода водородом ведется по результатам химиче­ского анализа проб, отбираемых из коллектора двуокиси углерода, начиная с того момента, когда в генератор будет введено водорода не менее одного объема статора. Вытес­нение двуокиси углерода водородом считается закончен­ным при достижении чистоты водорода, указанной в § 4.3. По достижении необходимой чистоты водорода в генерато­ре должны быть продуты осушитель водорода, поплавко­вый гидрозатвор, бачок продувки и все импульсные трубки.

Вытеснение водорода двуокисью углерода мало отлича­ется от вытеснения воздуха углекислотой. Вытеснение во­дорода считается законченным при содержании окиси уг­лерода в газовой смеси, отобранной из водородного кол­лектора, не менее 85 % при вращающемся роторе и не ме­нее 95 % при неподвижном роторе.

Первый анализ газа в водородном коллекторе рекомен­дуется производить после ввода в генератор двуокиси уг­лерода в количестве, равном 1,1—1,2 объема статора при неподвижном роторе и 2 объемам при вращающемся рото­ре.

Вытеснение двуокиси углерода воздухом производится так же, как и водородом, с той лишь разницей, что перемыч­ка между водородным коллектором и водородной линией снята, а между водородным коллектором и линией сжатого воздуха установлена. Вытеснение двуокиси углерода возду­хом считается законченным, когда анализ пробы газа из углекислотного коллектора покажет полное отсутствие в нем двуокиси углерода.

 

«Обслуживание системы водяного охлаждения обмоток»

Попадание воздуха или водорода в систему водяного ох­лаждения обмоток может привести к образованию газовых пробок в головках и каналах проводников стержней обмот­ки, что нарушит нормальную циркуляцию охлаждающего конденсата и вызовет сильный быстрый перегрев проводни­ков.

Для вытеснения воздуха из водяной системы ее запол­нение конденсатом производится при открытых дренажах на напорном и сливном коллекторах обмотки, на теплообмен­никах и фильтрах. Система считается заполненной лишь после прекращения выделения пузырьков воздуха из кон­трольных дренажных трубок обмотки статора.

Персонал должен 2 раза в смену осматривать газовую ловушку (рис. 34), подключенную к сливному коллектору через постоянно открытый вентиль для контроля за появ­лением газа в конденсате. При появлении газа в ловушке делается его химический анализ.

При появлении в корпусе генератора небольшого коли­чества воды (до 500 см³ за смену) ее следует слить и про­верить, нет ли течи или конденсации влаги на стенках га­зоохладителей. Если нет, а вода скапливается вновь, то это указывает на появление течи в системе водяного охлаж­дения обмотки. В этом случае, а также при появлении боль­шого количества воды генератор должен быть немедленно разгружен и отключен от сети.

Для контроля за наличием циркуляции конденсата по всем параллельным ветвям под клинья в пазах статора заложены терморезисторы, от которых при повышении тем­пературы сверх 75 °С обеспечивается подача сигнала. При появлении сигнала нагрузка генератора должна быть уменьшена настолько, чтобы температура снизилась до 75 °С. При первой возможности генератор останавливают для выяснения причины повышенного нагрева.

 

 

Рисунок 34 Газовая ловушка

 

Работа генератора при отсутствии циркуляции за­прещается во всех режимах, кроме режима XX без воз­буждения.

При снижении расхода конденсата на 25 % действу­ет предупредительная сигна­лизация, а на 50 % — ава­рийная. С момента подачи аварийного сигнала в течение 2 мин должна быть сня­та токовая нагрузка, а через 4 мин и напряжение.

Избыточное давление конденсата на входе должно под­держиваться в пределах 0,3±0,05 МПа.

Температура входящего конденсата должна поддержи­ваться на уровне 40±5°С, а температура выходящего кон­денсата не должна превышать 85 °С.

 

«Обслуживание щеточных аппаратов»

Искрение щеток на коллекторе может перейти в круго­вой огонь, а на кольцах ротора в КЗ между кольцами. Та­ких тяжелых последствий можно избежать, если работа ще­точных аппаратов будет проверяться не только в дневное время специально выделенным монтером, но регулярно и сменным персоналом при приемке и в течение смены. Все замеченные ненормальности в работе щеточных аппаратов должны устраняться по возможности немедленно или в кратчайший срок.

 

 

Рисунок 35 Щет­кодержатель на кольцах ро­тора

 

Искрение щеток на кольцах ротора может быть вызвано следующими причинами:

-недостаточным нажатием всех или части щеток. Давле­ние пружин на все щетки должно быть одинаковым. В щет­кодержателях (рис. 35), устанавливаемых на кольцах ро­тора, сжатие пружины и ее давление на щетку по мере сра­батывания щетки уменьшаются. Поэтому периодически не­обходимо восстанавливать нормальное давление пружин на щетки перемещением нажимной планки 1на одну, а если требуется, то и на большее число прорезей в стойке 2 щет­кодержателя;

-плохой шлифовкой щеток. Если поставить щетки без подгонки к поверхности кольца, то они будут касаться коль­ца не всем сечением, а частично. Плотность тока на умень­шенной поверхности соприкосновения будет выше допустимой, что и вызовет искрение. Поэтому при замене щеток рабочая поверх­ность новых щеток должна быть подогнана (пришлифована) к поверхности кольца на остановленном генераторе;

-подгаром рабочей поверхности колец в результате искрения щеток. Для устранения подгара кольца шлифуются шкуркой. Пос­ле окончания шлифовки все щетки пооче­редно вынимаются из щеткодержателя и очищаются от попавших на рабочую поверх­ность абразивных частиц снятием неболь­шого слоя с рабочей поверхности ножом;

-заеданием части щеток в щеткодержате­лях. Заедание щетки приводит к тому, что по мере срабатывания она перестает ка­саться кольца и ток переходит на другие щетки, вызывая их перегрузку. Чтобы щет­ка не застревала, зазор между ней и стен­ками щеткодержателя должен быть 0,1— 0,3 мм. Большой зазор также недопустим, так как он будет приводить к перекосу и заеданию щетки;

-срабатыванием щеток до минимально допустимого раз­мера;

-вибрацией щеток из-за биения поверхности колец в ре­зультате неравномерной выработки или по другим причи­нам. Устранить вибрацию и искрение щеток, вызванные не­равномерной выработкой колец, можно только проточкой колец или обработкой их вращающимся наждачным кругом.

Вибрация щеток может быть вызвана и вибрацией кон­ца вала ротора вместе с кольцами. Вибрация щеток может появиться и при удовлетворительном состоянии поверхно­сти колец от повышенного нажатия на них пружин.

Как и на кольцах, искрение щеток на коллекторе воз­будителя может быть вызвано указанными выше причина­ми. Но в отличие от искрения на кольцах щетки на коллек­торе могут искрить и по другим причинам: из-за выступания коллекторного миканита, из-за неудовлетворительной наладки коммутации, при слабом креплении коллекторных пластин, при появлении ненадежного контакта в петушках, при витковом замыкании в обмотке главных или дополни­тельных полюсов.

На коллекторах возбудителей отечественных генерато­ров применяются электрографитированные щетки марок ЭГ-4, ЭГ-14, ЭГ-8 и ЭГ-74. Более мягкими являются щетки, расположенные в указанном ряду слева, а лучшими по ком­мутирующей способности — справа.

 

«Паразитные токи в валах и подшипниках»

Из-за неравномерности зазора между ротором и стато­ром, зазоров в стыках между пакетами активной стали и по другим причинам магнитная система машины в какой-то мере несимметрична. Если эту несимметричность условно изобразить в виде зазора в правой половине сердечника (рис. 36), то при повороте на 90° магнитные сопротивления для потоков Ф1 и Ф₂ сравняются, а при дальнейшем враще­нии сопротивление для потока Ф1 станет меньше, чем для потока Ф₂, потом вновь сравняется, затем станет меньше для потока Ф₂ и т. д. Это приводит к изменению магнитных потоков и вызывает появление в теле ротора токов, кото­рые, если не принять мер, будут проходить не по пути 1с большим индуктивным сопротивлением, а по пути 2 (через подшипники и станину), имеющему значительно меньшее индуктивное сопротивление. Из-за малого сопротивления даже при малых значениях наведенной ЭДС токи по валу и подшипникам могут достигать нескольких тысяч ампер. Этот ток даже при меньших значениях вызвал бы повреж­дение червячных пар и подшипников турбины, а также подшипников и вкладышей уплотнений генераторов. Поэтому у машин с горизонтальным валом под стул подшипника со стороны возбудителя и под подшипники возбудителя, а у вертикальных гидрогенераторов под лапы верхней кресто­вины устанавливаются изоляционные прокладки. Кроме того, подшипники изолируются от маслопроводов с установ­кой коротких участков труб с двумя изолированными флан­цами, позволяющими контролировать состояние изоляции каждого маслопровода на работающей машине.

 

 

1— путь тока с большим индук­тивным сопротивлением; 2 — путь тока с малым индуктивным сопротивлением

 

Рисунок 36 Схема прохождения токов, вызванных несимметрией магнит­ной системы машины:

а — поперечный разрез; б — продольный разрез

 

Сопротивление изоляции стула подшипника, измеренное перед сборкой подшипника, должно быть не менее 1 МОм, а для подпятников и подшипников гидрогенераторов — не менее 0,3 МОм. При работе генератора не реже чем 1 раз в месяц следует проверять по схеме рис. 37, не нарушена ли эта изоляция. При этом измеряется напряжение U₁ на концах вала и U₂ между изолированным стулом и плитой. При замере напряжения U₂ сопротивление изоляции масля­ных пленок на подшипнике со стороны турбины и на том подшипнике, на котором производится измерение, закора­чивают, как показано на рис. 37

 

 

Рисунок 37 Измерение напряжения для проверки состояния изоляции сту­ла подшипника

 

Если напряжения U₁ и U₂ равны, то изоляция стула подшипника исправна. Если же напряжение U₂ равно нулю, то изоляция нарушена.

При работе паровой турбины вследствие трения лопаток последних ступеней ротора о пар происходит заряд ротора электричеством. Значение напряжения, которое может со­общить подобный заряд ротору, зависит от сопротивления изоляции масляной пленки подшипников и доходит до 800 В и выше. Напряжение, создаваемое зарядом ротора от пара, затрудняет обслуживание турбины, так как при прикосно­вении к валу, например при измерении частоты вращения ручным тахометром или при протирке деталей вблизи ва­ла, персонал «бьет током». Искровые разряды электричества через масляную пленку повреждают поверхности червячных пар и выводят их из строя. Поэтому для отвода заряда с ротора турбины на его валу в доступном месте, а при от­сутствии такой возможности и внутри корпуса подшипника устанавливается электрощетка, скользящая по валу и отво­дящая заряд на заземленный корпус. Обеспечение надеж­ного контакта этой щетки с валом турбины не менее важ­но, чем поддержание в исправном состоянии изоляции под­шипников.

 

«Перевод генератора с рабочего возбудителя на резервный и обратно»

Переход с рабочего возбудителя на резервный и обрат­но может производиться или с включением возбудителей на параллельную работу и, следовательно, без снятия воз­буждения с генератора, или с отключением одного возбуди­теля и включением другого с предварительным отключением АГП и переводом генератора в асинхронный режим. В обо­их случаях генератор от сети не отключается.

Достоинство первого способа состоит в том, что он не требует снижения нагрузки на генераторе и перевода его в асинхронный режим. Но параллельная работа возбудите­лей, имеющих разные характеристики, может вызвать по­явление уравнительного тока. Поэтому при переходе с од­ного возбудителя на другой без снятия возбуждения парал­лельная работа возбудителей должна продолжаться не более 2—3 с.

 

 

Рисунок 38 Схема резервного воз­буждения: Р₀ и А о —рубильник и автоматический выключатель соответственно основного возбу­дителя; Р_р и А_р —то же резерв­ного возбудителя

 

Отключать рубильником (рис. 38) ток мощных возбу­дителей небезопасно. Поэтому для генераторов с непосред­ственным охлаждением ротора, имеющих повышенный ток возбуждения, в цепи основного и резервного возбудителей устанавливаются автомати­ческие выключатели, и пере­вод возбуждения произво­дится с их помощью.

При втором способе пе­рехода с одного возбудителя на другой появление урав­нительного тока исключает­ся. Но перевод генератора в асинхронный режим допу­стим, если нагрузка не пре­вышает 20—40 % номиналь­ной.

При переходе с основно­го возбудителя любого типа на резервный без снятия возбуждения с генератора на резервном возбудителе уста­навливается напряжение на 10 % выше напряжения на кольцах ротора. Переключением вольтметра на сборке воз­буждения проверяется совпадение полярностей основного и резервного возбудителей. Резервный возбудитель под­ключается на шины сборки возбуждения автоматическим выключателем или рубильником. После этого не позже чем через 3 с отключается автоматический выключатель или рубильник основного возбудителя.

Для перехода с одного возбудителя на другой со сняти­ем возбуждения с генератора нагрузка на генераторе сни­жается до допустимой при асинхронном режиме. Произво­дятся необходимые изменения в режиме работы турбины и котлоагрегата. Возбудитель, вводимый в работу, возбужда­ется, как и при переводе с одного возбудителя на другой; возбуждение с генератора не снимается. Отключается АГП, затем работающий возбудитель. Включается возбудитель, вводимый в работу, и после этого АГП. Регулируется воз­буждение генератора воздействием на вновь включенный возбудитель.

В случаях, не терпящих отлагательства, например при сильном искрении на коллекторе, угрожающем перейти в круговой огонь, отключение АГП производится немедленно. Одновременно с отключением АГП приступают к разгрузке генератора и по достижении необходимого значения ее пе­реходят с поврежденного возбудителя на исправный.

 

Вопросы для повторения

1. В каких случаях и как производится проверка совпадения фаз и исправность схемы синхронизации?

2. Порядок включения генераторов в сеть по способу точной син­хронизации и самосинхронизации. В каких случаях и для каких машин допустимо применять способ самосинхронизации?

3. Как зависят длительно допустимые токи статора и ротора от температуры охлаждающей среды?

4. Почему необходимо поддерживать номинальные параметры во­дорода по давлению, чистоте, влажности (температуре точки росы), содержанию кислорода?

5. Почему должна быть снижена полная мощность генератора при повышении или понижении напряжения сверх 5 % номинального?

6. Чем ограничивается работа турбогенераторов в режиме недовозбуждения?

7. По отношению к какому току дается кратность допустимой пе­регрузки и почему? В каких случаях кратность перегрузки следует определять по отношению к длительно допустимому току при факти­ческой температуре охлаждающей среды?

8. Чем опасен несимметричный режим работы для генераторов? Какие меры предусматриваются для предотвращения повреждения генератора в случае неполнофазного отключения блока?

9. Чем опасен асинхронный режим работы генераторов с потерей возбуждения? В течение какого времени и с соблюдением каких усло­вий он допустим?

10.Способы контроля за появлением водорода в водяной системе генераторов с водяным охлаждением обмоток.

11.Порядок перевода генератора с рабочего возбудителя на ре­зервный и обратно.

 

«Ремонт генераторов и синхронных компенсаторов»

«О бъем и периодичность ремонта, подготовка к ремонту»

В типовой объем капитального ремонта входят разбор­ка и сборка генератора с выемкой или без выемки ротора;

осмотр, чистка и проверка всех доступных деталей и узлов, в том числе возбудителя с полной его разборкой; разборка и ремонт оборудования выводов и ячейки машины, маслосистемы, систем газоохлаждения и водяного охлаждения генератора и обмоток; проведение испытаний и измере­ний; устранение всех выявленных дефектов. Как правило, производится проточка колец ротора и коллектора возбу­дителя.

При необходимости в период капитального ремонта производятся специальные работы: замена дефектных стержней обмотки статора, устранение витковых замыканий в обмотке ротора, замена колец ротора и роторных банда­жей, реконструкция уплотнений вала ротора и др.

Капитальные и текущие ремонты генераторов должны совмещаться с капитальными и текущими ремонтами тур­бин. Капитальные ремонты турбогенераторов до 100 МВт включительно должны проводиться 1 раз в 3—5 лет; турбо­генераторов более 100 МВт — 1 раз в 3—4 года; синхрон­ных компенсаторов — не чаще чем через 4—5 лет; гидроге­нераторов — 1 раз в 4—6 лет.

Первый ремонт впервые введенных в работу турбогене­раторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов, включая усиление крепления лобовых частей и переклиновку пазов статора, проводится не позднее чем через 8000 ч работы после ввода в эксплуатацию. Такое требование вы­зывается тем, что в начальный период работы происходит интенсивная приработка частей и деталей друг к другу, подсушка изоляции и крепежных деталей, что может вызвать ослабление их креплений. Кроме того, большая часть дефектов, допущенных при изготовлении, проявляется имен­но в начальный период работы машины.

Перед остановкой генератора на капитальный ремонт необходимо измерить вибрацию всех подшипников и кре­стовин при различных нагрузках и на холостом ходу с воз­буждением и без возбуждения. Если генератор имеет недо­пустимо высокую вибрацию и предварительным исследова­нием установлено, что для ее устранения требуется балансировка ротора, то балансировку желательно выпол­нить до вывода турбины в ремонт, так как по окончании ремонта времени на балансировку и последующую сборку торцевых крышек и масляных уплотнений обычно не хва­тает. По тем же соображениям целесообразно до вывода в ремонт турбины выполнить проточку и шлифовку колец и уплотняющих дисков на валу ротора.

Для проверки состояния изоляции подшипников и уп­лотнений со стороны возбудителя необходимо измерить на­пряжение на валу, определить утечку газа и выявить все неплотности, обратив особое внимание на узлы, не разби­раемые при ремонте.

После отключения генератора от сети при номинальной частоте его вращения следует измерить сопротивление изо­ляции обмотки ротора мегаомметром. При пониженном со­противлении изоляции измерение продолжается и в процес­се снижения частоты вращения ротора до полной останов­ки. Если при этом сопротивление изоляции обмотки ротора восстановится до нормального значения, то ненадежное ме­сто в изоляции, вероятней всего, находится в верхней части обмотки под клином или роторным бандажом.

Чтобы проверить, нет ли в обмотке ротора витковых за­мыканий, определяют сопротивление обмотки при различ­ных напряжениях переменного тока, изменяемого в преде­лах от 0 до 220 В. Такие измерения производятся при но­минальной частоте вращения и по мере снижения ее. Более пологое расположение кривых изменения сопротивления в зависимости от напряжения и частоты вращения по срав­нению с ранее снятыми или кривыми однотипных генерато­ров укажет на наличие витковых замыканий в обмотке.

Объем текущего ремонта определяется с учетом состоя­ния генератора. Как правило, при текущем ремонте произ­водятся чистка щеточных аппаратов на кольцах ротора и возбудителя, замена сработавшихся щеток, осмотр и чистка доступных без вскрытия частей и деталей, аппаратуры сис­темы возбуждения, АГП, высоковольтной аппаратуры. Если есть необходимость, то производят чистку газоохладителей, теплообменников, фильтров, камер и аппаратуры системы охлаждения, вскрытие и ремонт масляных уплотнений вала ротора, устранение утечек водорода, осмотр и чистку лобо­вых частей обмотки и выводов статора.

Текущие ремонты генератора производятся, как прави­ло, по мере необходимости, обычно не реже 1 раза в год.

«Разборка и сборка генератора»

Перед разборкой и снятием частей и деталей следует убедиться в наличии маркировки на них и на отсоединяе­мых концах кабелей, и если ее нет, то нанести, чтобы при сборке все поставить на свое место. Если концы кабелей на щитке зажимов или внутри возбудителя будут перепутаны, это приведет к отказу в ра­боте возбуждения генератора. Из­менение порядка расположения де­талей на роторе или якоре возбуди­теля может привести к нарушению балансировки и появлению вибра­ции. В других случаях изменение положения деталей может привести к задеванию отдельных частей друг за друга.

 

 

1— торцевая крышка; 2 — скоба; 3 — вновь прива­риваемые гайки; 4 — ограничитель; 5 — нижние болты

 

Рисунок 39 Скоба для снятия торцевых кры­шек статора, имеющих смещенный центр тяжести

 

Снятие торцевых крышек. В со­временных турбогенераторах торце­вые крышки имеют выступающие внутрь ребра жесткости и диффузо­ры. Центр тяжести крышек смещен от рымов внутрь генератора. При снятии таких крышек при помощи троса, закрепленного на рымах, в момент отжатия их из заточки они рывком перейдут в на­клонное положение и повредят при этом диффузором изо­ляцию лобовых частей обмотки статора. Чтобы не допус­тить повреждения обмотки заводом предусмотрена подвес­ка к крышке противовеса в виде цилиндра с песком. На станциях для снятия крышек генератора типа ТВФ-100 применяется более удобное приспособление в виде ско­бы (рис. 39). Скоба 2, изготовленная из двутавровой балки, прикрепляется к крышке 1 при помощи четырех болтов.

Вывод ротора из статора и ввод его обратно—наиболее ответственные операции по разборке и сборке генератора. Масса ротора в крупных генераторах достигает десятков тонн. Даже легкое задевание ротора за активную сталь и тем более за лобовую часть обмотки статора приведет к повреждению изоляции обмотки и активной стали. Поэто­му при выводе и вводе ротора необходимо непрерывно сле­дить за наличием зазора между ним и статором.

Трос, применяемый для выемки ротора, не должен ка­саться поверхностей скольжения на шейках вала и дисков для уплотнений, вентиляторов, контактных колец, токоподводов и роторных бандажей.

После выемки ротор должен быть уложен на клети из деревянных брусьев или укороченных шпал, укладываемых под нерабочие части вала или под бочку ротора.

Для предохранения ротора от повреждения и уменьше­ния возможного скольжения троса в местах захвата ротора

под трос должен быть подложен картон или транспортерная лента. На роторе с непосредственным охлаждением, име­ющем пазовые клинья с выступающими заборниками и вы­пусками, для предохранения клиньев от повреждений в местах захвата тросом между пазами закладываются рей­ки из дерева твердых пород.

 

 

1 — пружина; 2 — раздвижные пластины; 3 — ползун с клином; 4 — полоса

 

Рисунок 40. Щуп для измерения зазора между ротором и статором

 

Перед выводом ротора и после ввода его специальным щупом (рис. 40) измеряются зазоры между ротором и ста­тором с обеих сторон вверху, внизу, слева и справа. При из­мерении зазора необходимо следить за тем, чтобы раздвиж­ные пластинки щупа не опирались на пазовые клинья, а на поверхности зубцов статора и ротора не было наплыва лака.

Зазоры в диаметрально противоположных точках не должны отличаться от среднего значения более чем на: 10 % для турбогенераторов с косвенным охлаждением; 5 % для турбогенераторов с непосредственным охлаждением; 20 % для гидрогенераторов, если заводом-изготовителем не указаны меньшие размеры. Большая несимметрия зазоров может вызвать появление вибрации и повышенный нагрев поверхности ротора.

 

 

 

Рисунок 41 Вывод ротора с помощью двух тележек

 

Вывод ротора из статора по распространенному способу ЛПЭО «Электросила» для турбогенераторов 50 МВт и вы­ше производится в порядке, показанном на рис. 41 После снятия возбудителя и торцевых крышек при помощи крана приподнимают вал ротора со стороны возбудителя, под вал устанавливают опорную балку и опускают на нее ротор. Затем удаляют вкладыш и стул подшипника со стороны возбудителя и делают настил из досок или деревянных брусьев, по которому укладывают направляющие из сталь­ных брусьев или рельсов.

В верхнюю часть воздушного зазора между ротором и статором заводят стальной лист толщиной 10—12 мм, изо­гнутый по окружности активной стали статора, и затем опу­скают его в нижнюю часть зазора и закрепляют тросом для предохранения от перемещения во время вывода ро­тора.

На направляющие со стороны возбудителя устанавли­вается тележка, на которую опускается и закрепляется по­лукольцами вал ротора. Уровень направляющих должен быть таким, чтобы ротор занимал концентричное положение относительно статора. Далее закрепляется однороликовая тележка на валу ротора со стороны турбины. Ротор со стороны турбины приподнимают краном за полумуфту и удаляют нижнюю половину вкладыша подшипника. При помощи тали или лебедки и перемещения моста крана в сторону возбудителя выдвигают ротор из статора, пока трос, на котором подвешен ротор, не коснется корпуса ге­нератора.