А9 = Д9к.з + Авх,х-А8мех,

где Д&к, 3 - превышение температуры в режиме короткого замыкания (обусловлено основными и добавочными потерями в обмотке, а также механическими потерями); А9х, x - превышение температуры в режиме холостого хода (обусловлено потерями в стали и механическими); АЗех ~ превышение температуры в режиме холостого хода без возбуждения.

Определение номинального тока возбуждения. Номинальный ток возбуждения определяют методом непосредственной нагрузки или методом графического построения. В последнем случае номинальный ток возбуждения находят по характеристикам холостого хода, короткого замыкания и реактивности Потье Хр (рис. 8.17). Из характеристики холостого хода с учетом Хр находят ток 1, из характеристики короткого замыкания - составляющую тока возбуждения /к,з и по этим величинам - номинальный ток возбуждения

в, ном-

Определение КПД гидрогенератора. Для экспериментального определения КПД гидрогенератора используют метод отдельных потерь, который предусматривает два способа измерения потерь - калориметрический и самоторможения. Предпочтительным является метод самоторможения.

Калориметрическим способом определяют потери механические, в стали, а также добавочные. С этой целью последовательно проводят опыты холостого хода без возбуждения, холостого хода с возбуждением до номинального напряжения и установившегося симметричного короткого замыкания с номинальным током в обмотке статора. Потери в каждом опыте определяют по количеству тепла, отводимого охлаждающей средой (или охлаждающими средами, если различные части машины охлаждаются различными охлаждающими средами), при установившемся тепловом состоянии машины по формуле

P=KeCK(S2-9i).

где Vc - объемный расход охлаждающей среды, mVc- Cj/-объемная теплоемкость охлаждающей среды, кДж/м; &2 и &i - температура охлаждающей среды на входе в машину и выходе из нее.

Для определения потерь испытуемый гидрогенератор приводится во вращение с номинальной частотой вращения в режиме ненагруженного двигателя от другого гидрогенератора.

Для определения потерь способом само-

Рис. 8.17. К определению номинального тока возбуждения

торможения частота вращения испытуемого гидрогенератора доводится до значения, несколько превышающего номинальное, после чего источник энергии отключается. При этом проводят три опыта: самоторможение без возбуждения; при холостом ходе и номинальном напряжении; в режиме симметричного короткого замыкания на выводах машины и номинальном токе в обмотке статора.

Из опыта самоторможения при осушенной полости турбины определяют механические потери всего агрегата. Суммарные механические потери в генераторе находят путем вычитания потерь на трение вращающихся частей турбины о воздух, которые рассчитывают по эмпирическим формулам. Потери в подпятнике и подшипниках либо принимают равными расчетным, либо измеряют калориметрическим способом.

В соответствии с требованиями ГОСТ 10169-77 каждый опыт проводится не менее 3 раз. Во всех опытах определяется время, в течение которого частота вращения машины изменится от 1,1 до 0,9 номинальной. Отсчеты по приборам, измеряющим электрические величины, производятся в момент прохождения испытуемой машиной синхронной скорости. Соответствующие потери из опыта самоторможения находятся по формуле

/ = Сп ом-г-, Af

где С - постоянная самоторможения; п ом - номинальная частота вращения; At - время, в течение которого частота вращения машины изменяется на An.

Постоянная самоторможения С определяется по маховому моменту гидрогенератора или же опытным путем по данным измерений потерь в режиме ненагруженного двигателя.

Для синхронных машин по требованиям действующих стандартов измеряется вибра-

одя подшипников машин. Измерение вибрации (виброперемещений или эффективного значения вибрационной скорости) производят на верхних крышках подшипников в вертикальном направлении и у разъема в поперечном и осевом направлениях.

Для турбогенераторов эффективное значение вибрационной скорости не должно превышать 4,5 мм/с во всех режимах работы.

В гидрогенераторах вибрацию измеряют в горизонтальной плоскости крестовин. Согласно ГОСТ 5616-81Е до частоты вращения 100 об/мин допустимая вибрация составляет 180 мкм, свыше 100 до 187,5 об/мин - 150 мкм, до 375 об/мин - 100 мкм, до 750 об/мин - 70 мкм.

На головных (опытных) образцах турбо-и гидрогенераторов измеряют вибрацию сердечника и лобовых частей обмотки статора. Допустимая вибрация (размах колебаний) для сердечника статора турбогенератора составляет 60 мкм, гидрогенератора - 30 мкм. Вибрация (размах колебаний) для лобовых частей обмотки статора не должна превышать 150 мкм.

Вибрация контактных колец в турбогенераторах не должна быть больше 200 мкм.

Для машин с водородным охлаждением производят определение утечки водорода. Испытание производят на спрессованных машинах и машинах, испытанных на газоплотность в неподвижном состоянии после сборки на месте испытания. Определение утечки должно выполняться при рабочем давлении газа внутри машины и при вращении с номинальной частотой вращения на холостом ходу без возбуждения.

Для поддержания неизменной температуры газа расход и температура охлаждающей воды поддерживаются неизменными.

Определение утечки производится как с подпиткой при постоянном давлении в машине, так и без подпитки.

При подпитке от баллона объемом Kg утечка водорода Гу определяется по формуле

К, = 2690

T\273+Si 273 4-92.

Vy = 9,86-

273 pi-p.

273 + 8 t:,-t

где S - температура газа во время испытания; Pi - первоначальное давление газа в баллоне в момент времени ; Рг - окончательное давление в момент времени t-

При определении утечки без подпитки производятся измерения давления водорода в машине pi и рг и его температуры при входе в машину и &2 за промежуток времени Г. Тогда утечка

где Кг - объем газа в машине.

Для турбогенераторов утечка водорода не должна превышать 12 м/сут

Измерение уровня шума производят при работе машины в режиме холостого хода с возбуждением или при номинальной нагрузке на расстоянии 1 м от машины по ее контуру. По нормам на турбогенераторы уровень звука не должен превьипать 90 дБ, на гидрогенераторы и другие синхронные машины - 85 дБ (по шкале А).

Измерение сопротивления изоляции подшипников проводят при температуре окружающей среды мегаомметром на напряжение не менее 1000 В.

Измерение электрического напряжения между концами вала осуществляют на работающей машине с помощью вольтметра с малым внутренним сопротивлением, при этом прибор присоединяют непосредственно к концам вала.

Масло- и воздухоохладители испытывают гидравлическим давлением в течение 30 мин. Если рабочее давление р в охладителях менее 0,5 МПа, испытательное давление принимают равным 1,5р, но не менее 0,3 МПа; при большем рабочем давлении испытательное давление должно составлять 1,25р, но не менее р + 0,3 МПа.

8.8. Перспективы развития синхронных машин

8.8.1. Основные направления развития синхронных маилш

Основные направления развития синхронных машин:

оптимизация применяемости крупных электрических машин для достижения соответствия их основных параметров и характеристик реальным условиям эксплуатации;

повышение максимальных единичных мощностей, частот вращения, степени защиты, улучшения пусковых и рабочих характеристик для экономии материалов, снижения потерь электроэнергии, повышения надежности и долговечности;

повышение уровня автоматизации управления и обеспечение автоматического регулирования режимов работы крупных электрических машин по заданным законам для снижения потребления электроэнергии, затрат по обслуживанию и улучшению качества выпускаемой продукции;

создание широкой номенклатуры двига-

Перспективы развития синхронных машин

телей при максимальной унификации их конструкции и технологии изготовления напряжением 10 кВ мощностью от 500-630 кВт и выше, двигателей с полупроводниковыми системами возбуждения (статическими и бесщеточными), не требующими внешнего источника питания, и других машин, позволяющих ликвидировать лишние промежуточные звенья в преобразовании энергии.

Новой задачей является разработка генераторов и оборудования для ветроэлектро-станций и других нетрадиционных источников энергии.

8.8.2. Перспективы развития гидрогенераторостроеиия

В области гидрогенераторостроения в ближайшие 10-15 лет предстоит создать уникальные типы гидрогенераторов мощностью 500-1000 МВт в единице. Самую большую единичную мощность будут иметь гидрогенераторы Туруханской ГЭС на реке Нижняя Тунгуска (1000 МВт, 107 об/мин). Они будут выполнены на основе опыта создания и освоения гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС. В настоящее время проводятся исследовательские работы по внедрению более высокого напряжения (20 кВ), совершенствованию компоновки генератора, конструкции сердечника и обмотки статора, обода ротора и подпятника.

В ближайшие годы потребуются также генераторы-двигатели для ГАЭС мощностью 300 - 400 МВт на частоты вращения 300-500 об/мин. Эти машины будут созданы на базе генераторов-двигателей Загорской ГАЭС. Здесь основные задачи связаны со снижением потерь, созданием рациональной конструкции системы опор, усовершенствованием реверсивного подпятника.

В XII пятилетке должна быть создана новая серия гидрогенераторов небольшой мощности для использования энергоресурсов малых рек. Особенностью машин серии явится обеспечение их работы в полностью автоматизированном режиме.

8.8.3. Перспективы развития турбогшераторостроения

Перспектива турбогенераторостроения связана с обеспечением высокого уровня надежности генераторов. Наиболее эффективное направление повышения надежности связано с повышением долговечности отдельных узлов и деталей и улучшением показателей ремонта генераторов. Последнее

обеспечивается за счет вывода оптимального регламента проведения ремонта, индустриализации ремонтных работ, создания более совершенной технологии ремонта

Другое направление повышения эффективности турбогенераторов связано с совершенствованиями систем обеспечения (системы газо- и маслоснабжения, водяного хозяйства, возбуждения), широким внедрением в этих системах микропроцессорной техники и высоким уровнем автоматизации. Дальнейшее улучшение показателей надежности будет также достигнуто за счет применения средств технической диагностики состояния напряженных узлов и элементов. Широкое внедрение комплексных систем диагностики позволит своевременно выявлять предаварийное состояние- машин, устранять имеющиеся неисправности и избегать длительного простоя турбогенераторов из-за аварийного выхода из строя.

Современные турбогенераторы работают в энергосистемах в сложных условиях: при пониженных частоте и напряжении, глубоких разгрузках, систематических пусках и остановах. Генераторы в составе агрегатов периодически подвергаются динамическим воздействиям: крутильным колебаниям, ударным токам, следующим за переходными режимами при коротких замыканиях, неточной синхронизации, потере синхронизма и др. В последние годы благодаря выполненным исследованиям обеспечена работа турбогенераторов в режимах глубокого не-довозбуждения, несимметричных и динамических режимах. Однако изучение влияния этих режимов на конструкцию и надежность работы генераторов должно быть продолжено.

Анализ перспектив развития энергетики показывает, что в ближайшие годы потребуются турбогенераторы мощностью 1500 МВт для работы в блоке с атомными реакторами. Их конструкция будет базироваться на конструкции и технологии изготовления турбогенераторов класса 1000- 1200 МВт. При этом должны быть продолжены исследования по выявлению и возможному устранению повышенных местных потерь и нагревов, концентраторов механических напряжений и мест повышенных напря-женностей электрического поля.

Принципиально новые направления в развитии турбогенераторостроения связаны с использованием явления сверхпроводимости. Применение сверхпроводимости в сочетании с беспазовой конструкцией статора даст возможность снизить массу турбогенераторов в 2-2,5 раза и одновременно