Пашали Д.Ю. Расчёт надёжности синхронных генераторов - файл n1.doc

Пашали Д.Ю. Расчёт надёжности синхронных генераторов
скачать (316 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc316kb.06.11.2012 16:52скачать

n1.doc

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Уфимский государственный авиационный

технический университет

Кафедра электромеханики


РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ

Методические указания для самостоятельной работы студентов


по дисциплине «Надежность электроэнергетических систем»

Уфа 2011

Составители: Д.Ю. Пашали
УДК 621.3.087.92(07)

ББК 31.264-04(Я7)

НАДЕЖНОСТЬ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
Статистика отказов и анализ повреждаемости синхронных

машин большой мощности
Источником информации для получения показателей надежности синхронных машин большой мощности являются данные эксплуатации, так как организация испытаний таких машин на надежность не представляется возможной. Однако дополнительный материал может быть получен путем поэлементных испытаний отдельных деталей или узлов, например стержней, обмоток, уплотнений, охладителей и т.п.

Особенностью условий работы синхронных генераторов большой мощности является высокое качество обслуживания. Число отказов по причинам, связанным с ошибками эксплуатации, обычно соизмеримо с числом отказов из-за дефектов изготовления. Вместе с нем в процессе эксплуатации обычно происходит доводка, усовершенствование, модернизация генераторов и вспомогательного оборудования, что позволяет повысить надежность синхронных машин. Другой особенностью условий эксплуатации синхронных машин являются периодические капитальные и планово-предупредительные ремонты и испытания, в процессе которых обнаруживаются различные повреждения.

Своевременное устранение таких неисправностей повышает надежность машин, так как уменьшает вероятность аварийных отказов.

Статистические данные свидетельствуют о том, что одной из основных причин отказов синхронных машин являются заводские дефекты. В течение первого периода работы (5-10 тыс. ч) имеет место приработка, когда заменяются и ремонтируются детали, обладающие заводскими дефектами. Затем наступает период нормальной эксплуатации, продолжительность которого в обычных условиях составляет 15-20 лет. В конце этого периода начинается постепенное учащение отказов, связанное с износом и старением изоляционных и других материалов и элементов конструкции.

Для оценки эксплуатационной надежности синхронных генераторов широко применяется понятие удельной повреждаемости (удельного числа аварийных отключений), которое представляет собой среднее число аварийных отключений на одну машину в год, выраженное в процентах от общего числа отключений. Статистика показывает, что удельная повреждаемость возрастает с увеличением мощности. Распределение удельной повреждаемости основных узлов генераторов представлено в таблице 6.1, из которой следует, что наиболее «слабым узлом» является статор. При этом на изоляцию обмотки статора приходится 2,26% отказов (ТГ) и 3,67% (ГГ), на места пайки – 0,34 и 0,92%, на повреждения активной стали статора – 0,15 и 0,64% соответственно.

Таблица 6.1

Распределение удельной повреждаемости

Узел

Турбогенератор (ТГ)

Гидрогенератор (ГГ)

Статор

2,75

5,23

Ротор

1,63

2,20

Возбудитель

2,65

0,56

Прочие

1,15

0,71

Всего

8,18

8,70


Анализ повреждаемости основных узлов синхронных машин большой мощности. Отказ синхронных машин из-за повреждения обмотки статора, как правило, происходит в результате пробоя изоляции обмотки [10]. Участки пониженной электрической прочности в изоляции обмотки могут появляться вследствие дефектов изготовления, повреждений при монтаже обмотки или в процессе эксплуатации, включая ремонтные работы.

На скорость разрушения изоляции влияют концентрации нагрузок: повышенные механические усилия при переходных процессах, перегрузки по току, перенапряжения, вибрации и т.п. В этих случаях наличие участков с пониженной электрической прочностью приводит к повреждению обмотки, ибо амплитуда практически возможных перенапряжений недостаточны для пробоя доброкачественной изоляции.

При изготовлении обмотки возможно попадание на ее поверхность ферромагнитных частиц, вибрация которых в магнитном поле приводит к постепенному разрушению изоляции.

Недостаточно надежное крепление лобовых частей обмотки создает условие для повреждения изоляции преимущественное у выхода стержней из пазов. Со временем происходит опускание корзины лобовых частей обмотки, в связи с чем появляются дополнительные напряжения, а лобовые части становятся более уязвимыми при вибрации и ударах под действием внезапных электродинамических усилий: коротких замыканий и несинхронных включений для генераторов, пусков и реверсов для двигателей. Изоляция обмотки подвергается серьезной опасности при тепловых перегрузках, вызванных причинами местного характера. Так, при разрушениях изоляции листов и местном замыкании сегментов активной стали температура в области замыкания может достигать 200-300 С [30]. Повреждению изоляции обмотки статора способствует также проникновение в машину воды и масла.

Причиной повреждения активной стали является ослабление ее запрессовки. Прессовка стали должна производиться примерно через каждые 0,5 м, причем давление прессовки увеличивается от 80-100 до 170 Н/см2. При меньших давлениях не обеспечивается необходимая плотность прессовки, при больших – возникает опасность повреждения лаковой пленки под вентиляционными распорками, где местные давления достигают 1 000 – 1 200 Н/см2.

Механические повреждения роторов происходят реже, чем повреждения неподвижных частей машин, но приводят к тяжелым авариям. Последнее особенно относится к турбогенераторам, роторы которых обладают большим запасом кинетической энергии.

Редкие, но тяжелые аварии вызываются разрушением роторных валов. Причиной аварии может быть заклинивание ротора при разрыве бандажа, распространение трещин от зубцов в глубину вала, а также температурные напряжения в теле ротора, вызванные несимметричным распределением тепловых потоков в плоскости поперечного сечения. Например, разность температур поверхности большого зуба и внутренней области ротора у нейтральной оси в турбогенераторах с косвенным охлаждением достигает 90-100 С. При этом напряжение разрыва, направленное вдоль оси ротора, может составлять 16 000-18 000 Н/см2.

Повреждение обмотки ротора из-за ее перемещения при изменениях температуры является одной из основных причин аварий турбогенераторов с косвенным охлаждением. Применение непосредственного охлаждения обмоток ротора и легированной (с присадкой серебра) меди позволяет существенно уменьшить температурные деформации обмотки: если для чистой меди марки М1 предел текучести составляет 2 000 – 3 000 Н/см2, то для легированной – 15 000 – 20 000 Н/см2.

Повреждения и неисправности токопроводов и токосъемных узлов вызывают 30-40% отказов роторов. Внутренние токопроводы турбогенераторов большой мощности обладают высокой надежностью, однако известны случаи нарушения изоляции токоведущих болтов вблизи контактных колец, обусловленных дефектами изготовления или сборки. Значительно чаще наблюдаются повреждения внешних токопроводов турбогенераторов малой мощности, вызванные усталостным изломом токоведущих пластин около крепления к контактному кольцу или истиранием изоляции на изгибах токопровода. В явнополюсных машинах, в частности гидрогенераторах, часто происходят разрывы токопровода или межполюсных соединений при длительных форсировках возбуждения.

Распространенной неисправностью является снижение сопротивления изоляции цепи ротора из-за загрязнения токопровода маслом и угольной пылью. Снижение сопротивления изоляции может произойти также вследствие загрязнения самой обмотки.

Чаще всего повреждения подшипников и подпятников сопровождаются выплавлением баббита, повреждением вкладышей и цапф подшипниковыми токами и вытеканием масла. Выплавление баббита обычно происходит в результате нарушения работы системы маслоснабжения. При быстром останове агрегата повреждения цапф оказываются незначительными, так как расплавленный баббит играет роль смазки. Поврежденные вкладыши подлежат замене или перезаливке. Возникновение подшипниковых токов типично для электрических машин большой мощности. Значительные токи протекают через подшипники при замыкании цепи возбуждения на корпус и наличии заземления во внешней цепи ротора. В этом случае повреждения шеек вала и вкладышей подшипников могут быть сложными. Однако длительное воздействие даже небольших токов в подшипниках приводит к повреждению вкладышей и шеек вала.

Ответственным узлом гидрогенератора является подпятник, повреждения которого приводят к отказу электрической машины. Наиболее характерными повреждениями подпятников являются износ, задиры и выплавление баббитового слоя на поверхности сегментов, а также повреждения от токов в подшипниках. Повышенный износ может быть обусловлен чрезмерной удельной нагрузкой на определенных участках поверхности сегментов, вызванной их температурной деформацией или иными причинами.

Повышенная вибрации электрических машин свидетельствует о наличии недостатков конструкции, дефектов изготовления и сборки, а также о возникновении повреждений. Вместе с тем вибрация является источником серьезных повреждений и аварий.

В результате повышенной вибрации происходят ослабление прессовки активной стали, нарушение плотности соединений, разрушение сварных швов и деталей вследствие усталости материала и контактной коррозии, снижение газоплотности, ускоренный износ изоляции, нарушение герметичности в системах водо- и маслоснабжения, повышенные потери и нагрев подшипников, расстройство работы и износ контактных колец и щеточного аппарата и т.п.

Работа при повышенной вибрации вредна не только для машины и ее фундамента, но и для окружающих машин, контрольно-измерительных приборов и обслуживающего персонала. Действующие стандарты определяют следующие допустимые значения амплитуды вибрации: для турбогенераторов не более 40 мкм, для синхронных компенсаторов не более 80 мкм, для гидрогенераторов не более 100-180 мкм в зависимости от частоты вращения. Однако регламентируется при этом только вибрация подшипников.

Надежность контактных колец. Причиной отказов контактных колец является образование на их рабочей поверхности под действием нагрева пятен, состоящих из окислов металла. Это приводит к повышенному износу контактных колец, местному искрению и преждевременному выходу из строя контактного узла, требующего после этого проточки и шлифовки колец.

Важным показателем работы контактного узла является перегрев контактных колец, допустимый уровень которого зависит от материала колец. Так, при выполнении контактных колец из медь-серебра и стали 1X18H9T их перегрев ограничивается температурой 180 С, при повышении которой кольца подвергаются окислению. При использовании медь-кадмия, меди М1 и БрАЖ-МЦ или латуни их перегрев не должен превышать 130, 100 и 80 С из-за склонности к эрозии, окислению и полярного эффекта (величина переходного напряжения на отрицательном кольце в 5 раз больше, чем на положительном).

При нормальном состоянии поверхности контактных колец и номинальном давлении на щетку заметного искрения в переходном контакте не наблюдается. Искрение возникает при нарушении крепления щеток, значительной выработке подшипников, приводящей к эксцентрическому вращению колец, неудовлетворительном нажатии щеток, загрязнении контакта и др. В этих случаях искрение более одного балла может быть принято как критерий отказа контактного узла.

Температура контактных колец также является критерием отказа. Повышение температуры сверх допустимых значений свидетельствует об отказе контактного узла. Измерение температуры осуществляется обычно потенциометрическим способом.

Целесообразно также за критерий работоспособности токосъема контактных колец взять суммарную площадь окислов, появляющихся на контактных кольцах как плюсовой, так и минусовой полярностей. Этот критерий наилучшим образом оценивает физико-химические явления в переходном контакте. Методы измерения площади пятен окислов несложны и не нуждаются в специальном пояснении.
6.2. Примеры расчета надежности узлов синхронных машин большой мощности
Расчет надежности подшипников качения и подшипников скольжения подробно рассматривается в гл. 8. Закон распределения отказов обмотки ротора в первом приближении можно считать экспоненциальным (более сложные модели надежности рассматриваться не будут). Распределение отказов контактных колец подчиняется нормальному закону, поэтому надежность контактных колец рассчитывается по известным значениям k и Тср k. Закон распределения отказов щеток также нормальный, поэтому расчет надежности щеточного аппарата аналогичен расчету щеточного аппарата машин постоянного тока, изложенному в § 5.4. Следует отметить, что надежность контактных колец значительно выше надежности щеток, что при предварительных расчетах на надежность позволяет делать соответствующие допущения.

Расчет надежности изоляции стержневой обмотки статора осуществляется на основе закона Вант-Гоффа – Аррениуса:
(6.1)

где Т0 – средний (условный) срок службы изоляции, ч; ? – средне-годовая температура изоляции, К; В=0,99·104 К, для микалентной изоляции G=14,33.

Коэффициент запаса электрической прочности изоляции

, (6.2)

где U0 – пробивное напряжение изоляции стержня в исходном состоянии, В; Uном – номинальное напряжение, В.

Коэффициент определяет свойства изоляции стержней непосредственно после их изготовления и может быть найден экспериментально. В процессе транспортировки и укладки стержней в пазы прочность изоляции несколько снижается (рис. 6.1). Фактический коэффициент запаса электрической прочности определяется

, (6.3)



Рис. 6.1. Интегральные функции распределения пробивного напряжения стержней 6кВ:

1 – до укладки в пазы;

2 – после укладки в пазы
где ?0 = 0,20,25 – коэффициент, учитывающий снижение прочности изоляции; K – кратность возможных перенапряжений; =79.

Обычно k0 = 36.

Изменение электрической прочности во времени может быть выражено уравнением

, (6.4)
где kt – значение коэффициента запаса прочности изоляции как функция времени t.

Пробой наступает при kt = 1, когда пробивное напряжение стержня становится равным KUном. Для этого момента времени (t = Tср)

(6.5)

и наработка до отказа

Tср= T0=. (6.6)

Соответствующее значение интенсивности отказов

. (6.7)

То же для любого момента времени:

. (6.8)

Вероятность безотказной работы стержня

Pст(t) = P(K)

где Р(K) – вероятность того, что перенапряжения не превысят расчетной кратности K;

; (6.10)

(6.11)

Вероятность безотказной работы обмотки в целом
(6.12)
где z1 – число пазов статора.

Изложенная методика не только позволяет ориентировать расчеты вероятности отказов, вызванных износов, но и может быть использована для сравнительных расчетов. Старение изоляционных материалов под воздействием вибрации можно учесть путем введения в (6.4) коэффициента


где c2 – среднее число циклов колебаний в единицу времени; c1 – коэффициент, зависящий от амплитуды колебаний. Однако введение коэффициента k1 затрудняет аналитическое решение задачи.
Пример 1. Определить надежность обмотки с микалентной изоляцией статора турбогенератора Т2-12-2 по следующим данным: коэффициент запаса прочности изоляции стержня k0 = 4,5; среднегодовая температура изоляции  = 60 С или 333 К; число пазов статора z1 = 48; расчетное время эксплуатации 20 лет.

По (6.11) имеем





По (6.11)



и по (6.10)



Полагая Р(К)=1, получаем по уравнению (6.9)



При расчете надежности механически нагруженных деталей исходят из того, что механические напряжения, возникающие в материале от внешних нагрузок, и допустимые напряжения являются случайными величинами. Они имеют те или иные отклонения от средних значений и подчиняются нормальному распределению.

Если S1 – механическое напряжение от внешней нагрузки, S2 – допустимое напряжении е, то отказ детали наступает, когда

S1 > S1; S = S2S1 < 0, (6.13)

Или, иначе, средний коэффициент запаса прочности детали

k = S2 / S1 < 1. (6.14)

Так как величины S1 и S2 независимы, то величина S также имеет нормальное распределение

, (6.15)

где ?S = ?1 и ?2 – среднеквадратическое отклонения величин механических напряжений в деталях S1 и S2 соответственно.

Вероятность безотказной работы статистически нагружено детали машины

P (S > 0) = , (6.16)

Обозначая , получаем

P (S > 0) = 0,5 + , (6.17)

где Ф1 – нормированная функция Лапласа, определяемая по таблице Приложения 2.

В реальных условиях величины S2 и s являются функциями времени, причем S2 обычно имеет тенденцию к уменьшению вследствие структурных изменений в материале, усталости, коррозии и других явлений, в то время как s имеет тенденцию к увеличению. Нагрузки часто также не остаются постоянными. Соответственно и вероятность безотказной работы становится в этих условиях функцией времени.
Пример 2. Определить вероятность безотказной работы бандажного кольца турбогенератора по следующим данным. Напряжение на внутренней поверхности бандажа от центробежных сил и посадок при номинальной скорости равно 420 Н/мм2; при испытательной скорости – 510 Н/мм2 со среднеквадратическим отклонением 1 =30 Н/мм2; допустимое напряжение для бандажа в исходном состоянии S2 = 835 Н/мм2 при s = 50 Н/мм2. Средний коэффициент запаса по (6.13) и (6.14)

k=,



Значение величины 0,5 + Ф1 (5,56) отличается от единицы только в девятом знаке. Поэтому можно считать, что в исходном состоянии бандаж обладает абсолютной надежностью.

Предположим теперь, что в процессе эксплуатации вследствие нагрева бандажа циркуляционными токами, коррозионного растрескивания и других причин его прочность снизилась до S2 = 650 Н/мм2, а среднеквадратическое отклонение этой величины увеличилось до S = 80/мм2. При этих условиях средний коэффициент запаса прочности все еще остается больше единицы:

k =

однако разрушение бандажа при испытательной скорости уже становится возможным:



что, согласно уравнению (6.17) и Приложению 2, при Ф1 (1,64) соответствует вероятности безотказной работы

Р = 0,5+0,45 = 0,95.

При нормальной скорости вращения надежность бандажа остается еще довольно высокой:



Р = 0,5 + Ф1 (2,69) = 0,9964,

однако при дальнейшем снижении прочности отказ его становится все более вероятным.

6.3. Надежность синхронных генераторов мощности до 100 кВт
Синхронные генераторы общепромышленного назначения мощностью до 100 кВт с частотой вращения от 1000 до 3000 об/мин являются массовой продукцией электромашиностроения и предназначены для выработки электрической энергии переменного тока. Они применяются в различных отраслях промышленности, в строительстве, на транспорте, в сельском хозяйстве. Следует отметить высокую степень ответственности надежной работы таких генераторов, так как в автономном или резервном режиме они являются единственным источником электроэнергии при аварийном или принудительном отключении объекта от энергосистемы. Эта ответственность возрастает многократно, если объект обеспечения электроэнергией – государственный объект связи, оборонный объект, медицинское учреждение, аэропорт и т.п.

Сбор информации об отказах синхронных генераторов мощностью до 100 кВт, а также анализ повреждаемости основных узлов генератора потребовал кропотливой работы над статическими данными об отказах генераторов и их узлов в течение 20 лет.

Обработка материалов эксплуатации показала, что генераторы имеют разную наработку на отказ. Статистический материал по наработке на отказ с учетом точечных значений наработки и доверительных интервалов на отказ с доверительной вероятностью  = 0,8 представлен в таблице 6.2 [2].

Распределение отказов по узлам генераторов серий ЕС, ЕСС, ЕСС5 и ОС показано в таблице 6.3.

Таблица 6.2

Статистические данные

Серия генератора

Количество исследованных генераторов, шт.

Наработка на отказ, ч

Среднее время восстановления, ч

Время профилактики, ч

точечное значение

доверительные интервалы

ЕС

1 482

4 150

4 087-4 609

11

0,5

ЕСС

1 166

5 650

5 625-3 875

10

1,0

ЕСС5

1 024

7 250

6 630-7 650

5

0,5

ОС

4 018

8 300

7 840-8 380

5

0,5


Таблица 6.3

Распределение отказов

Серия генераторов

Время наблюде-

ния, ч

Отказы, %

блока регу-лирования

контактно-щеточного узла

подшипни-кового узла

обмотки статора

обмотки ротора

прочие

ЕС

8 000

51,9

31,2

8,2

4,8

3,9

-

ЕСС

60,0

20,0

2,5

10,0

-

7,5

ЕСС5

41,0

2,1

10,7

22,0

14,2

10,0

ОС

40 000

44,0

5,1

6,3

7,2

15,8

11,6

ЕС, ЕСС, ЕСС5, ОС

50,0

6,7

11,2

9,4

13,6

9,1


Из таблицы 6.3 следует, что наименее надежными узлами являются блок регулирования напряжения (около 50% отказов), контактно-щеточный узел (7% отказов), обмотка ротора (14% отказов), обмотка статора (9% отказов). Причины отказов основных узлов и их относительная повторяемость, установленные по данным эксплуатации, приведены в таблицу 6.4.

Таблица 6.4

Причины отказов

Основной узел

Причины отказов

Коэффициент отказа, %

ЕС

ЕСС

ЕСС5

ОС

Блок регулирования напряжения

Ослабление крепежа, контактов и отказ реостата уставки

18,0

24,0

4,3

12,0

Межвитковые замыкания и пробой на корпус обмоточных изделий и полупроводниковых приборов

30,3

33,0

24,0

19,4

Отказы прочих элементов

3,6

3,0

12,7

12,6

Контактно-щеточный узел

Пробой изоляции между дорожками контактных колец держателя траверсы и корпусом, отказ щеток из-за поломок и зависания

25,0

12,0

-

1,7

Ослабление крепежа, обрывы и замыкание на корпус присоединительных проводов, ослабление траверсы

3,7

6,0

1,4

3,4

Подшипниковый узел

Износ отверстия подшипника

4,2

2,5

-

2,3

Заклинивание подшипника

-

-

7,1

1,8

Резкое повышение вибрации

1,5

-

3,6

2,2

Обмотка статор

Пробой межвитковой изоляции

3,8

10,0

22,0

3,4

Пробой корпусной изоляции

1,0

-

-

3,8

Обмотка ротора

Пробой межвитковой изоляции

2,4

-

2,1

4,2

Пробой корпусной изоляции

1,0

-

10,0

8,4

Пробой изоляции выводных проводов

0,5

-

2,1

1,2


Изучение данных эксплуатации генераторов позволило классифицировать отказы по характеру их возникновения на внезапные и износовые. Эта классификация приведена в таблице 6.5.

На основе анализа данных кривая распределения интенсивности отказов генераторов без разделения их на типы и серии (рис. 6.2). По внешнему виду кривой можно предположить, что распределение времени безотказной работы генераторов описывается экспоненциальным законом. Проверка соответствия проведена по критерию Колмогорова и Пирсона, а также по графику вероятностной бумаги. Определены средние значения интенсивностей отказов генераторов: для генераторов серии ЕС ? = 0,23 · 10-3 1/ч; для серии ЕСС ? = 0,16 · 10-3 1/ч; ЕСС5 ? = 0,14 · 10-3 1/ч; для серии ОС ? = 0,12 · 10-3 1/ч (за время t =8 000 ч), а для генераторов без разделения на серии и типы ? = 0,13 · 10-3 1/ч (за время t = 40 000 ч).

Таблица 6.5

Классификация отказов

Серия генераторов

Отказы, %

конструк-тивные

производст-венные

эксплуататци-онные

внезапные

износовые

ЕС

60

23,0

17,0

76

24

ЕСС

40

34,0

26,0

83

17

ЕСС5

30

40,0

30,0

81

19

ОС

28

36,0

36,0

87

13

ОС, ЕСС, ЕСС5, ЕС

35

30,4

34,6

84

16




Рис. 6.2. Кривая распределения интенсивности отказов генераторов серий ЕС, ЕСС, ЕСС5, ОС по данным эксплуатации (без разделения их на отдельные типы и серии)
Таблица 6.6

Показатели надежности


Серия

генераторов

Наработка

на отказ, ч

Среднее время

восстановления, ч

Средний ресурс до

капитального ремонта, ч

Средний срок

сохраняемости, лет

ЕС

5000

12

30000

10

ЕСС

6000

11

30000

10

ЕСС5

7000

6

35000

10

ОС

8000

4

40000

12



8500

4

45000

8


Изучение эксплуатационной надежности генераторов серий ЕС, ЕСС, ЕСС5 и ОС, а также технического задания на разработку генераторов серий 2С позволило обоснованно установить показатели надежности синхронных генераторов (табл. 6.6).

Математическая модель надежности синхронных генераторов мощностью до 100 кВт с учетом метода «слабых звеньев» представлена как последовательное соединения узлов: обмотка ротора, обмотка статора, подшипниковый узел, контактно-щеточный узел, блок регулирования напряжения. Произведение вероятностей безотказной работы этих узлов и является моделью надежности генератора:

(6.18)

где Р(t) – вероятность безотказной работы генератора за время ; Роб.с(t), Роб.р(t), Рпод (t), Р кщ.у (t), Рб.р.н (t) – соответственно вероятности безотказной работы обмотки статора, обмотки ротора, подшипниковых узлов, контактно-щеточного узла и блока регулирования напряжения.

Методика расчета надежности блока регулирования напряжения основана на известных методах расчета надежности устройств, состоящих из электро- и радиоэлементов, и имеет вид (см.гл. 7)

, (6.19)

где ?б.р.н – интенсивность отказов блока регулирования напряжения;

?i – интенсивность отказов элементов блока; N – количество элементов блока регулирования напряжения.

Вероятность безотказной работы блока регулирования напряжения выражается законом

Р б.р.н(t) = ехр [-?б.р.н t]. (6.20)

Анализ многочисленных исследований показывает, что надежность подшипниковых узлов зависит от состояния смазки, конструктивно-технологических погрешностей, скорости вращения и режима нагрузки. Модель расчета надежности подшипникового узла сихронных генераторов представлена в виде

, (6.21)

где Рус(t), Рсм(t), и Р(??max) – вероятности безотказной работы подшипниковых узлов, обусловленные соответственно усталостным разрушением подшипника, потерей свойств смазки, рабочим зазором и углом перекоса. Эти величины определяются по формулам:

Рсм(t) = ехр , (6.22)

где

(6.23)

- среднее время безотказной работы подшипника, обусловленное нарушением режима смазывания;

ln Lср = k + M/T (6.24)

- среднее число циклов вращения подшипника до отказа из-за нарушения режима смазывания; k – коэффициент, учитывающий скоростной фактор; М – коэффициент, учитывающий химический состав и структуру смазки.

Вероятность безотказной работы подшипников, обусловленную усталостным разрушением, можно определить по формуле

Рус(t) = ехр , (6.25)

где L – номинальная долговечность подшипников.

Значение L определяется по расчетной приведенной нагрузке Q и каталожной динамической грузоподъемностью С по формуле

L = ,

где ? = 3 для шариковых подшипников; ? = 3,33 для роликовых подшипников (см.гл. 8).

Величину безотказной работы подшипниковых узлов, обусловленную рабочим зазором, определяют по формуле

, (6.26)

где gmin и gmax – минимальный и максимальный допустимые зазоры подшипника в установившемся режиме; - математическое ожидание внутреннего зазора подшипника; Ф (z) = - функция Лапласа; ?g – среднеквадратическое отклонение радиального зазора.

Величину безотказной работы подшипникового узла, обусловленную углом перекоса, можно найти по выражению

, (6.27)

где



- математическое ожидание отклонения суммарного угла перекоса; Nn – число причин отклонений взаимного расположения поверхностей; ?i – взаимное расположение j-го отклонения поверхностей подшипника; - среднеквадратическое отклонение суммарного угла перекоса.

На основании анализа статистических данных об отказах синхронных генераторов в эксплуатации делается вывод, что отказы контактных колец и подводящих проводов составляют всего 2-3 % общего количества отказов контактно-щеточного узла генератора. Поэтому надежность этого узла оценивается исходя из надежности элекрощеток и щеткодержателей.

Вероятность безотказной работы электрощеток Рщ(t) определяется из выражения

Рщ(t)=Рщ.в.(t) Рщ.п (t), (6.28)

где Рщ.в.(t), Рщ.п.(t) – вероятности безотказной работы при внезапных и износовых отказах электрощеток, которые определяются

Рщ.в.(t) = ехр ; (6.29)

Рщ.п.(t)= Р(v<vпр) = 0,5 + 0,5 Ф; (6.30)

где vпр – заданное предельное значение скорости износа; - средняя скорость износа; - среднеквадратическое отклонение износа электрощетки; ?i = 1/T – интенсивность отказов электрощеток.

Для определения скорости износа электрощеток марки ЭГ-14, применяемых в синхронных генераторах, проводятся экспериментальные исследования на макетных образцах, имитирующих работу узла токосъема синхронных генераторов по всем основным характеристикам.

На основании экспериментальных исследований получено

=2,14 мм/103 ч; = 0,71 мм/103 ч.

Под отказом щеткодержателей понимается событие, заключающееся в поломке щеткодержателей, ослабления или поломке нажимных пружин. Показано, что отказы щеткодержателей имеют внезапный характер, а причиной отказов являются вибрация и механические удары.

Вероятность безотказной работы щеткодержателей Рщд(t) определяется по формуле

Рщд(t) = ехр [?it], (6.31)

где ?i – интенсивность отказов щеткодержателей.

Если в контактно-щеточном узле установлено m электрощеток, то вероятность безотказной работы этого узла Ркщ.у(t) (без учета дробного резервирования):

Ркщ.у(t) = ехр [-?кщ.уt] , (6.32)

где ?кщ.уt = (?1 + ?2)m – интенсивность отказов контактно-щеточного узла генератора.

По материалам исследований интенсивность отказов контактно-щеточного узла генераторов серии ЕСС за время t = 3 000 ч составляет 2,6 · 10-5 ч-1.

Модели надежности обмоток статора и ротора, на которых должны основываться методы расчета надежности этих узлов, построены с учетом конструкции обмоток. Поскольку в синхронных генераторах разных серий эти конструкции различны (обмотка статора в генераторах разных серий ЕС, ЕСС, ЕСС5, ОС, ОС5 и 2С имеет для конструктивных исполнений: всыпную обмотку и обмотку из жестких секций, выполненных из прямоугольного провода), то обмотка статора генераторов рассмотрена как система, состоящая из последовательно соединенных элементов. Такими элементами являются пары соседних проводников, композиция межфазной изоляции в лобовых частях обмотки и композиция пазовой изоляции. Так как отказ любого из перечисленных элементов приводит к отказу всей системы (обмотки), то вероятность безотказной работы обмотки определена в виде

Роб(t) = Роб.в(t) · Роб.к(t) · Роб.ф(t), (6.33)

где Роб(t), Роб.в(t), Роб.к(t), Роб.ф(t) – соответственно вероятность безотказной работы обмотки статора, межвитковой, корпусной и межфазной изоляции.

Опыт эксплуатации генераторов со всыпными обмотками показал, что большое число отказов обмотки происходит из-за отказов межвитковой изоляции. Отказы корпусной и межфазной изоляции составляют несколько процентов. Поэтому для расчетной оценки надежности обмоток генераторов принято, что надежность обмотки определяется надежностью межвитковой изоляции, т.е. что Роб(t) = Роб.в(t).

С учетом модели «слабейшего звена» методика расчета вероятности безотказной работы межвитковой изоляции обмотки статора синхронных генераторов представлена в виде

Роб =, (6.34)

где ks – кратность изменения напряжения в переходных режимах работы генератора (сброс и наброс нагрузки, КЗ и пр.); l – разность номеров проводников в пазу (номера присваиваются в последовательности намотки на шаблон); vф – фазовое напряжение; s – количество проводников в пазу; m – количество последовательно соединенных секций фазы; nl – общее количество пар проводников; ?i (r,t) и U0 c (r, t) – параметры законы распределения Вейбулла, по которому распределено пробивное напряжение межвитковой изоляции. Эти параметры зависят от режимов, условий и времени работы обмотки и определяются экспериментально.

В генераторах с обмотками из жестких секций взаимное расположение проводников в пазу сохраняется таким же, каким оно было при намотке секции. С учетом этого получена формула для определения вероятности безотказной работы межвитковой изоляции обмоток из жестких или мягких монолитных секции:

Роб.в.ж (t) = , (6.35)

где Nж – общее количество секций обмотки статора; niколичество пар витков с разностью порядковых номеров.

Обмотка ротора синхронных генераторов выполняется из прямоугольного провода. В эксплуатации наблюдаются отказы как межвитковой, так и корпусной изоляции. Поэтому вероятность безотказной работы обмотки ротора определяется:

Роб.р(t) = Роб.в.р(t) · Роб.к.р(t), (6.36)

где Роб.в.р(t) и Роб.к.р(t) – вероятность безотказной работы межвитковой и корпусной изоляции обмотки ротора.

Вероятность безотказной работы межвитковой изоляции обмотки ротора определяется по формуле

Роб.в.р(t) = , (6.37)

где sp – число витков обмотки ротора; niчисло пар соседних витков в катушке ротора с разностью порядковых номеров i; mp – количество катушек в обмотке ротора; Up – напряжение, приложенное к обмотке ротора; ?p(r, t) и U0 p (r, t) – параметры закона распределения Вейбулла пробивных напряжений межвитковой изоляции, зависящие от режимов, условий, времени работы обмотки и определяемые экспериментально.

Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации