Методические указания по определению форм ротора и статора гидрогенераторов и оценке симметрии воздушного зазора

Ф.1 Общие положения

Ф.1.1 Определение форм ротора и статора гидрогенераторов следует производить при каждом капитальном ремонте, но не реже, чем 1 раз в 5 лет, а также в случае возникновения при подаче возбуждения повышенных низкочастотной вибрации сердечника статора и крестовины, биения вала и температуры сегментов направляющих подшипников. Если предусматривается проведение работы по исправлению форм ротора и статора, то измерение их форм необходимо производить дважды: перед ремонтом и повторно после него.

Ф.1.2 Оценка симметрии воздушного зазора осуществляется с учетом статических и динамических форм, а также величин биения вала. При повышенном биении вала, связанном с наличием дефектов валопровода или узлов гидротурбинного оборудования ("излом" вала, небалансы узлов в проточной части и др.), определение форм ротора и статора проводится после устранения причины биения вала.

Статические формы ротора и статора определяют традиционным способом - измерением с помощью щупа при провороте ротора и стрелой при вынутом роторе.

Динамические формы ротора и статора определяются с использованием измерительных витков, устанавливаемых на сердечнике в нескольких сечениях по периметру статора, либо оптоэлектронным устройством, датчик которого устанавливается поочередно в выбранном количестве сечений статора. Возможно использование и других равноценных методов и средств измерения воздушного зазора.

При работе с измерительными витками величину воздушного зазора под каждым полюсом оценивают по уровню э.д.с., наведенной в витке каждым полюсом, при использовании оптоэлектронного устройства - по величине отраженного светового потока, фиксируемого оптоэлектронным датчиком. Измерения с помощью витка выполняют в режиме холостого хода с возбуждением. Измерения оптоэлектронной системой проводятся при различной скорости вращения на холостом ходу без возбуждения и с возбуждением, что позволяет оценить влияние на форму ротора и симметрию воздушного зазора как центробежных, так и электромагнитных сил.

Ф.1.3 Перед измерениями форм ротора и статора должна быть составлена программа работы, которая утверждается главным инженером станции.

Ф.1.4 Протокол измерений должен содержать помимо результатов замеров их графическое отображение. При этом ротор изображается в расточке статора в положениях, при которых имеют место максимальные и минимальные зазоры между ротором и статором. В протоколе указываются также величины биения вала, напряжение холостого хода, маркировка элементов ротора и статора (номера секторов и пазов статора, номера полюсов ротора) и их взаимное положение.

Ф.1.5 По результатам измерения и анализа форм ротора и статора составляют заключение, в котором должны быть даны оценки их несимметрии и рекомендации по ее устранению или снижению. Оценку неравномерности воздушного зазора при неудовлетворительном вибрационном состоянии статора выполняет персонал ГЭС с привлечением в случае необходимости специализированных организаций, имеющих необходимый опыт и лицензии на выполнение указанных работ.

Ф.1.6 Все работы, связанные с определением форм ротора и статора, как на остановленном гидроагрегате, так и при его вращении, должны проводиться с соблюдением правил техники безопасности.

Ф.2 Определение формы ротора.

Ф.2.1 Определение статической формы ротора.

Статическую форму ротора определяют при его провороте. С помощью щупа измеряют зазоры вверху и внизу ротора между серединой каждого полюса и фиксированной произвольной точкой статора.

Результаты измерений оформляют в табличной форме и составляют их графическое отображение: величины зазоров между каждым полюсом ротора и произвольно выбранной точкой статора наносят на график либо в полярных, либо в прямоугольных координатах. При плавной форме огибающей полюсов ротора (без резких, преывшающих 10 - 15 %, отличий в величинах зазоров под соседними полюсами) количественной оценкой искажения является разность между максимальной величиной зазора (А_{рот.макс.}) и средним значением по всем точкам измерения (δ_рот.ср.), отнесенная к среднему значению. Эта величина, взятая в процентах, определяет степень искажения формы ротора:

∆_рот. = [(А_{рот.макс} - δ_рот.ср.)/ δ_рот.ср] ∙100%.

Такой упрощенный анализ допустим при плавно меняющейся форме огибающей полюсов ротора. При сложной форме огибающей полюсов ротора, полученной по результатам последовательного измерения величин зазоров между всеми полюсами и выбранной точкой статора, ее целесообразно разложить в ряд Фурье. Тогда первая гармоническая составляющая будет характеризовать эксцентриситет, вторая - эллиптичность, а более высокие гармоники - более сложные формы искажения ротора. Полученные амплитудные значения гармонических составляющих, отнесенные к величине постоянной составляющей разложения и представленные в %, адекватны приведенному выше определению степени искажения формы ротора. Рекомендуемый анализ позволяет выявить и оценить искажения формы ротора и сопоставить результаты измерений с наблюдаемыми анормальными явлениями - повышенной вибрацией стальных конструкций и нагревами сегментов направляющих подшипников.

Определение статической формы ротора возможно и при его вращении - в режиме холостого хода без возбуждения при минимальной частоте вращения ротора n = (0,1 - 0,2) n_ном на выбеге без торможения. Такие измерения могут быть осуществлены, например, с помощью оптоэлектронной техники. Результаты измерений оформляются и анализируются аналогично вышесказанному.

Ф.2.2 Определение динамической формы ротора.

Динамическая форма ротора определяется в режимах холостого хода без возбуждения и с возбуждением при изменении частоты вращения. Такие измерения могут быть проведены с помощью оптоэлектронной измерительной техники. При этом имеется возможность раздельной оценки влияния центробежных (при выбеге на холостом ходу без возбуждения) и электромагнитных сил (при подаче возбуждения) на форму ротора, а, следовательно, получить количественную оценку ослабления посадки обода на спицах работающего агрегата.

Измерения должны проводиться вверху и внизу статора или в середине. Результаты измерений оформляются аналогично изложенному в п. Ф.2.1.

Качественная оценка формы ротора может быть проведена с помощью измерительного витка на статоре в режиме холостого хода с номинальной скоростью вращения ротора и уровне возбуждения, обеспечивающем 0,4-0,6 U_{ген.ном.}.

Ф.3 Определение формы статора.

Использование оптоэлектронной техники для измерений величин воздушного зазора позволяет ввести понятие статической и динамической формы статора. При снижении жесткости узлов крепления (обмятии и выкрашивании "ласточкиных хвостов", ослаблении распорных домкратов корпуса и связи корпуса с фундаментом) форма статора на остановленном и работающем агрегатах может существенно различаться.

Статическая форма статора определяется одновременно с измерением формы ротора при его провороте, однако, в данном случае щупом также измеряются зазоры между каким-либо фиксированным полюсом ротора и несколькими (не менее 8) точками расточки статора, симметрично расположенными по его окружности. Измерения должны проводиться вверху и внизу статора или в середине.

Динамическая форма качественно может быть определена с помощью измерительных витков, однако технология измерения достаточно трудоемка, поскольку требуется стационарная установка нескольких витков, равномерно распределенных вдоль окружности статора. Измерения с помощью оптоэлектронного датчика, помимо обеспечения более надежной информации, менее трудоемки и не требуют специальной остановки агрегата.

Форма статора определяется по величине э.д.с. или интенсивности отраженного светового потока от фиксированного полюса в выбранных точках вдоль окружности статора.

Результаты измерений оформляются в табличной форме и дается их графическое отображение: величины зазоров между симметричными точками статора и определенным полюсом ротора наносятся на график либо в полярных, либо в прямоугольных координатах. При плавной форме огибающей (без резких - более 10 - 15 % - отличий в величинах зазоров в соседних точках измерения) количественной оценкой искажения является разность максимальной величины зазора (А_{ст.макс.}) и среднего значения по всем точкам измерения (δ_ст.ср.), отнесенная к среднему значению. Эта величина, взятая в процентах, определяет степень искажения формы статора:

∆_ст. = [(А_{ст.макс} – δ_ст.ср.)/ δ_ст.ср] ∙100%.

При сложной форме огибающей, полученной по результатам последовательного измерения величин зазоров между симметричными точками статора и определенным полюсом ротора, ее целесообразно разложить в ряд Фурье. Первая гармоническая составляющая будет характеризовать расцентровку, т.е. несовпадение геометрического центра статора и центра вращения ротора; вторая - эллиптичность статора, а более высокие гармоники - более сложные формы искажения статора. Полученные амплитудные значения гармонических составляющих, отнесенные к величине постоянной составляющей разложения и представленные в %, адекватны приведенному выше определению степени искажения формы статора.

Ф.4 Оценка форм ротора и статора и принятие решений.

Оценку неравномерности форм ротора и статора производят раздельно. Рекомендуются следующие градации оценок неравномерности:

для ротора:

∆_рот. < 3% - удовлетворительно;

∆_рот. = 3-8% - неудовлетворительно;

∆_рот. > 8% - недопустимо;

для статора:

∆_ст < 5% - удовлетворительно;

∆_ст = 5-15% - неудовлетворительно;

∆_ст > 15% - недопустимо.

По результатам оценки форм ротора и статора с учетом повышенной низкочастотной вибрации сердечника статора, биения вала (из-за искажения формы ротора), повышенного одностороннего нагрева сегментов направляющих подшипников (из-за искажения формы статора) и результатов осмотра, в соответствии с таблицами Ф.1 и Ф.2 оценивают состояние гидрогенератора и принимают решение о его дальнейшей эксплуатации.

В отдельных случаях, в зависимости от особенностей конкретного генератора, например, при сильном искажении формы статора, но нормальной температуре сегментов направляющих подшипников, рекомендуемые нормы неравномерности необходимо согласовать с заводом-изготовителем.

Таблица Ф.1 Оценка формы ротора и рекомендуемые решения

Факторы, определяющие состояние генератора	Оценка	Рекомендуемые решения
Степень искажения формы ротора (статической или дина-мической), ∆рот., %	Размах низко-частотных вибро-перемещений сердечника стато-ра на холостом ходу с возбужде-нием или при работе в сети, мкм	Результаты осмотра
< 3	< 80	Замечаний нет	Удовлетво- рительно	Эксплуатация без ограничений
3 - 8	< 180	Повреждений узлов сердечника нет; ослабление распорных домкратов; контактная коррозия на спинке сердечника и клиньях корпуса; выползание отдельных штифтов фланца корпуса	Неудовлет-ворительно	Разрешается эксплу-атация гидроагрега-та. Одновременно разрабатывают реко-мендации по устра-нению несимметрии ротора. При первой возможности гене-ратор выводится в ремонт. До проведе-ния ремонта прово-дить измерение фор-мы ротора один раз в год
> 8	> 180	Обильная контактная коррозия на спинке сердечника и клиньях корпуса; повреждения активной стали или узлов крепления сердечника; массовое выползание штифтов фланца корпуса; ослабление распорных домкратов (наличие всех перечисленных факторов одновременно необязательно)	Недопусти-мо	Немедленный вывод генератора в ремонт для устранения повреждений и причин недопусти-мого искажения фор-мы ротора. Возмож-на эксплуатация генератора по разре-шению технического руководителя ГЭС. До ремонта конт-рольные измерения формы ротора про-водить один раз в полугодие

Таблица Ф.2 - Оценка формы статора и рекомендуемые решения

Параметры, определяющие состояние генератора	Оценка	Рекомендуемые решения
Степень искажения формы статора (статической или динамической), ∆ст, %	Температура сегментов направляющих подшипников, ºС
<5	< tном.	Удовлетвори-тельно	Эксплуатация без ограничений
5 - 15	<(tном.+ 5ºС)	Неудовлетво-рительно	Разрешается эксплуатация гидроагрегата. Одновременно разрабатываются рекомендации по устранению несимметрии статора. При первой возможности генератор выводится в ремонт. До проведения ремонта проводить измерение формы статора один раз в год
>15	>(tном.+ 10ºС)	Недопустимо	Немедленный вывод генератора в ремонт для исправления формы статора. Ревизия направляющих подшипников и при необходимости их ремонт

Приложение Х

(обязательное)

Методика оценки технического состояния щёточно-контактного аппарата гидрогенераторов

Дата добавления: 2017-01-14