Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Статическая балансировка ротора на станке производится в такой последовательности. Ротор укладывают шейками вала на рабочие поверхности призм; перекатываясь на призмах, он займет такое положение, при котором его наиболее тяжелая часть окажется внизу. Для определения точки окружности, в которой должен быть установлен балансирующий груз, ротор пять раз перекатывают и после каждой остановки отмечают мелом нижнюю тяжелую точку. Отметив середину расстояния между крайними меловыми отметками, определяют точку установки уравновешивающего груза; она находится в месте, диаметрально противоположном средней тяжелой точке. В этой точке и устанавливают уравновешивающий груз. Массу груза подбирают опытным путем до тех пор, пока ротор не перестает перекатываться, будучи остановлен в любом произвольном положении. Правильно сбалансированный ротор после перекатывания в одном и другом направлениях должен во всех положениях находиться в состоянии безразличного равновесия. [1]
Статическая балансировка роторов имеет своей практической целью главным образом проверить, нет ли в них каких-либо значительных отклонений центра тяжести от оси их вращения. Такое отклонение всегда свидетельствует о каком-либо серьезном дефекте в обработке или в самом материале. [2]
Статическая балансировка ротора на станке производится в такой последовательности. Балансируемый ротор укладывают шейками вала на рабочие поверхности призм. [3]
Статическая балансировка ротора на станке производится в такой последовательности. Ротор укладывают шейками вала на рабочие поверхности призм. [4]
Статическая балансировка ротора на станке производится в такой последовательности. Балансируемый ротор укладывают шейками вала на рабочие поверхности призм. [5]
Статическая балансировка ротора на станке производится в такой последовательности. [7]
Статическая балансировка ротора в вертикальной плоскости производится на заводе путем перемещения балансировочных грузов с проверкой на обкаточном стенде. Но в связи с тем что при монтаже вентилятора на ротор устанавливаются втулка ротора и кок, необходимо проводить окончательную балансировку ротора на месте. [8]
Статическая балансировка роторов состоит в корректировке ( снижении до допустимого значения) статической неуравновешенности ротора путем добавления либо высверливания корректирующих масс тпк в одной плоскости коррекции. [10]
Статическая балансировка роторов турбокомпрессоров , насосов и др. производится на призмах ( ножах), укрепленных на прочных козлах, грузоподъемность которых должна быть не менее полуторного веса ротора. Призмы выверяются по уровню и должны иметь ограничители против случайного скатывания ротора. [11]
Статическая балансировка роторов дымососов , вентиляторов, насосов и других вращающихся механизмов должна производиться на призмах ( ножах), укрепленных на прочных козлах грузоподъемностью не менее полуторной массы ротора. Призмы должны быть выверены по уровню и иметь ограничители, не допускающие скатывание ротора. [12]
Статическую балансировку ротора , турбокомпрессора и другого оборудования производят на призмах, укрепленных на прочном основании, рассчитанном на полуторную нагрузку. Призмы предварительно выверяют по уровню и оборудуют ограничителями против случайного скатывания ротора. Для проворачивания ротора вручную во время центровки пользуются специальным приспособлением. После статической балансироики ротор немедленно снимают с опор. [14]
Диагностирование короткозамкнутых обмоток роторов без разборки электродвигателей
В связи с возникновением в стержнях короткозамкнутых обмоток роторов асинхронных электродвигателей дефектов, в условиях эксплуатации необходимо периодически проверять техническое состояние этих обмоток.
При обрывах стержней обмоток роторов увеличиваются время разгона и добавочные потери электродвигателей, уменьшаются КПД и коэффициент мощности, увеличиваются потребляемый ток и скольжение.
Наиболее вредное влияние на работу электродвигателей оказывает вибрация, возникающая вследствие обрыва стержней короткозамкнутой обмотки. В результате вибрация приводит к выходу электродвигателей из строя.
В технической литературе введено понятие коэффициента несимметрии, который для случая обрыва одного стержня.
Проведенные исследования влияния обрывов стержней на характеристики и вибрацию асинхронных электродвигателей показали, что для электродвигателей единых серий допускается обрыв не более одного стержня.
Внешними признаками наличия обрывов стержней электродвигателей являются повышенная вибрация и шум при работе, увеличивающиеся с ростом нагрузки. Характерным является и то, что вибрация и шум периодически изменяются с частотой, равной удвоенной частоте скольжения.
Стрелки амперметров, включенных в цепь питания электродвигателей с обрывами стержней короткозамкнутых обмоток роторов, также периодически колеблются из-за периодических изменений эффективных значении токов в фазах.
На практике применяют несколько способов определения технического состояния короткозамкнутых обмоток роторов.
Способ измерения токов в обмотках статора при проворачивании ротора вручную позволяет установить наличие обрывов стержней в короткозамкнутых обмотках асинхронных электродвигателей. Согласно этому способу одну или две фазы обмотки статора электродвигателя включают на напряжение переменного тока, равное 10—15% номинального, и при медленном проворачивании ротора вручную измеряют ток в цепи питания (рис. 19).
Рис. 19. Схема для определения обрывов стержней короткозамкнутых обмоток роторов электродвигателей
Для определения изменения тока удобно использовать самопишущий амперметр. Следует отметить, что указанный способ более чувствителен к обрывам стержней при подаче напряжения на одну фазу обмотки, чем при подаче напряжения на две фазы. Если при вращении ротора ток в обмотке статора не изменяется, обрывы в стержнях обмотки ротора отсутствуют. Изменение тока при проворачивании ротора указывает на наличие обрыва стержней. В связи с тем, что изменение тока зависит от числа поврежденных стержней и их взаимного расположения, определить число оборванных стержней по отклонению стрелки амперметра трудно. После обнаружения факта наличия обрыва стержней электродвигатель подлежит разборке и точному установлению числа оборванных стержней.
Способ контроля стержней короткозамкнутых обмоток роторов 121 основан на использовании зависимости скольжения электродвигателей от числа оборванных стержней. При определении числа оборванных стержней в соответствии с этим способом измеряют скольжение электродвигателя при заданной нагрузке и температуре и полученную величину сравнивают с контрольной, измеренной на электродвигателе с ротором, не имеющим обрывов. Для использования этого способа необходимо иметь эталонные кривые зависимостей скольжения от нагрузки для конкретных типов электродвигателей, что ограничивает применение способа при эксплуатации электрооборудования.
Определение технического состояния короткозамкнутых обмоток роторов электродвигателей единых серий, в связи со сравнительно легким доступом к электродвигателям, не вызывает трудностей. Для специальных электродвигателей, например, погружных, определение технического состояния короткозамкнутых обмоток традиционными способами является достаточно трудоемкой операцией. Так, для контроля электродвигатели погружных электронасосов необходимо было поднимать из скважины на поверхность. В связи с этим в Украинском филиале ГОСНИТИ было разработано два способа определения технического состояния короткозамкнутых обмоток роторов электродвигателей, доступ к которым невозможен или затруднен.
Способ определения степени повреждения короткозамкнутых обмоток роторов погружных асинхронных электродвигателей основан на положении, что при неподвижном роторе, имеющем повреждение короткозамкнутой обмотки, ток в фазах зависит от положения ротора относительно статора.
У электродвигателей погружных насосов полюсное деление составляет 180°, в связи с чем при вращении ротора, имеющего дефекты обмоток, период изменения эффективного значения тока фазы соответствует половине оборота ротора. Изменение эффективного значения тока связано с изменением магнитного сопротивления фазы электродвигателя при изменении расположения дефектов обмотки ротора относительно обмотки статора, в которой измеряют ток. В погружных электродвигателях это изменение сравнительно большое. Так, при обрыве четырех расположенных рядом стержней при повороте ротора на один оборот эффективное значение тока изменяется на 42% средней величины.
Разработанный способ позволяет определить степень повреждения короткозамкнутых обмоток роторов без подъема погружных электродвигателей из скважины. Способ пригоден и для контроля других типов асинхронных электродвигателей, доступ к валам которых затруднен или невозможен. Для определения технического состояния стержней с помощью возбуждения фаз обмотки статора ротор электродвигателя поворачивают на определенные углы (шаговое вращение). После каждого поворота обмотку статора подключают к стабилизированному напряжению переменного тока и самопишущим амперметром записывают ток. Шаговое вращение продолжают до тех пор, пока ротор не сделает один оборот.
Рис. 20. Схема для определения степени повреждения короткозамкнутых обмоток роторов погружных электродвигателей
На рис. 20 изображена схема для определения повреждений короткозамкнутых обмоток роторов погружных электродвигателей. Для шагового перемещения ротора статор электродвигателя М включают в сеть переменного тока через диоды Д1, Д2 и Д3. Включением и выключением переключателей В1 и В2, которые включены последовательное диодами, осуществляется шаговое перемещение ротора. Для шагового перемещения ротора можно применять и другие схемы, например, с управляемыми вентилями. Измерительная часть схемы состоит из самопишущего амперметра А, регистрирующего ток через трансформатор тока Тm. После каждого перемещения ротора обмотки статора отключают от электрической сети, на два вывода электродвигателя выключателем В3 подают стабилизированное напряжение и амперметром А записывают значение тока в обмотках.
При отсутствии повреждений в короткозамкнутой обмотке ротора ток будет одинаковым при всех положениях ротора. Если короткозамкнутая обмотка ротора имеет обрывы стержней, ток будет зависеть от положения ротора относительно обмоток статора, при этом изменение тока будет тем больше, чем большее число стержней имеют повреждения. По изменению токов при разных положениях ротора в пределах одного оборота оценивают техническое состояние короткозамкнутой обмотки.
Степень повреждения обмотки ротора при локальном (местном) размещении дефектов определяют по формуле
где γ — степень повреждения обмотки, %; RR — коэффициент конструктивных особенностей электродвигателя; Iмакс, Iмин — наибольшее и наименьшее значения измеренных токов, А.
Экспериментальные данные показывают, что для погружных электродвигателей (RR = 1), обмотка ротора которых имеет 24 стержня, при обрыве двух γ = 9,8%, а при обрыве четырех γ = 28%. Допустимое значение у для этих электродвигателей составляет 10%.
Способ определения технического состояния короткозамкнутых обмоток роторов, разработанный в Украинском филиале ГОСНИТИ для электродвигателей, доступ к валам которых затруднен или невозможен, позволяет определить число поврежденных стержней независимо от их взаимного расположения. Способ не требует остановки электродвигателя. Способ основан на определении связи между частотой модуляции токов электродвигателей, у которых короткозамкнутая обмотка имеет дефекты, и зависимостью скольжения электродвигателей от нагрузки и числа поврежденных стержней.
У электродвигателей, имеющих повреждение стержней, в связи с периодическим изменением магнитного сопротивления фаз во время вращения ротора, имеет место модуляция токов, потребляемых из электрической сети. Значение модуляции токов зависит от числа поврежденных стержней и от их взаимного расположения, а частота модуляции определяется только значением скольжения.
Рис. 21. Осциллограммы токов, потребляемых погружным электродвигателем ПЭДВ-8-140, при отсутствии обрывов стержней ротора (а) и при обрыве четырех стержней (б).
На рис. 21 показаны осциллограммы токов, потребляемых погружным электродвигателем для случаев, когда стержни ротора не имеют повреждений и при обрыве стержней. Значение скольжения электродвигателей зависит от нагрузки и состояния короткозамкнутых обмоток роторов (числа стержней с обрывами и ослаблениями). Скольжение электродвигателей увеличивается с увеличением числа поврежденных стержней. Зависимости скольжения погружных электродвигателей ПЭДВ-8-140 от потребляемой мощности для случаев, когда стержни не имеют обрывов и при обрыве двух, четырех и шести стержней ротора изображены на рис. 22.
Рис. 22. Зависимость скольжения электродвигателей ПЭДВ-8-140 от потребляемой мощности и состояния стержней короткозамкнутой обмотки ротора:
1 — обрывы стержней отсутствуют; 2 — при обрыве двух стержней; 3 — при обрыве четырех стержней; 4 — при обрыве шести стержней.
Из приведенных на рисунке кривых видно, что при определенной мощности при увеличении числа оборванных стержней скольжение увеличивается. Так, при потребляемой мощности 8 кВт при обрыве двух, четырех и шести стержней скольжение увеличивается соответственно на 8,17 и 41%. Заштрихованная часть рисунка отвечает допустимым значениям скольжения погружных электродвигателей ПЭДВ-8-140.
Схему для определения технического состояния короткозамкнутых обмоток роторов с помощью описанного выше способа иллюстрирует рис. 23.
Рис. 23. Схема для определения технического состояния коротко-замкнутых обмоток роторов
У работающего от сети двигателя М измеряют потребляемую мощность ваттметром W и частоту модуляции тока прибором Hz. На графике (рис. 22) находится точка, соответствующая полученным результатам измерения. Если точка размещена в заштрихованной зоне, электродвигатель можно оставлять работать. В противном случае электродвигатель подлежит ремонту. Пользуясь кривыми рис. 22, по размещению точки можно определить число дефектных стержней короткозамкнутой обмотки ротора. Погружные электродвигатели, имеющие 24 стержня короткозамкнутой обмотки, допускают работу при обрыве не более двух стержней.
Для удобства пользования этим способом в условиях эксплуатации, целесообразно изготовить универсальную номограмму для определения допустимого числа оборванных стержней для всего диапазона мощностей определенного типа электродвигателей (например, погружных).
Ремонт обмоток электрических машин. Бандажирование и балансировка роторов и якорей. Сборка и испытание электрических машин
Обмотка является одной из наиболее важных частей электрической машины. Надежность машин в основном определяется качеством обмоток, поэтому к ним предъявляются требования электрической и механической прочности, нагревостойкости, влагостойкости.
Подготовка машин к ремонту заключается в подборе обмоточных проводов, изоляционных, пропиточных и вспомогательных материалов.
Технология капитального ремонта обмоток электрических машин включает следующие основные операции:
очистка пазов сердечника от старой изоляции;
ремонт сердечника и механической части машины;
очистка катушек обмотки от старой изоляции;
подготовительные операции для изготовления обмотки;
изготовление катушек обмотки;
изолирование сердечника и обмоткодержателей;
укладывание обмотки в паз;
пайка соединений обмотки;
крепление обмотки в пазах;
сушка и пропитка обмотки.
Ремонт обмоток статоров. Изготовление обмотки статора начинают с намотки отдельных катушек на шаблоне. Чтобы правильно выбрать размер шаблона, необходимо знать основные размеры катушек, главным образом их прямолинейной и лобовой частей. Размеры катушек обмотки демонтируемых машин определяют путем замеров старой обмотки.
Катушки всыпных обмоток статоров изготавливают обычно на универсальных шаблонах (рис. 5).
Такой шаблон представляет собой стальную плиту 1, которая при помощи
приваренной к ней втулки 2 соединяется со шпинделем намоточного станка. Плита имеет форму трапеции.
Рисунок 5 — Универсальный намоточный шаблон:
1 — плита; 2 — втулка; 3 — шпилька; 4 — ролики
В ее прорези установлены четыре шпильки, закрепленные гайками. При намотке катушек разной длины шпильки перемещают в прорезях. При намотке катушек разной ширины шпильки переставляют с одних прорезей в другие.
В обмотках статора машин переменного тока обычно несколько соседних катушек соединяют последовательно, и они образуют катушечную группу. Чтобы избежать лишних паечных соединений, все катушки одной катушечной группы наматывают цельным проводом. Поэтому на шпильки 3 надевают ролики 4, выточенные из текстолита или алюминия. Число желобков на ролике равно наибольшему числу катушек в катушечной группе, размеры желобков должны быть такими, чтобы в них могли поместиться все проводники катушки.
Катушки двухслойной обмотки укладывают в пазы сердечника группами, как они были намотаны на шаблоне. Провода распределяют в один слой и кладут стороны катушек, которые прилегают к пазу. Другие стороны катушек не укладывают в пазы до тех пор, пока не будут уложены нижние стороны катушек во все пазы. Следующие катушки кладут одновременно верхними и нижними сторонами.
Между верхними и нижними сторонами катушек в пазах устанавливают изоляционные прокладки из электрокартона, согнутого в виде скобочки, а между лобовыми частями — из лакоткани или листов картона с наклеенными на них кусочками лакоткани.
Изготовление обмотки с закрытыми пазами имеет ряд особенностей. Пазовую изоляцию таких обмоток делают в виде гильз из электрокартона и лакоткани. Предварительно по размерам пазов машины изготовляют стальной дорн, который представляет собой два встречных клина. Дорн должен быть меньше паза на толщину гильзы. Затем по размерам старой гильзы нарезают заготовки из электрокартона и лакоткани на полный комплект гильз и приступают к их изготовлению. Нагревают дорн до 80 — 100 °С и плотно обертывают заготовкой, пропитанной лаком. Сверху на заготовку вполнахлестку плотно укладывают хлопчатобумажную ленту. После охлаждения дорна до температуры окружающей среды разводят клинья и снимают готовую гильзу. Перед намоткой помещают гильзы в пазы статора, а затем заполняют их стальными прутками, диаметр которых должен быть на 0,05 — 0,1 мм больше диаметра изолированного обмоточного провода. От бухты отрезают кусок провода, необходимый для намотки одной катушки. Длинный провод усложняет намотку, при этом нередко повреждается изоляция из-за частой протяжки его через паз.
Изоляцию лобовых частей обмотки машин на напряжение до 660 В, предназначенных для работы в нормальной среде, выполняют стеклолентой ЛЭС, причем каждый следующий слой полуперекрывает предыдущий. Каждую катушку группы обматывают, начиная от торца сердечника. Сначала обматывают лентой часть изоляционной гильзы, которая выступает из паза, а затем часть катушки до конца выгиба. Середины головок группы обматывают стеклолентой вполнахлестку. Конец ленты закрепляют на головке клеем или плотно пришивают к ней. Провода обмотки, которые лежат в пазе, удерживают с помощью пазовых клиньев, изготавливаемых из бука, березы, пластмассы, текстолита или гетинакса. Клин должен быть на 10 — 15 мм длиннее сердечника и на 2 — 3 мм короче пазовой изоляции и толщиной не менее 2 мм. Для влагоустойчивости деревянные клинья «варят» 3 — 4ч в олифе при 120 — 140 °С.
Клинья забивают в пазы средних и малых машин молотком и с помощью деревянной надставки, а в пазы крупных машин — пневматическим молотком. Затем собирают схему обмотки. Если фаза обмотки намотана отдельными катушками, их последовательно соединяют в катушечные группы.
За начало фаз принимают выводы катушечных групп, которые выходят из пазов, расположенных около выводного щитка. Эти выводы отгибают к корпусу статора и предварительно соединяют катушечные группы каждой фазы, скручивают зачищенные от изоляции концы проводов катушечных групп.
После сборки схемы обмотки проверяют электрическую прочность изоляции между фазами и на корпус, а также правильность ее соединения. Для этого используют самый простой способ — кратковременно подключают статор к сети (127 или 220 В), а затем к поверхности его расточки прикладывают стальной шарик (от шарикоподшипника) и отпускают его. Если шарик вращается по окружности расточки, значит схема собрана правильно. Такую проверку можно также осуществить с помощью вертушки. В центре диска из жести пробивают отверстие, укрепляют его гвоздем на торце деревянной планки, а затем эту вертушку помещают в расточку статора, который подключен к электрической сети. Если схема собрана правильно, диск будет вращаться.
Бандажирование роторов и якорей
При вращении роторов и якорей электрических машин возникают центробежные силы, стремящиеся вытолкнуть обмотку из пазов и отогнуть ее лобовые части. Чтобы противодействовать центробежным силам и удержать обмотку в пазах, используют расклиновку и бандажирование обмоток роторов и якорей.
Применение способа крепления обмоток (клиньями или бандажами) зависит от формы пазов ротора или якоря. При открытой форме пазов используют бандажи или клинья. Пазовые части обмоток в сердечниках якорей и роторов закрепляют при помощи клиньев или бандажей из стальной бандажной проволоки либо стеклоленты, а также одновременно клиньями и бандажами; лобовые части обмоток роторов и якорей — бандажами. Надежное крепление обмоток имеет важное значение, поскольку необходимо для противодействия не только центробежным силам, но и динамическим усилиям, воздействию которых подвергаются обмотки при редких изменениях в них тока. Для бандажирования роторов применяют стальную луженую проволоку диаметром 0,8 — 2 мм, обладающую большим сопротивлением на разрыв.
Перед намоткой бандажей лобовые части обмотки осаживают ударами молотка через деревянную прокладку, чтобы они ровно располагались по окружности. При бандажировании ротора пространство под бандажами предварительно покрывают полосками электрокартона, чтобы создать изоляционную прокладку между сердечником ротора и бандажом, выступающую на 1 — 2 мм по обеим сторонам бандажа. Весь бандаж наматывают одним куском проволоки, без паек. На лобовых частях обмотки во избежание их вспучивания накладывают витки проволоки от середины ротора к его концам. При наличии у ротора специальных канавок проволоки бандажа и замки не должны выступать над канавками, а при отсутствии канавок толщина и расположение бандажей должны быть такими, какими они были до ремонта. Скобки, устанавливаемые на роторе, следует размещать над зубцами, а не над пазами, при этом ширина каждой из них должна быть меньше ширины верхней части зубца. Скобки на бандажах расставляют равномерно по окружности роторов с расстоянием между ними не более 160 мм. Расстояние между двумя соседними бандажами должно быть 200—260 мм. Начало и конец бандажной проволоки заделывают двумя замочными скобками шириной 10—15 мм, которые устанавливают на расстоянии 10 — 30 мм одна от другой. Края скобок завертывают на витки бандажа и. запаивают припоем ПОС 40.
Полностью намотанные бандажи для увеличения прочности и предотвращения их разрушения центробежными усилиями, создаваемыми массой обмотки при вращении ротора, пропаивают по всей поверхности припоем ПОС 30 или ПОС 40. Пайку бандажей производят электродуговым паяльником с медным стержнем диаметром 30 — 50 мм, присоединяемым к сварочному трансформатору. В ремонтной практике нередко проволочные бандажи заменяют выполненными стеклолентами из однонаправленного (в продольном направлении) стеклянного волокна, пропитанного термореактивными лаками. Для наматывания бандажей из стеклоленты применяют то же оборудование, что и для бандажирования стальной проволокой, но дополненное приспособлениями в. виде натяжных роликов и укладчиков ленты.
В отличие от бандажирования стальной проволокой ротор до наматывания на него бандажей из стеклоленты прогревают до 100 °С. Такой прогрев необходим потому, что при наложении бандажа на холодный ротор остаточное напряжение в бандаже при его запекании снижается больше, чем при бандажировании нагретого. Сечение бандажа из стеклоленты должно не менее чем в 2 раза превосходить сечение соответствующего бандажа из проволоки. Крепление последнего витка стеклоленты с нижележащим слоем происходит в процессе сушки обмотки при спекании термореактивного лака, которым пропитана стеклолента. При бандажировании обмоток роторов стеклолентой не применяют замки, скобки и подбандажную изоляцию что является преимуществом этого способа.
Балансировка роторов и якорей
Отремонтированные роторы и якоря электрических машин подвергают статической, а при необходимости и динамической балансировке в сборе с вентиляторами и другими вращающимися частями. Балансировку производят на специальных станках для выявления неуравновешенности (дисбаланса) масс ротора или якоря, являющейся частой причиной возникновения вибрации при работе машины.
Ротор и якорь состоят из большого количества деталей и поэтому распределение масс в них не может быть строго равномерным. Причины неравномерного распределения масс — разная толщина или масса отдельных деталей, наличие в них раковин, неодинаковый, вылет лобовых частей обмотки и др. Каждая из деталей, входящих: в состав собранного ротора или якоря, может быть неуравновешенной вследствие смещения ее осей инерции от оси вращения. В собранном роторе и якоре неуравновешенные массы, отдельных деталей в зависимости от их расположения могут суммироваться или взаимно компенсироваться. Роторы и якоря, у которых главная центральная ось инерции не совпадает с осью вращения, называют неуравновешенными.
Неуравновешенность, как правило, складывается из суммы двух неуравновешенностей — статической и динамической. Вращение статически и динамически неуравновешенного ротора и якоря вызывает вибрацию, способную разрушить подшипники и фундамент машины. Разрушающее воздействие неуравновешенных роторов и якорей устраняют путем их балансировки, которая заключается в определении размера и места неуравновешенной массы. Неуравновешенность определяют статической или динамической балансировкой. Выбор способа балансировки зависит от требуемой точности уравновешивания, которой можно достигнуть на имеющемся оборудовании. При динамической балансировке получаются более высокие результаты компенсации неуравновешенности (меньшая остаточная неуравновешенность), чем при статической.
Для определения неуравновешенности ротор выводят из равновесия легким толчком. Неуравновешенный ротор (якорь) будет стремиться возвратиться в такое положение, при котором его тяжелая сторона окажется внизу. После остановки ротора отмечают мелом место, оказавшееся в верхнем положении. Прием повторяют несколько раз, чтобы проверить, останавливается ли ротор (якорь) всегда в этом, положении. Остановка ротора в одном и том же положении указывает на смещение центра тяжести.
В отведенное для балансировочных грузов место (чаще всего это внутренний диаметр обода нажимной шайбы) устанавливают пробные грузы, прикрепляя их с помощью замазки. После этого повторяют прием балансировки. Прибавляя или уменьшая массу грузов, добиваются остановки ротора в любом, произвольно взятом положении. Это означает, что ротор статически уравновешен, т. е. его центр тяжести совмещен с осью вращения. По окончании балансировки пробные грузы заменяют одним такого же сечения и массы, равной массе пробных грузов и замазки и уменьшенной на массу части электрода, которая пойдет на приварку постоянного груза. Неуравновешенность можно компенсировать высверливанием соответствующей части металла с тяжелой стороны ротора.
Более точной, чем на призмах и дисках является балансировка на специальных весах. Балансируемый ротор устанавливают шейками вала на опоры рамы, которая может поворачиваться вокруг своей оси на некоторый угол пoвoрачивая балансируемый ротор, добиваются наибольшего показания индикатора J, которое будет при условии расположения центра тяжести ротора.
Добавлением к грузу дополнительного груза—рамки с делениями добиваются уравновешивания ротора, которое определяют по стрелке индикатора. В момент уравновешивания стрелка совмещается с нулевым делением.
Если повернуть ротор на 180, его центр тяжести приблизится к оси качания рамы на двойной эксцентриситет смещения центра тяжести ротора относительно его оси. Об этом моменте судят по наименьшему показанию индикатора. Ротор уравновешивают вторично передвижением грузовой рамки по линейке со шкалой, отградуированной в граммах на сантиметр. О величине неуравновешенности судят по показаниям шкалы весов.
Статическая балансировка применяется для роторов, вращающихся с частотой, не превышающей 1000 об/мин. Статически уравновешенный ротор (якорь) может иметь динамическую неуравновешенность, поэтому роторы, вращающиеся с частотой выше 1000 об/мин, чаще всего подвергают динамической балансировке, при которой одновременно устраняются оба вида неуравновешенностей — статическая и динамическая.
Закрепив постоянный груз, ротор подвергают проверочной балансировке и при удовлетворительных результатах передают в сборочное отделение для сборки машины.
Сборка и испытание электрических машин Сборка — завершающий этап ремонта электрической машины, в процессе которого соединяют ротор со статором при помощи подшипниковых щитов с подшипниками и собирают остальные детали машины. Как правило сборка любой машины ведется в последовательности, обратной разборке.
Сборку машины ведут в такой последовательности, чтобы каждая устанавливаемая деталь постепенно приближала ее к собранному состоянию и в то же время не вызывала необходимости переделок и повторения операции.
Технологическая последовательность выполнения основных сборочных
работ и содержание производимых при этом операций приведены ниже на примере сборки машины постоянного тока серии П.
Сборку машины постоянного тока П-41 (рис. 6) производят следующим образом. Надевают на главные полюса катушки возбуждения, устанавливают полюса с катушками в станине 16 согласно маркировке, сделанной при разборке, и крепят их болтами. Проверяют шаблоном расстояния между полюсными наконечниками, штихмасом — расстояния между противоположными полюсами.
Рисунок 6 — Машина постоянного тока П-41
Надевают на добавочные полюса 13 катушки, вставляют полюса с катушками в станину 16 согласно маркировке, сделанной при разборке, и крепят их болтами. Проверяют шаблоном расстояния между полюсными наконечниками главных и добавочных полюсов, а штихмасом — расстояния между противоположными добавочными полюсами. Соединяют катушки главных и добавочных полюсов согласно схеме соединений. Проверяют полярность главных и, добавочных полюсов, а также величину вылета обмотки 12, расположенной в сердечнике 14 якоря. Насаживают на вал 7 вентилятор согласно пометкам, сделанным при разборке. Закладывают консистентную смазку в лабиринтовые канавки. Надевают на вал внутренние крышки 2 и 20 подшипников. Нагревают шарикоподшипники в масляной ванне или индукционным методом и насаживают их на вал с помощью приспособления, Закладывают в подшипники консистентную смазку. Вводят якорь в станину, пользуясь приспособлением. Собирают траверсу 6 вместе со щеткодержателями на приспособлении и притирают щетки. Привинчивают траверсу со щеткодержателями к подшипниковому щиту 5 и поднимают щетки из гнезд щеткодержателей. Надвигают на шарикоподшипник задний подшипниковый щит 18, приподнимают якорь за конец вала и надвигают подшипниковый щит на замок станины. Ввертывают болты подшипникового щита в отверстия торца станины, не затягивая их до отказа. Надвигают на шарикоподшипник 3 передний подшипниковый щит 5. Приподнимают якорь и вводят подшипниковый щит в замок станины. Ввертывают болты подшипникового щита в отверстия торца станины, не затягивая их до отказа. Проверяют легкость вращения якоря, постепенно затягивая болты подшипниковых щитов. Надевают крышку 4 шарикоподшипника и стягивают крышки 4 и 2 болтами. Закладывают консистентную смазку в лабиринтовые канавки. Надевают крышку 19 шарикоподшипника и крепят крышки 19 и 20 болтами. Проверяют легкость вращения якоря, вращая его за конец вала. Опускают щетки на коллектор. Проверяют расстояния между щетками разных пальцев по окружности коллектора и сдвиг щеток по длине коллектора. Проверяют расстояния между коллектором и щеткодержателями. Собирают зажимы 7 на дощечке 9 в коробке 8 и крепят к ней конденсаторы 10. Устанавливают собранную дощечку зажимов на переднем подшипниковом щите 5. Производят электрические соединения согласно схеме. Проверяют щупами расстояния между якорем и полюсами. Подводят к зажимам провода питания от сети. Производят пробную обкатку машины. В процессе обкатки проверяют работу щеток и подшипников. Щетки должны работать без искрения, подшипники — без шума. Окончив обкатку, закрывают коллекторные люки крышками. Отсоединяют провода питания и закрывают коробку зажимов крышкой. Сдают собранную машину мастеру или контролеру ОТК.
При выполнении сборочных работ электрослесарь должен помнить, что ротор электродвигателя, удерживаемый в центральном положении магнитным полем статора, должен иметь возможность перемещения («разбега») в осевом направлении. Это необходимо для того, чтобы вал ротора при малейшем смещении не стирал своими заточками торцы подшипников и не вызывал добавочных усилий или трении сопряженных частей машины. Величины осевого разбега, зависящие от мощности машины, должны быть: 2,5 — 4 мм при мощности 10—40 кВт и 4,5 — 6 мм при мощности 50—100 кВт.
У всех машин после ремонта проверяют нагрев подшипников и отсутствие в них посторонних шумов. У машин мощностью выше 50 кВт при частоте вращения более 1000 об/мин и у всех машин, имеющих частоту вращения свыше 2000 об/мин, измеряют величину вибрации.
Зазоры между активной сталью ротора и статора, измеренные в четырех точках по окружности, должны быть одинаковы. Размеры зазоров в диаметрально противоположных точках ротора и статора асинхронного электродвигателя, а также между серединами главных полюсов и якорем машины постоянного тока не должны отличаться более чем на ±10%.
Испытания электрических машин. В ремонтной практике встречаются главным образом следующие виды испытаний: до начала ремонта и в процессе его для уточнения характера неисправности; вновь изготовленных деталей машины; собранной после ремонта машины.
Испытания собранной после ремонта машины проводят по следующей программе:
проверка сопротивления изоляции всех обмоток относительно корпуса и между ними;
проверка правильности маркировки выводных концов;
измерение сопротивления обмоток постоянному току;
проверка коэффициента трансформации асинхронных двигателей с фазным ротором;
проведение опыта холостого хода; испытание на повышенную частоту вращения; испытание межвитковой изоляции; испытание электрической прочности изоляции.
В зависимости от характера и объема произведенного ремонта иногда ограничиваются выполнением лишь части перечисленных испытаний. Если испытания проводят до ремонта с целью выявления дефекта, то достаточно провести часть программы испытаний.
В программу контрольных испытаний асинхронных двигателей входят:
1) внешний осмотр двигателя и замеры воздушных зазоров между сердечниками;
2) измерение сопротивления изоляции обмоток относительно корпуса и между фазами обмоток;
3) измерение омического сопротивления обмотки в холодном состоянии;
4) определение коэффициента трансформации (в машинах с фазным ротором);
5) испытание машины на холостом ходу;
6) измерение токов холостого хода по фазам;
7) измерение пусковых токов в короткозамкнутых двигателях и определение кратности пускового тока;
8) испытание электрической прочности витковой изоляции;
9) испытание электрической прочности изоляции относительно корпуса и между фазами;
10)проведение опыта короткого замыкания;
11) испытание на нагрев при работе двигателя под нагрузкой.
В программу контрольных испытаний синхронных машин входят те же испытания за исключением п. 4, 7 и 10.
Контрольные испытания машин постоянного тока включают следующие операции:
внешний осмотр и измерение воздушных зазоров между сердечником якоря и полюсами;
измерение сопротивления изоляции обмоток относительно корпуса;
измерение омического сопротивления обмоток в холодном состоянии;
проверка правильности установки щеток на нейтралях;
проверка правильности соединения обмоток добавочных полюсов с
проверка согласованности полярностей катушек последовательного и параллельного возбуждений;
ОСТАНОВ ТУРБИНЫ
В практике эксплуатации турбоагрегатов встречаются два способа останова: а) нормальный останов; б) аварийный останов.
Нормальный останов производится в плановом порядке с проведением всех подготовительных работ и с соблюдением всех инструкций по нормальному останову.
Как и пуск турбины, останов — связан с изменением термического и механического состояния элементов агрегата, поэтому и здесь следует выдерживать необходимый режим расхолаживания, вести постоянный контроль за термическими расширениями элементов турбоагрегата и его механическим состоянием. В отличие от пусковых операций останов турбины облегчается тем, что в — случае возникновения опасных режимов в процессе останова турбина может быть отключена аварийно ручным воздействием на автомат безопасности, в то время как аварийный останов при пуске может вызвать срыв диспетчерского графика нагрузки.
‘Порядок останова турбоагрегата определяется местной инструкцией и зависит от мощности, параметров и типа агрегата. Ниже рассматривается порядок останова конденсационной турбины.
Подготовка к останову включает в себя проверку работы вспомогательных маслонасосов, расхажива — ние стопорных и регулирующих клапанов цилиндров высокого и среднего давления, проверку исправности приводов БРОУ и РОУ.
По команде дежурного инженера производится разгрузка турбины. Разгрузка турбин неблочного типа, а также блочных агрегатов, работающих с прямоточными котлами, производится путем прикрытия регулирующих клапанов. Разгрузка турбин, работающих в блоке с барабанными котлами, может производиться на скользящих параметрах пара при полностью открытых регулирующих клапанах путем понижения давления пара на котле. Снижение нагрузки обычно производится ступенями с некоторой выдержкой во времени на промежуточных нагрузках.
В процессе снижения нагрузки необходимо вести наблюдение:
1) за относительным удлинением (или укорочением) роторов;
2) за разностью температур верха и низа цилиндров высокого и среднего давления;
3) за разностью температур между фланцем и шпилькой;
4) за вибрационным состоянием агрегата;
5) за уровнем конденсата в конденсаторе;
6) за работой системы подачи пара на уплотнения;
7) за температурой масла на сливе из подшипников.
В процессе снижения нагрузки при определенных значениях ее необходимо:
1) включить систему рециркуляции основного конденсата;
2) переключить деаэратор на посторонний источник питания;
3) отключить испарительную установку;
4) по мере снижения нагрузки отключить подогреватели высокого и низкого давления, начиная с верхнего; остановить сливные насосы;
5) по мере снижения нагрузки произвести сокращение числа работающих конденсатных и циркуляционных насосов;
6) в блочных установках с турбо — приводом питательных насосов при нагрузке 30—50% номинальной перевести питание котла на электронасос; турбину питательного насоса остановить согласно инструкции по останову питательного турбонасоса;
7) открыть байпасы ГЛЗ и закрыть главные паровые задвижки;
8) в блочных установках включить БРОУ и РОУ.
В блочных установках с прямоточными котлами включение БРОУ необходимо для нормальной работы котлоагрегата при нагрузках турбины ниже 30% номинальной. В блочных установках с барабанными котлами включение БРОУ или РОУ диктуется необходимостью охлаждения первичного и вторичного пароперегревателя при различных режимах останова блока.
После разгрузки блока подача пара в турбину прекращается воздействием вручную на рычаги автомата безопасности и отключается генератор. Отключение генератора производится лишь тогда, когда установлено, что стопорные, регулирующие и отсечные клапаны закрылись полностью и ваттметр показывает отрицательную мощность (генератор работает в моторном режиме). Общее время после прекращения доступа пара в турбину до отключения генератора от сети не должно превышать 4 мин.
После отключения турбоагрегата с паровой и электрической стороны до момента полного останова ротора необходимо произвести следующие операции:
1) включить резервный электромасляный или турбомасляный насос (в установках с главным масляным насосом на валу турбины) и тщательно следить за давлением масла, поступающего на смазку, особенно при числе оборотов, при котором главный масляный насос начинает терять свою производительность. Если в этот момент давление масла становится недопустимо низким, то нужно быстро поднять число оборотов турбины, восстановить давление масла на смазку, после чего приступить к выяснению причин неудовлетворительной работы вспомогательного маслонасоса;
2) закрыть байпасы ГПЗ и задвижки на «холодных» нитках пром — перегрева у турбин с промперегре — вом;
3) прослушать турбину на оборотах, особенно в области концевых уплотнений;
4) при определенном числе оборотов (500—600 об/м) отключить автоматику перепада давления «масло—водород» системы уплотнения вала генератора и в дальнейшем при выбеге турбины и работе вало — поворотного устройства заданную разность давлений поддерживать вручную.
При останове турбины в случае необходимости снимается кривая выбега.
Кривой выбега (рис. 2-17) называется графическая зависимость между числом оборотов турбины и временем с момента закрытия стопорного клапана и отключения генератора от сети. Кривая выбега имеет три характерных участка. На участке I скорость вращения падает довольно быстро, вследствие значительных вентиляционных потерь на этих числах оборотов. Участок II характеризуется более медленным падением числа оборотов, и, наконец, на участке III число оборотов резко падает за счет разрушения иа этих оборотах масляной пленки и возросших в связи с этим потерь на трение в подшипниках. Конфигурация кривой выбега позволяет определить минимальное число оборотов,
Рис. 2-17. График выбега ротора турбины.
При котором существует масляный клия в подшипниках На этих оборотах и следует вести прогрев турбины после толчка ротора паром без опасности вызвать износ баббитовой заливки подшипников.
Кроме того, время выбега турбины позволяет косвенно учесть состояние подшипников и парозапорных органов агрегата. Более быстрый, чем обычно, останов ротора свидетельствует о задеваниях — в уплотнениях турбины или неполадках в подшипниках. Увеличение времени выбега указывает на пропуски в парозапорных органах агрегата.
Кривая выбега снимается при останове путем замера через определенные отрезки времени числа оборотов с помощью ручного тахометра. Отсчет времени ведется по секундомеру. Эталонная кривая выбега снимается при пуске турбины в эксплуатацию или после капитального ремонта турбоагрегата. Все кривые выбега, снимаемые в дальнейшем, должны быть получены при одном и том же вакууме, поскольку вентиляционные потери при вращении ротора зависят от плотности пара в корпусе турбины.
Если при останове кривая выбега не снимается, то при понижении числа оборотов можно снижать вакуум, прикрывая пар на эжектор.
После остановки роторов турбины необходимо сразу же включить в работу валоповоротное устройство и вращать ротор непрерывно в течение времени, указанного в инструкции по эксплуатации. По истечении указанного времени можно перейти на периодические проворачивания ротора на 180° через каждые 20— 30 мин до полного остывания турбины.
В турбинах малой мощности, не имеющих валоповоротного устройства, поворот ротора на 180° до полного остывания турбины производится вручную с помощью специального приспособления. Температуру масла после маслоохладителей необходимо поддерживать па уровне 40—42°С за счет сокращения подачи охлаждающей воды на маслоохладители. Необходимо также прикрывать воду и на охлаждение генератора, чтобы не вызвать резкого охлаждения обмоток статора и ротора генератора.
В блочных установках, где для охлаждения первичного и вторич — ного пароперегревателя в период останова включаются БРОУ, вакуум в конденсаторе должен поддерживаться в течение всего времени работы БРОУ. На весь период сохранения вакуума необходимо подавать пар на концевые уплотнения турбины для избежания подсоса в цилиндр холодного воздуха и резкого охлаждения ротора и цилиндра изнутри. По этой же причине должны быть закрыты задвижки на линиях отсоса пара от штоков клапа — нов.
После прекращения работы БРОУ отключаются воздухоудаляю — щие устройства: закрывается пар на паровые эжекторы, останавливается подъемный насос водяных эжекторов. С исчезновением вакуума їв конденсаторе прекращается подача пара на концевые уплотнения. Останавливается конденсатный насос, и после снижения температуры выхлопного патрубка до 55°С останавливаются циркуляционные насосы.
Масляный насос системы смазки должен работать непрерывно до полного остывания турбины.
После полного остывания турбины открываются дренажные и продувочные вентили, а также линии обеспаривания.
Приведенный выше порядок останова турбины характерен для перевода агрегата в холодный резерв.
Значительно чаще турбина останавливается на короткое время при провалах графика нагрузки (например, на ночь). В этом случае для сокращения времени последующего пуска целесообразнее вести останов таким образом, чтобы не вызвать значительного расхолаживания агрегата. С этой точки зрения наиболее рациональным способом остановки был бы мгновенный сброс нагрузки путем отключения генератора от сети и закрытия стопорных клапанов. Однако мгновенный сброс слишком большой нагрузки может ■вызвать значительное снижение напряжения и частоты в системе, и поэтому такой метод останова нежелателен.
Более подходящим является способ, когда нагрузка достаточно быстро снижается до величины порядка 30—35% номинальной, после чего призводится мгновенный сброс оставшейся нагрузки путем закрытия стопорных клапанов. В этом случае толчок в системе будет незначителен и в то же время в турбине будет аккумулироваться достаточное количество тепла. При таком способе останова особенно следует избегать попадания холодного воздуха или пара в турбину или ка — ких-либо других причин охлаждения агрегата.
При останове турбины в ремонт следует, наоборот, вести форсированное охлаждение агрегата, чтобы быстрее приступить к ремонтным работам и сократить время простоя агрегата. Это положение особенно актуально для современных крупных турбоагрегатов, обладающих большой металлоемкостью и работающих при высоких начальных температурах пара. На рис. 2-10 приведен график естественного остывания турбины К-300-240. Как видно из графика, наиболее массивная часть турбины после естественного остывания в течение 60 ч имеет температуру 310°С. Дальнейшее остывание этого элемента до температуры Ю0°С продолжается еще несколько суток. Таким образом, общее время остывания турбины К-300-240 может составлять величину порядка 6—7 сут. Такое время простоя основного оборудования перед ремонтом не может быть допустимо, поэтому при выводе турбины в ремонт широко применяется принудительное расхолаживание агрегата.
Принудительное расхолаживание турбоагрегата предусматривает охлаждение проточной части путем снижения начальной температуры пара. Пропуск значительного количества пара с постепенно понижаю-
Щейся температурой вызывает форсированное охлаждение турбины. На рис. 2-18 приведен типовой график расхолаживания турбины К-300-240 ЛМЗ (дубль-блок), разработанный ОРГРЭС и ВТИ. По этому графику в течение первых 25 мин нагрузка при постоянных начальных параметрах пара снижается до 60% от номинальной, после чего производится плавное снижение температуры путем снижения тепловой нагрузки котла и включения впрысков.
На участке А—Б производится понижение начального давления пара перед турбиной для того, чтобы дальнейшее расхолаживание турбины производилось с полностью открытыми регулирующими клапанами. Для этого закрываются встроенные задвижки на обоих корпусах котлов, отключается регулятор давления пара перед турбиной «до себя» и включается регулятор давления среды перед встроенными задвижками. В точке В производится отключение одного корпуса котла с дальнейшим снижением начального давления и нагрузки.
На участке Г—Д осуществляется перевод одного корпуса котла на растопочную нагрузку (по воде). Давление пара перед котлом при этом поддерживается на постоянном уровне за счет прикрытия регулирующих клапанов. В точке Д открываются клапаны БРОУ. В точке Е производится отключение генератора от сети, после чего турбина1 в течение 60 мин работает на холостом ходу для стабилизации теплового состояния ее корпусов. Опыты по расхолаживанию турбины К-300-240 ЛМЗ показали, что за 9,5 ч принудительного охлаждения корпуса турбины могут быть охлаждены до температур, которые имеют место после 70—75 ч естественного’ остывания.
Помимо рассмотренного случая остановки блока с расхолаживанием турбины, в практике эксплуатации энергоблоков применяются режимы останова с расхолаживанием котла и паропроводов, а также останов блока с расхолаживанием тракта котла до встроенной задвижки. Останов с расхолаживанием котла и паропроводов применяется при необходимости ремонтных работ на котле и паропроводах свежего пара, если останов не вызван разрывом труб поверхностей нагрева котла. Расхолаживание проводится после отключения турбины выпуском пара из котла, а затем прокачкой через котел воды со сбросом среды за котлом через дренажную линию перед ГПЗ турбины.
Останов с расхолаживанием тракта котла до встроенной задвижки проводится при необходимости проведения ремонтных работ в топке и на пароводяном тракте до встроенной задвижки. Расхолаживание ведется после отключения турбины путем выпуска пара и последующей прокачки воды со сбросом среды пз встроенных сепараторов в растопочный расширитель.
При останове с принудительным расхолаживанием агрегата должны быть регламентированы следующие величины:
1) величина обратной разности температур по ширине фланцев;
2) скорость снижения нагрузки при постоянной температуре пара;
3) скорость снижения температуры свежего пара и пара после промперегрева.
Все эти величины зависят от типа агрегата и в первую очередь от мощности и начальных параметров пара перед турбиной.
При снижении параметров пара во время расхолаживания температура пара должна быть выше температуры насыщения при данном давлении не менее чем на 50°С. Расхолаживание паром, находящимся в области насыщения, недопустимо из-за резкого, скачкообразного увеличения коэффициента теплоотдачи, что может служить причиной появления обратного теплового удара. Во всех случаях в процессе принудительного расхолаживания турбоагрегата должен производиться тщательный контроль относительного укорочения роторов.
Из других способов принудительного расхолаживания оборудования следует остановиться на опытах охлаждения турбин с помощью продувки корпуса турбины сжатым воздухом. На ряде английских энергоблоков, в том числе и на блоке 500 МВт, такой способ расхолаживания применяется систематически. Подача воздуха в цилиндры турбин осуществляется с помощью стандартного компрессора с дизельным приводом. При этом время охлаждения турбины мощностью 500 МВт может быть сокращено более чем в 2,5 раза. Ценность этого метода заключается в возможности тонкой регулировки процесса охлаждения, что исключает возможность возникновения опасных режимов. Кроме того, в данном случае охлаждение можно вести и при сравнительно низких температурах металла, когда котел уже остановлен и дальнейшее охлаждение турбины происходит — естественным путем.
Аварийный останов турбины производится при повреждении отдельных элементов турбоагрегата или при угрозе такого повреждения.
Аварийный останов производится без подготовительных операций, путем расцепления рычагов автомата безопасности и последующего отключения генератора от сети. Следует различать два способа аварийного останова турбины: со срывом и без срыва вакуума.
Срыв вакуума производится путем подачи воздуха в конденсатор через специальный клапан с последующим остановом рабочих эжекторов. Цель срыва вакуума — уменьшение времени выбега ротора за счет увеличения потерь на трение. Турбина, останавливаемая без срыва вакуума, длительное время находится на оборотах. Это объясняется тем, что после закрытия стопорного клапана все цилиндры находятся под вакуумом и роторы вращаются в среде с очень малой плотностью. При подаче воздуха в конденсатор, а следовательно, и в цилиндры турбины потери на трение увеличиваются во много раз, увеличивается тормозящий момент, и время останова роторов сокращается более чем в 2 раза.
Недостаток такого метода останова заключается в том, что подача холодного воздуха в турбину, находящуюся на оборотах, вызывает резкое охлаждение ротора и внутренней поверхности цилиндра, таїк как коэффициент теплоотдачи от более плотного воздуха к стенке выше, чем от пара, имеющего давление 0,00343—0,0049 МПа (0,035— 0,05 кгс/см2). Такое резкое охлаждение проточной части особенно нежелательно для мощных турбин высокого и сверхкритического давления. Поэтому останавливать турбину со срывом вакуума без особой нужды не следует. Такой метод останова должен применяться лишь в том случае, когда пребывание турбины на оборотах может способствовать развитию аварии.
Аварийный останов турбины со срывом вакуума должен производиться в следующих случаях:
1) при увеличении скорости вращения ротора турбины сверх 10— 12% нормальной;
2) при внезапном возникновении сильной вибрации турбины;
3) при появлении в проточной части ударов и явно слышимого металлического звука;
4) при появлении искр из концевых уплотнений;
5) при резком повышении темпе — — ратуры масла до 75°С или появлении дыма из подшипников турбины, генератора или торцевых уплотнений генератора;
6) при воспламенении масла на турбоагрегате и невозможности быстро потушить пожар силами обслуживающего персонала.
Примечание. В установках с независимым приводом главного масляного насоса насосы системы смазки отключить только в случае значительного пожара после снижения частоты вращения турбины до 11500—2000 об/ми, н;
7) при недопустимом осевом сдвиге ротора;
8) при недопустимых относительных изменениях длины ротора;
9) при недопустимом падении давления масла на смазку;
10) при недопустимом снижении уровня масла в баке;
11) при гидравлическом ударе, основными признаками которого являются:
Резкое падение температуры свежего пара;
Металлический шум и удары в турбине;
Увеличение вибрации турбины;
Гидравлические удары в паропроводах свежего пара или пара промперегрева;
Появление влажного пара из фланцев регулирующих клапанов.
Примечание. Турбоагрегат должен быть остановлен при наличии хотя бы одного из перечисленных признаков гидравлического удара;
12) При разрыве паропровода свежего пара и промперегрева, а также паропровода отбора до запорной задвижки по ходу пара.
В блочных установках при останове турбины со срывом вакуума сброс пара в конденсатор через БРОУ не допускается. Для снижения давления в паропроводах должны быть дистанционно подорваны
Предохранительные клапаны на линии свежего пара и промперегрева.
Аварийный останов турбины без срыва вакуума производится в следующих случаях:
1) при резких отклонениях температуры свежего пара и пара промперегрева от установленных верхних и нижних предельных величин;
2) при падении вакуума ниже допустимой величины;
3) при разрыве атмосферных диафрагм ЦНД;
4) при уменьшении перепада давления «масло — водород» в системе уплотнения генератора ниже предельной величины;
5) при работе агрегата в беспаровом режиме сверх установленного времени;
6) при появлении дыма из генератора или возбудителя.
Примечание. В течение всего времени тушения пожара турбогенератор должен находиться на малой частоте вращения (200—300 об/мин);
7) при возникновении неустранимой течи масла или огнестойкой жидкости;
8) при перегрузке последней ступени турбин с противодавлением.
При аварийном останове турбины со срывом вакуума генератор должен быть отключен от сети сразу же после закрытия стопорных клапанов.
В случае аварийного останова без срыва вакуума турбогенератор может находиться в моторном режиме до 4 мин, если это разрешено местной инструкцией.
Современные турбоагрегаты для предотвращения опасных режимов снабжаются достаточным количеством защит. Поэтому большинство аварийных положений, рассмотренных выше, может произойти только при отказе в работе соответствующих защит и блокировок.
После аварийного прекращения доступа пара в турбину должны быть выполнены все остальные необходимые операции по останову турбоагрегата.