Контрольная работа: Электрооборудование подстанций

Рис. 1. Схемы измерения сопротивления изоляции обмоток генератора мегомметром: а — фазы обмотки статора относительно корпуса и двух заземленных фаз, б — всех фаз обмотки статора, в — обмотки ротора относительно корпуса, г — фазы обмотки статора генератора с непосредственным водяным охлаждением относительно корпуса и двух других фаз; НК — напорный коллектор, СК — сливной коллектор

При температуре 15—30° для неувлажненных обмоток этот коэффициент находится в пределах 1,2—2. Коэффициент абсорбции увлажненных обмоток близко к единице. Во время капитального ремонта измеряют сопротивление изоляции каждой фазы или параллельной ветви обмотки статора при соединении с корпусом всех остальных фаз ветвей.

Сопротивление изоляции обмотки статора не нормируют, его следует сравнивать и сопоставлять с показаниями предыдущих измерений. Сопротивление изоляции обмотки ротора должно быть ниже 0,5 МОм, цепей возбуждения 0,5 МОм, обмоток якоря и его бандажей 0,5 МОм.

На рис. 1 показаны схема измерения сопротивления изоляций обмоток генератора мегомметром. Состояние изоляции обмотки статора турбогенератора с непосредственным водяным охлаждением проверяют с учетом наличия водосборных коллекторов, служащих для подачи в обмотку статора охлаждающей воды и ее слива. Упрощенная схема включения мегомметра для данного случая показана на рис. 1, г. Из нее видно, что оба коллектора (напорный и сливной) связаны с экраном Э мегомметра, при этом они должны быть отсоединены от внешней системы охлаждения.

Измерение сопротивления изоляции подшипников и подпятников. В процессе эксплуатации один раз в 7—10 дней во время работы проверяют изоляцию подшипников турбогенераторов, подпятников и крестовин гидрогенераторов, что необходимо по следующим соображениям. Из-за несимметрии магнитного потока генератора (вследствие неравномерного воздушного зазора между статором и ротором, разъемного выполнения статора, несимметричного размещения стыков отдельных сегментов активной стали) вдоль вала индуцируется электродвижущая сила, которая при отсутствии предупредительных мер может вызвать подшипниковые токи. Эти токи, замыкаясь через шейки вала, масляные пленки, заливку вкладышей подшипников, подпятники, могут повредить их. Во избежание этого применяют следующие меры:

· у турбогенераторов, горизонтальных гидрогенераторов подшипник со стороны возбудителя и подшипники возбудителя изолируют от фундаментной плиты и маслопроводов изоляционной прокладкой;

· у вертикальных гидрогенераторов прокладками изолируют корпус статора от крестовины и подпятника.

Чтобы избежать повреждений, вызываемых указанными токами, необходимо регулярно следить за целостью изоляционных прокладок. Это может быть выполнено двумя способами: мегомметром 1000 В, причем сопротивление изоляции подшипников должно быть не менее 1 МОм, или же вольтметрами.

Рис. 2. Схема измерения сопротивления изоляции подшипников турбогенератора или СК:

а — на концах вала, б — между основанием изолированного подшипника и фундаментной плитой

На рис. 2 приведена схема измерения сопротивления изоляции подшипников турбогенератора. Сначала измеряют напряжение на концах вала ротора генератора (рис. 2, а), затем при закороченных масляных пленках в обоих подшипниках измеряют напряжение между основанием изолированного подшипника и фундаментной плитой (рис. 2, б). Если эти напряжения равны, изоляционная прокладка в исправности. Если же второе напряжение значительно меньше первого (более чем на 10%), прокладка неисправна. Напряжение на валу измеряют вольтметром с малым внутренним сопротивлением, со шкалой до 7,5—10 В. Кроме того, у турбогенератора с водородным охлаждением изолируют также со стороны возбудителя корпус, уплотнение вала и подходящие к нему маслопроводы.

Измерение сопротивления постоянному току обмоток статора, ротора и возбуждения возбудителя. Эти измерения, производимые во время капитальных и текущих ремонтов методом амперметра — вольтметра, мостом МД-6, микроомметром М-246 и другими способами, позволяют выявить различные нарушения обмоток. Если сопротивление обмотки какой-либо фазы статора отличается от сопротивления обмоток других фаз (или ранее измеренного) при одинаковых (или приведенных) температурных условиях более чем на 2%, то это, как правило, является следствием неудовлетворительных паек в лобовых частях обмотки.

Сопротивление постоянному току обмоток ротора и возбуждения возбудителя также не должны отличаться от ранее измеренных более чем на 2%. У вертикальных гидрогенераторов измеряют, кроме того, сопротивления катушек каждого полюса ротора в отдельности.

Увеличение сопротивления указывает на низкое качество контакта цепи, уменьшение — на возможность витковых замыканий. В качестве источника постоянного тока при измерении сопротивления могут быть применены переносные или стационарные аккумуляторные батареи, сухие элементы достаточной мощности и т. д.

Кроме того, производят измерение сопротивления обмотки якоря возбудителя для проверки отсутствия замыкания между витками секций, коллекторными пластинами, качества пайки петушков.

Испытание обмоток статора и ротора повышенным напряжением. Чтобы перед вводом в эксплуатацию из монтажа или капитального ремонта выявить дефекты в изоляции обмоток генераторов (которые не могут быть обнаружены внешним осмотром и проверкой сопротивления изоляции), их испытывают повышенным напряжением, точная величина которого определяется в зависимости от мощности, напряжения, системы охлаждения, конструкции машины и других причин.

Обмотку статора испытывают повышенным напряжением переменного тока промышленной частоты (50 Гц), равным 1,5—2,5 U_ном в течение 1 мин сразу после останова машины, вводимой в капитальный ремонт. Ее испытывают в горячем состоянии и до очистки от грязи. Дополнительно изоляцию обмотки статора генератора испытывают (по отношению к корпусу) повышенным выпрямленным напряжением, равным 2,5—3,0 U_ном в течение 1 мин. Испытания выпрямленным напряжением обеспечивают большую эффективность контроля изоляции лобовых частей благодаря более равномерному распределению испытательного напряжения по их поверхности, позволяют выявить дефекты на ранней стадии их развития.

Рис. 3. Схема испытания обмотки статора генератора или СК повышенным напряжением переменного тока:

ИТ — испытательный трансформатор, ТН — трансформатор напряжения, Рр — регулировочный реостат ЛАТР, Рз — разрядник

На рис. 3 показана схема испытания обмотки статора генератора повышенным напряжением переменного тока. К повышающему испытательному трансформатору ИТ подводится линейное напряжение от сети 220 или 380 В. С помощью реостата Рр регулируют испытательное напряжение, для контроля которого предусмотрен вольтметр V1. Чтобы предупредить возможный случай чрезмерного повышения напряжения (выше допустимого испытательного), в схему введен разрядник Р3 с искровым промежутком, настроенным на напряжение, которое на 10% выше испытательного.

В начале приложения испытательного напряжения протекающий выпрямленный ток значителен (он состоит из зарядного тока, тока абсорбции и тока утечки). Зарядный ток зависит от геометрических размеров изоляции электрических цепей и их расположения относительно корпуса, ток абсорбции возникает из-за перераспределения зарядов между внутренними неоднородными слоями изоляции.

С течением времени (до 2—3 мин) по мере уменьшения зарядного тока и тока абсорбции протекающий через изоляцию ток (ток утечки) при отсутствии влажности и других дефектов уменьшается и достигает установившейся величины. При дефектах в изоляции уменьшение протекающего через изоляцию тока очень быстро прекращается. Сопоставление токов утечки по фазам друг с другом, а также с измеренными в разное время может характеризовать состояние изоляции. При резком различии токов утечки по фазам (или ветвям) необходимо отыскать и устранить дефектное место. В зависимости от параметров и конструкции генераторов, токи утечки могут быть различны. На гидрогенераторе 16 500 кВ-А, 10,5 кВ измеряли токи утечки, пока они не достигли установившейся величины. Приводимые в табл. 1 результаты этих измерений показывают полное совпадение токов утечки по фазам и, следовательно, отсутствие явных дефектов.

Таблица 1 Токи утечки при испытании генератора выпрямленным напряжением

Время, с	10	20	30	60	120	180	240	300	360	420
Токи утечки, мкА;
фаза А	42	30	26	19	11	6	4,8	4,8	4,8	4,8
фаза В	44	30	24	15	10,5	7	6	4,8	4,8	4,8
фаза С	44	31	23	17	10	7	6	5	4,8	4.8

Обычно при расхождении токов утечки в 1,5—2 раза и больше следует предполагать наличие дефектов.

Высоковольтное испытание напряжением переменного тока обмоток турбогенераторов с водяным охлаждением несколько отличается от описанных ранее испытаний. Из-за воды в обмотке статора и особенностей конструктивного выполнения водосборных коллекторов при проведении высоковольтных испытаний необходимо учитывать следующее: во время испытаний должна происходить непрерывная циркуляция воды в обмотке статора, в противном случае находящаяся в шлангах вода может в течение нескольких минут нагреться до 95°С и вызвать повреждение уплотнений коллекторов обмотки; не разрешается испытывать выпрямленным напряжением обмотку статора турбогенератора с непосредственным водяным охлаждением.

Обмотки роторов в эксплуатационных условиях повышенным напряжением обычно не испытывают, за исключением обмоток явнополюсных роторов или приемо-сдаточных испытаний. Эти испытания проводят в течение 1 мин напряжением, равным 7,5-кратному номинальному напряжению возбуждения, но не ниже 1200 В. При профилактических испытаниях испытывают обмотки возбудителя и цепи возбуждения генератора и возбудителя со всей присоединенной аппаратурой (без обмотки ротора) повышенным напряжением переменного тока 1000 В в течение 1 мин. Большое значение имеет правильная центровка генераторов, у которых воздушные зазоры в диаметрально противоположных точках (между сталью статора и ротора) не должны отличаться один от другого более чем на 10% среднего значения для турбогенераторов и на 20% для гидрогенераторов. Зазоры измеряют щупами разной конструкции. При больших отклонениях появится значительная асимметрия магнитного потока, что может привести к повышенной вибрации и повреждению агрегата.