ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ

ГЛАВА ПЕРВАЯ

ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ

ОСОБЕННОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРОИЗВОДСТВА

Энергетическое производство охватывает широкую совокупность процессов, связанных с использованием энергетических ресурсов, производством и распределением электрической энергии и теплоты. Ведущим звеном энергетического производства является электроэнергетика. Предприятиями, преобразующими энергетические ресурсы и вырабатывающими электрическую энергию и теплоту, являются электрические станции.

В качестве энергетических ресурсов на электростанциях СССР используются угли, торф, горючие сланцы, нефть, природный газ, механическая энергия рек, энергия расщепления атомов химических элементов и др. В зависимости от вида используемой энергии электростанции разделяют на тепловые (конденсационные КЭС и теплоэлектроцентрали ТЭЦ), гидравлические ГЭС и атомные АЭС. Производство электрической энергии в нашей стране базируется главным образом на работе тепловых электростанций¹(вырабатывающих более 80 % электроэнергии) и гидроэлектростанций. Роль атомных электростанций в общем балансе производства электроэнергии резко возрастет в ближайшие годы. На XXVI съезде КПСС отмечалось, что «в 1981—1985 годах на атомных и гидроэлектростанциях ндмечено получить более 70 процентов прироста выработки электроэнергии, а в европейской части страны — почти весь прирост ее производства».

Выработанная станциями электрическая энергия передается потребителям по электрической сети. Станции, электроприемники и связывающие их электрические сети участвуют в общем технологическом процессе превращения энергии из одной формы в другую.

Отличительными особенностями электроэнергетического производства являются: совпадение во времени выработки электроэнергии и ее потребления, непрерывность и автоматическое протекание всего технологического про-

¹ В перспективе их доля будет снижаться за счет развития атомной энергетики.

цесса; тесная связь электроэнергетических предприятий с промышленностью, транспортом, сельским и коммунальным хозяйством.

Совпадение во времени процессов производства и потребления электрической энергии требует постоянного поддержания равенства между суммарной генерируемой и потребляемой мощностями. Небаланс между этими величинами невозможен. Поэтому выработка электроэнергии в каждый отрезок времени производится в размерах фактического потребления.

Непрерывность технологического процесса приводит к полной зависимости режимов работы всех энергетических установок: вырабатывающих, распределяющих и преобразующих электрическую энергию. Такой согласованности между отдельными стадиями процесса нет ни в одной другой отрасли промышленности. На заводах и фабриках полуфабрикаты и готовую продукцию можно временно накапливать на складах, уменьшая тем самым зависимость между отдельными звеньями производства. В электроэнергетическом производстве нет складов готовой продукции из-за отсутствия достаточно мощных средств ее аккумулирования. Реализовать электроэнергию можно, только отпуская ее потребителям, присоединенным к электрической сети. Поэтому всякое изменение режима производства электроэнергии автоматически отражается на ее распределении и дальнейшем преобразовании. В равной мере и изменение режима потребления практически мгновенно влияет на выработку электроэнергии.

Тесная связь электроэнергетических предприятий с потребителями электрической энергии определяет также необходимость обеспечения бесперебойности и высокого уровня надежности электроснабжения потребителей. Развитие электроэнергетического производства не должно ни при каких обстоятельствах сдерживать развитие других отраслей народного хозяйства. Это значит, что темпы его развития должны быть опережающими.

ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЕ ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ОБЪЕДИНЕННЫМИ ЭНЕРГОСИСТЕМАМИ

Основной задачей диспетчерского управления объединенными энергосистемами является наиболее полное использование преимуществ их параллельной работы. В известной мере это связано с подчинением местных интересов общим интересам народного хозяйства. Для реализации поставленной задачи в СССР создана централизованная многоступенчатая структура диспетчерского управления в виде следующих ступеней:

Центральное диспетчерское управление ЕЭС СССР (ЦДУ ЕЭС СССР);

Объединенные диспетчерские управления объединенных энергосистем (ОДУ ОЭС);

диспетчерские службы районных энергосистем.

Оперативное руководство параллельной работой объединенных энергосистем осуществляется диспетчерами соответствующих объединений через подчиненных им в оперативном отношении диспетчеров энергосистем. Вся система оперативного управления объединенными энергосистемами основана на четкой регламентации функций и ответственности дежурного персонала.

В соответствии с приведенной структурой высшая ступень — ЦДУ ЕЭС СССР — ведет режим и управляет параллельной работой всех входящих в нее объединенных энергосистем. Среднее звено — ОДУ ОЭС — координирует работу входящих в ОЭС энергосистем в части оперативного планирования выработки электроэнергии, создания оптимального режима работы и схем электрических соединений основной сети, проведения ремонтов оборудования и т. д.

График нагрузок объединенной энергосистемы составляется на основе единого энергобаланса объединения, т. е. соотношения между потребностью в электроэнергии и средствами, необходимыми для ее удовлетворения.

Регулирование частоты производится в целом по объединенной энергосистеме, поскольку частота в нормальном режиме изменяется одинаково во всех точках сети, соединенных между собой. Поддержание среднего значения частоты и ограничение допустимыми пределами перетока мощности по межсистемным связям осуществляются комплексными автоматическими устройствами.

Многие вопросы диспетчерская служба высшей ступени решает в тесном контакте с ОДУ ОЭС и диспетчерскими службами районных

энергосистем. К числу таких вопросов относятся разработки годовых, сезонных и месячных балансов мощности и энергии всего объединения, эксплуатационных схем и режимов работы основных сетей, согласовав ние ремонтов основного оборудования и т. п.

ПЛАНОВО-ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНЫЙ РЕМОНТ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

Вопросы для повторения

1. В каких направлениях организуется эксплуатация энергосистем'

2. Выполнение каких требований является обязательным для эксплуатационного и ремонтного персонала электрических станций и сетей?

3. Какой принцип положен в основу организации диспетчерского управления энергосистем?

4. В чем заключается эффективность объединения энергосистем на параллельную работу?

5. Что такое планово-предупредительный ремонт электрооборудования и как он проводится?

ГЛАВА ВТОРАЯ

НАГРЕВАНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

При работе электрических машин, трансформаторов, аппаратов, проводов, кабелей и другого оборудования возникают потери энергии, превращающиеся в конечном счете в теплоту. Теплота повышает температуру обмоток, активной стали, контактных соединений, конструктивных деталей и одновременно рассеивается в окружающую среду. Нагревание оборудования ограничивает его мощность и является главной причиной старения изоляции. По нагрево-стойкости, т. е. по способности выдерживать повышение температуры без повреждения и ухудшения характеристик, применяемые в электрических машинах, трансформаторах и аппаратах электроизоляционные материалы разделены согласно ГОСТ 8865-70 на классы. Ниже даются обозначения классов, указываются предельные температуры и кратко характеризуются основные группы изоляционных материалов, относящихся к данному классу:

Класс.......YAEBFHС

Длительно допустимая

температура, °С.... 90 105 120 130 155 180 Свыше 180

Примечание. Класс Y — волокнистые материалы из целлюлозы, хлопка и натурального шелка, не пропитанные и не погруженные в жидкий электроизоляционный материал.

Класс А — волокнистые материалы из целлюлозы, хлопка или натурального и искусственного шелка, в рабочем состоянии пропитанные или погруженные в жидкий электроизоляционный материал.

Класс Е — синтетические органические материалы (пленки, волокна, смолы, компаунды и др.).

Класс В — материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна, применяемые с органическими связующими и пропитывающими составами.

Класс F — материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна, применяемые в сочетании с синтетическими связующими и пропитывающими составами.

Класс Н — материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна, применяемые в сочетании с кремнийорганическими связующими и пропитывающими составами, кремнийорганические эластомеры.

Класс С — слюда, керамические материалы, стекло, кварц или их комбинации, применяемые без связующих или с неорганическими и элементоорганически-ми составами.

Если температура выдерживается в пределах, соответствующих данному классу изоляции, то обеспечивается нормальный срок службы оборудования (15—20 лет). Форсированные режимы сокращают нормальные сроки, и, наоборот, систематические недогрузки приводят к недоиспользованию материалов: оборудование морально устаревает и возникает необходимость в его замене раньше, чем износится изоляция. Таким образом, экономически нецелесообразны как слишком малые, так и большие (по сравнению с нормальными) сроки службы. Государственными стандартами предписывается поддержание в установившихся режимах работы оборудования следующих предельных значений температур. У генераторов с изоляцией класса В в зависимости от применяемого метода измерений температуры, системы охлаждения (косвенная или непосредственная), давления водорода и других факторов температура для обмоток ротора равна 100—130 °С, для обмоток статора 105—120 °С. Ограничение максимальных температур обмоток машин объясняется возможностью появления местных перегревов, а также условиями работы пропиточного компаунда, температура размягчения которого 105— 110°С. У трансформаторов и автотрансформаторов нормы установлены с таким расчетом, чтобы средняя предельная температура обмоток в наиболее жаркое время года не поднималась выше 105—110 °С. В соответствии с этим допустимое превышение температуры отдельных частей трансформатора над температурой охлаждающей среды ограничено следующими пределами: обмотки 65 °С, поверхности магнитопровода и конструктивных элементов 75°С. Превышение температуры верхних слоев масла при среднесуточной температуре охлаждающего воздуха 30 °С и воды у входа в охладитель 25 °С при системах охлаждения М и Д — 65 и при системах ДЦ и Ц — 45 °С.

Старение изоляции. С вопросом нагревостойкости электроизоляционных материалов связан вопрос старения изоляции, т. е. изменения ее структуры, развития местных дефектов, понижения электрической и механической прочности. Старение изоляции наиболее интенсивно идет под действием высоких температур. Аналитически зависимость среднего срока службы изоляции от температуры выражается формулой

N = Ае-**,

где N— срок службы, лет; А — постоянная, равная сроку службы изоляции при температуре 0°С; а — коэффициент,

равный 0, П2; ft— температура, при которой работает изоляция, °С.

Нормальному суточному износу изоляции трансформатора соответствует постоянная в течение суток температура наиболее нагретой точки обмотки 98°С. При повышении температуры обмотки сверх указанной на каждые 6°С срок

Таблица 2.1. Допустимые температуры нагрева токоведущих частей аппаратов, °С

Части аппаратов и КРУ	Наибольшая температура нагрева, °С	Превышение температуры над температурой окружающего воздуха, °С
в воздухе	в масле	в воздухе	в масле
Токоведущие (за исключением контактных соединений) и нетоковеду-щие металлические части: неизолированные и не соприкасающиеся с изоляционными материалами соприкасающиеся с трансформаторным маслом Контактные соединения из меди, алюминия или их сплавов (соединения болтами, винтами, заклепками и другими способами, обеспечивающими жесткость): без покрытия с покрытием оловом с гальваническим покрытием серебром	80 90 105	80 90 90	45 55 70	45 55 55

возможного использования изоляции сокращается вдвое. Эту зависимость называют шестиградусным правилом.

Нормы нагрева токоведущих частей аппаратов (выключателей, разъединителей, отделителей, токоограничиваю-щих реакторов, проходных изоляторов, трансформаторов тока и пр.) установлены ГОСТ 8024-69 и приведены в табл. 2.1. Расчетная температура окружающего воздуха принята + 35 °С.

Температура элементов аппарата при длительной нагрузке складывается из температуры окружающей среды t> ₀ и превышения температуры т, т. е. f> = #₀+t.

2.2.УСТАНОВИВШИЙСЯ ТЕПЛОВОЙ РЕЖИМ ТРАНСФОРМАТОРА

При неизменной нагрузке и температуре окружающего воздуха такой режим характеризуется постоянством температуры трансформатора и отдельных его частей. Практически он наступает через 7—18 ч после включения трансформатора под нагрузку. К этому времени наступает равновесное состояние: теплота, выделившаяся в трансформаторе за время At, полностью передается его поверхностью окружающему воздуху и превышение температуры трансформатора над температурой окружающего воздуха становится неизменным.

Полные потери мощности в трансформаторе Р складываются из потерь КЗ Рк, возрастающих пропорционально квадрату тока нагрузки, и потерь холостого хода (XX) Ро, примерно пропорциональных квадрату магнитной индукции в стали. Полные потери, Вт, и установившееся превышение температуры трансформатора т_уст над температурой окружающей среды связаны соотношением

г = ргТу_СТ,

откуда

где Р — коэффициент теплоотдачи или количество теплоты, отдаваемой в единицу времени 1 м² поверхности при превышении температуры на 1 °С; F — поверхность охлаждения трансформатора, м².

Таким образом, превышение температуры в установившемся режиме прямо пропорционально потерям в трансформаторе и обратно пропорционально коэффициенту теплоотдачи и площади поверхности охлаждения.

2.3.НЕУСТАНОВИВШИЙСЯ ТЕПЛОВОЙ РЕЖИМ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

При изменении нагрузки трансформатора изменяются потери Р и превышение температуры т. Перегрузка трансформатора допускается в течение времени, за которое превышение температуры возрастет от значения т₀ до предельно допустимого значения в номинальном режиме Туст.ном. Рассмотрим работу трансформатора при двухступенчатом графике нагрузки (рис. 2.1). Допустим, что трансформатор был недогружен, т. е. его начальное состояние определялось отношением токов ///яом =

= /Со< 1 и превышением температуры то. В точке Л нагрузка возросла до /(₂> 1 и осталась постоянной. Из графика видно, что на второй ступени превышение температуры возрастает и стремится к установившемуся значению т_уСт> туст, ном. Такое превышение допускать нельзя, и трансформатор следует разгрузить по истечении времени ¥. Значение /' мож>

Рис. 2.1. Двухступенчатый график нагрузки трансформатора (а) и превышение температуры трансформатора над температурой охлаждающей среды (б):

/ — кривая превышения температуры при увеличении нагрузки в точке А; 2 — кривая превышения температуры при понижении нагрузки в точке Б

но определить аналитически исходя из дифференциального уравнения нагревания и охлаждения однородного тела

где t — время; с — удельная теплоемкость тела, Вт-с/(кг-°С); G — масса тела, кг; т — превышение температуры тела над температурой окружающей среды в момент t, " С.

Уравнение (2.2) применимо к трансформатору, если его рассматривать как однородное тело. Из уравнения следует, что при dx—Q установившийся режим соответствует рассмотренному в § 2.2. Превышение температуры тела в установившемся состоянии пропорционально количеству выделяемой теплоты.

Если предположить, что теплоотдача отсутствует, то второе слагаемое уравнения (2.2) должно быть равно нулю и уравнение примет вид

Pdt = cGdx,

откуда

т. е. превышение температуры пропорционально времени.

Если трансформатор не разгружать, то температура его будет возрастать и при ^=4, 6 Т наступит установившийся режим, при котором т=т_Уст (рис. 2.1, кривая /). Если в точке Б нагрузку уменьшить до значения Кз< 1, температура перегрева будет снижаться по экспоненте 2. Новое установившееся состояние наступит при т=т '

Таким образом, уравнение (2.4) дает возможность определить превышение температуры тела для любого момента переходного процесса нагревания или охлаждения. Постоянная времени для силовых трансформаторов является вполне определенной и в зависимости от мощности и системы охлаждения изменяется в пределах 2, 5—3, 5 ч. Постоянная времени обмотки находится в пределах 4—7 мин, так как теплоемкость ее невелика и она хорошо охлаждается маслом.

Тепловые процессы в активных частях и конструктивных деталях турбогенераторов могут быть лишь приближенно описаны уравнением (2.2) путем замены реальных элементов конструкции идеальными твердыми телами. На самом же деле как трансформатор, так и турбогенератор не являются однородными телами и передача тепла в них не пропорциональна превышению температуры, как принято в этом уравнении.

Изменение температурного режима активных частей турбогенератора может произойти вследствие изменения условий выделения теплоты или условий отвода теплоты. Потери энергии в турбогенераторах складываются из электромагнитных и механических потерь. Электромагнитные потери состоят из потерь в стали статора от перемагничивания и потерь в обмотке статора и ротора. Значение этих потерь зависит от значений активной и реактивной нагрузки. Механические потери связаны с потерями на трение ротора о газ, на циркуляцию охлаждающей среды в машине, на трение в подшипниках и т. д. Они пропорциональны плотности охлаждающего газа. Охлаждение турбогенератора зависит от свойств охлаждающей среды и интенсивности отвода тепла с охлаждаемой поверхности. При этом существенное значение имеют давление водорода, расход дистиллята в обмотке статора, температура и расход охлаждающей воды в теплообменниках и газоохладителях и т. д. Однако, несмотря на все указанные особенности теплообмена в турбогенераторах, пользуясь зависимостью вида (2.4), можно с достаточной точностью определить длительно допустимые нагрузки турбогенераторов при условиях охлаждения, отличных от номинальных, превышения температур элементов при изменяющихся нагрузке и температуре охлаждающей среды.

Применяемые системы охлаждения турбогенераторов обеспечивают такие условия теплообмена, при которых температура активных и конструктивных деталей не превосходит допустимой по условиям работы изоляции. Задачей эксплуатации является удержание температуры наиболее нагретых элементов на приемлемом уровне при всех режимах

работы. Это имеет исключительно важное значение, поскольку турбогенераторы обладают сравнительно небольшой тепловой инерцией и установившаяся температура обмотки ротора с непосредственным водородным охлаждением достигается уже через 10—20 мин, а обмотки в водяным охлаждением — через 2—3 мин.

Длительно допустимые нагрузки турбогенераторов в зависимости от параметров контролируемых величин выдаются дежурному персоналу в виде таблиц и графиков после проведения стандартных тепловых испытаний.

УХОД ЗА КОНТАКТАМИ

Контактное соединение в какой-то мере является ослабленным местом в электрической цепи. Поэтому необходимо выявлять и устранять при ремонте излишние контакты и по возможности заменять ненадежные разъемные соединения (болтовые, винтовые и клиновые) паяными, литыми и сварными контактами (включая холодную сварку).

При ремонте (ревизии) разъемных зажимов придерживаются следующих правил:

соединяемые контактные поверхности очищают от окислов и загрязнений и защищают от коррозии смазкой (конденсаторным вазелином, смазкой ЦИАТИМ-221, кварцева-зелиновой пастой); применяют крепежные изделия из стали (болты, гайки, шайбы, пружины), покрытые кадмием или цинком;

затяжку болтовых соединений производят ключом с регулируемым крутящим моментом. Нормальное контактное давление устанавливается с таким расчетом, чтобы, не вызывая текучести материала шин, болтов, гаек при номинальных режимах и при прохождении токов КЗ, обеспечить более низкое сопротивление контактного соединения. Практикой установлено, что при соединении плоских алюминиевых шин расчетное контактное давление должно быть не менее 15 и не менее 10 кПа для медных шин;

непосредственное соединение проводников и зажимов допускают в случае выполнения их из одинаковых или однородных материалов (например, из меди и ее сплавов), а также при покрытии контактных поверхностей зажимов и проводников кадмием, оловом или цинкооловянистым сплавом;

при контактных соединениях меди с алюминием, образующих в присутствии влаги электролитическую пару, во избежание электролитической коррозии, разрушающей контактное соединение, применяют медно-алюминиевые переходные детали. Например, для присоединения алюминиевой шины к аппаратному зажиму, изготовленному из сплава меди, к шине приваривают наконечник из меди или конец алюминиевой шины армируют с помощью холодной сварки медными накладками толщиной 1—1, 5 мм;

после ремонта или ревизии контактного зажима измеряют его переходное сопротивление.

На станциях, подстанциях и воздушных линиях электропередачи на каждое контактное соединение и аппаратный зажим ведется специальная документация, в которой отмечаются результаты и даты измерения переходных сопротивлений, даты осмотров, ревизий, а также дата ремонта или замены контактов.

Вопросы для повторения

1. Как влияет температура на срок службы изоляции?

2. Что такое шестиградусное правило?

3. Как контролируется тепловой режим трансформаторов и генераторов?

4. Как контролируется температура нагрева контактных соединений?

5. Как оценивается состояние контактных соединений?

6. В чем состоит уход за контактами?

ГЛАВА ТРЕТЬЯ

СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ

Системы охлаждения, применяемые в электрических машинах для поддержания температуры меди обмоток и активной стали в допустимых пределах, подразделяются на косвенные (или поверхностные) и непосредственные (или внутрипроводниковые). Некоторые машины имеют смешанную систему охлаждения.

По конструктивному исполнению системы охлаждения подразделяются в свою очередь на радиально-многоструй-ные, радиально-вытяжные (одноструйные), аксиальные и аксиально-радиальные.

При любой системе охлаждения температура активных частей машины превышает температуру охлаждающей среды. Но чем эффективнее система охлаждения, тем это превышение меньше и тем большую нагрузку может допустить машина при тех же размерах без превышения предельно допустимой температуры активных частей.

При косвенной системе охлаждения теплота от меди обмоток отдается охлаждающей среде не непосредственно, а через изоляцию обмоток и активную сталь. Косвенная система охлаждения характеризуется сравнительно высокими значениями превышения температуры меди над температурой охлаждающей среды, так как теплопередача происходит последовательно от меди к изоляции, от изоляции к активной стали, от стали к охлаждающей среде. В косвенных системах в качестве охлаждающей среды используется воздух или водород.

Косвенные воздушные системы охлаждения делятся на проточные и замкнутые. В проточной системе охлаждающий

воздух, забираемый в машину из помещения или извне, проходит через машину и выбрасывается наружу.

В турбогенераторах мощностью более 2, 5 МВт и в гидрогенераторах мощностью более 10—12 МВт воздушное охлаждение выполняется по замкнутой системе. При этой системе воздух, отобравший теплоту от обмоток и других элементов, поступает в воздухоохладитель, где отдает теплоту воде, проходящей по трубкам, и затем, охлажденный, вновь направляется в машину. С воздушным охлаждением изготовляются, как правило, турбогенераторы мощностью до 12 МВт, а синхронные компенсаторы — до 15 MB-А включительно.

Начиная с мощности 30 МВт для турбогенераторов и 37, 5 MB-А для синхронных компенсаторов применяется косвенная водородная система охлаждения. В гидрогенераторах ввиду сложности создания надежного уплотнения машины из-за больших радиальных размеров водород для охлаждения не применяется. Водородное охлаждение по сравнению с воздушным имеет ряд преимуществ. Допустимая мощность при тех же размерах турбогенератора и давлении водорода в корпусе 0, 005 МПа (здесь и далее — избыточном) повышается на 15—20%, а при давлении 0, 2 МПа даже на 35 % и для синхронных компенсаторов на 30 %, так как коэффициент теплоотдачи от поверхности к газу выше, чем для воздуха: для водорода в 1, 51 раза, а для его смеси с 3% воздуха — в 1, 35 раза. Теплопроводность водорода в 7 раз превышает теплопроводность воздуха. При сохранении мощности на прежнем уровне экономится 15—30 % активных материалов, необходимых для изготовления машины. Потери в машине на вентиляцию и трение ротора о газ уменьшаются в 10 раз, так как плотность чистого водорода в 14, 3 раза, а в смеси с 3 % воздуха (при давлении 0, 005 МПа) —в 10 раз меньше плотности воздуха. Это позволяет повысить КПД машины примерно на 0, 7—1 %. Кроме того, в среде водорода изоляция обмоток работает более надежно и долговечно. Уменьшается опасность развития пожара в машине при ее повреждении, так как водород не поддерживает горения.

Вместе с тем водородное охлаждение в обслуживании сложнее, чем воздушное. При содержании водорода в смеси с воздухом от 4 до 75 % (по объему), а в присутствии масляных паров от 3, 3 до 81, 5 % образуется взрывоопасная смесь. Поэтому во избежание попадания воздуха в машину и образования взрывоопасной смеси давление водорода

в ней приходится постоянно поддерживать выше атмосферного. Следовательно, корпус машины должен быть газоплотным. Приходится устанавливать уплотнения для предотвращения утечки водорода в местах прохода вала ротора через торцевые щиты и маслосистему для них.

При косвенной системе охлаждения допустимая по нагреву мощность турбогенератора заметно увеличивается при повышении давления водорода до 0, 2 МПа. Повышение давления водорода сверх 0, 2 МПа при этом малоэффективно, так как 50—60 % перепада температуры между медью и газом приходится на изоляцию, а тепловое сопротивление ее при повышении давления водорода сверх 0, 2 МПа практически не снижается.

При непосредственной системе охлаждения теплота от меди обмоток отбирается охлаждающей средой, непосредственно соприкасающейся с медью.

В качестве охлаждающей среды используется водород, вода или масло, а в некоторых случаях и воздух. Превышение температуры меди над температурой охлаждающей среды получается минимальным. В сравнении с воздушным охлаждением при одних и тех же габаритах генераторов их мощность увеличивается при непосредственном охлаждении: обмоток статора и ротора водородом — в 2, 7 раза; обмотки статора маслом и обмотки ротора водой — в 3, 6 раза, обмоток статора и ротора водой — в 4 раза.

Поскольку при непосредственном охлаждении превышение температуры меди обмоток состоит лишь из двух составляющих — превышения между поверхностью меди и охлаждающей средой и превышения в охлаждающей среде, а значение этих превышений с увеличением давления водорода понижается, то в машинах с непосредственным водородным охлаждением оказывается целесообразным иметь давление водорода равным 0, 3—0, 4 МПа.

Непосредственное водородное охлаждение обмотки ротора осуществляется по аксиальной или многоструйной радиальной системе, а охлаждение обмотки статора — только по аксиальной системе. Для охлаждения активной стали статора применяется радиально-вытяжная или аксиальная системы или сочетание той и другой.

Недостатком аксиальной водородной системы охлаждения является значительная неравномерность нагрева обмотки по длине стержней и необходимость иметь высоконапорный компрессор, усложняющий конструкцию и снижающий

КПД машины из-за повышенного расхода энергии на вентиляцию.

Для непосредственного масляного охлаждения применяется трансформаторное масло. Оно обладает высокими изолирующими свойствами и поэтому позволяет выполнить обмотку статора с дешевой бумажной изоляцией. Для получения необходимой скорости движения масла, при которой обеспечивается эффективная теплоотдача с поверхности, из-за сравнительно высокой вязкости масла приходится устанавливать насосы с большим давлением и с повышенным расходом энергии.

В генераторах серии ТВМ сердечник и обмотка статора, отделенные от ротора изоляционным цилиндром, находятся в масле. Холодное масло подается насосами в камеру лобовых соединений и затем в аксиальные каналы обмотки статора и сердечника. Охладив обмотку и сердечник, оно выходит из аксиальных каналов на другой стороне машины и направляется в маслоохладители, после которых насосами вновь нагнетается в машину.

Основные серии турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток статора и ротора приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1. Турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмоток

Серия турбогенератора	Мощность, МВт	Охлаждающая среда
ротора	статора	сердечника
ТВФ* ТГВ ТВВ ТГВ ТЗВ твм	60, 100 200, 300 200, 500, 800 500, 800 63, 800 300, 500	Водород » » Вода »	Водород Вода » » Масло	Водород » » Вода Масло

* Обмотка статора генераторов серии ТВФ имеет косвенное охлаждение.

Непосредственное охлаждение обмоток статора и ротора водой с успехом применяется также и в крупных гидрогенераторах.

МАСЛЯНЫЕ УПЛОТНЕНИЯ

Для предотвращения утечки водорода из корпуса генератора или компенсатора в местах прохода вала ротора

через торцевые крышки применяются масляные уплотнения кольцевого или торцевого типа.

Кольцевое уплотнение (рис. 3.7) состоит из вкладыша 2, охватывающего вал /, и корпуса 3. Масло поступает в зазор между вкладышем и валом и разделяется на две части: в сторону водорода и в сторону воздуха.

Рис. 3.7. Кольцевое уплотнение

Рис. 3.8. Торцевое уплотнение:

/ — диск на валу ротора; 2 — вкладыш; 3 — пружина; 4 — корпус; 5 — кольцевая канавка

Масло, идущее в сторону водорода, предотвращает утечку водорода из корпуса машины через зазор между валом и вкладышем.

Основное достоинство кольцевых уплотнений заключается в том, что при кратковременном прекращении подачи масла они, как правило, не повреждаются. Подплавление их вкладышей, если оно и случится, обычно не вызывает повреждения рабочей поверхности вала. Но из-за большого зазора между вкладышем и валом (0, 3—0, 4 мм) в ранее выпускавшихся конструкциях расход масла в сторону водорода достигал 40—60 л/мин. Из масла выделялся имевшийся в нем воздух, снижавший чистоту водорода. Это вызывало необходимость иметь вакуумную установку для очистки от воздуха масла, поступающего на уплотнения.

Торцевое уплотнение (рис. 3.8) имеет вкладыш 2, прижимаемый к упорному диску 1 на валу ротора. Как и в кольцевом уплотнении, масло, поступающее в кольцевую канавку на рабочей поверхности вкладыша, разделяется на две части. Большая часть направляется в сторону воздуха,

обеспечивая смазку трущихся поверхностей, меньшая — в сторону водорода, предотвращая выход водорода через зазор между вкладышем и диском, поскольку давление масла в кольцевой канавке больше давления водорода в статоре на 0, 03—0, 09 МПа. Меньшая часть масла обеспечивает также смазку внутреннего запорного пояска вкладыша. Расход масла в сторону водорода ввиду малого зазора

Рис. 3.9. Торцевые уплотнения

между вкладышем и диском, определяемого только толщиной масляной пленки, невелик (3—5 л/мин). Это является основным преимуществом торцевого уплотнения по сравнению с кольцевым, позволяющим отказаться от маслоочис-тительной установки.

Торцевые уплотнения разделяются на типы в зависимости от способа создания усилий, прижимающих вкладыш к диску, а также по количеству автономных камер для масла.

По способу создания усилий, прижимающих вкладыш к диску, все торцевые уплотнения в основном можно разбить на четыре типа (рис. 3.9). В табл. 3.2 приведены способы создания усилий, прижимающих вкладыш к упорному диску, и указано, в каком турбогенераторе применяется каждый из четырех типов уплотнений.

На надежность уплотнений большое влияние оказывает характер изменения усилия, прижимающего вкладыш к диску, в зависимости от снижения давления масла, когда из-за ухудшения смазки резко повышается напряженность работы уплотнения. В уплотнениях типа / при аварийном снижении давления масла усилие, прижимающее вкладыш, сохраняется на прежнем высоком уровне, а в уплотнениях типа /// оно даже повышается. Характер изменения усилия

Таблица 3.2. Способы создания усилий на вкладыш

Тип уплотнения	Способ создания усилия,	В каких	турбогенераторах
по рис.	прижимающего	вкладыш	применяется
3.9	к упорному	диску
I	Давлением газа	и пружин	ТГВ-200, ТГВ-200М, ТГВ-300,
			ТВФ-60-2,	ТВФ-120-2,
			ТВФ-100-2	поздних выпусков
II	Давлением газа,	пружин и	ТВВ-165-2,	ТВВ-200-2
	уплотняющего	масла
III	Давлением газа	и пружин.	ТВФ-60-2,	ТВФ-100-2 ранних
	Уплотняющее масло отжи-	выпусков
	мает вкладыш от диска
IV	Давлением газа	и прижи-	ТВВ-200-2,	ТВВ-200-2А, ТВВ-
	мающего масла		320-2

на вкладыш определяет требования к надежности схемы маслоснабжения и, в частности, допустимую длительность перебоя в снабжении маслом.

По количеству автономных камер для масла уплотнения делятся на однокамерные, или однопоточные, и двухкамерные, или двухпоточные. В однопоточном уплотнении,

2 8 7 5

Рис. 3.10. Однопоточное уплотнение:

/ — корпус уплотнения; 2—камера уплотняющего масла; 3 —корпус опорного подшипника; 4 — пластикатовая диафрагма; 5 — упорный диск на валу ротора; 6 — регулировочный винт; 7 — вкладыш; S — пружина; 9 — уплотняющий резиновый шнур

одна из конструкций которого показана на рис. 3.10, вкладыш прижимается к диску пружинами и давлением водорода на его тыльную сторону. Давление уплотняющего масла на прижимающее усилие влияния не оказывает. Камера уплотняющего масла между корпусом и вкладышем уплотняется шнуром из маслостойкой резины.

В двухпоточных уплотнениях (рис. 3.11) вкладыш прижимается к диску не пружинами, которые в этом уплотне-

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒