Колебания статора турбогенератора

Колебания статора. Статор состоит из шихтованного сердечника с помещенной в нем обмоткой и цельносварного корпуса. Корпус закрепляется на фундаменте турбоагрегата. Массы сердечника статора — несколько сот тонн, корпуса —десятков тонн. Колебания статора турбогенератора в стационарном рабочем режиме вызываются действием переменного магнитного поля, создаваемого в основном вращающимися электромагнитами ротора. Переменные электромагнитные силы возбуждают вибрации сердечника и обмотки статора. Для уменьшения передачи вибраций с сердечника на корпус турбогенератора и фундамент турбоагрегата сердечник эластично подвешивается в корпусе (рис. 2, где / — ротор турбогенератора 2 — сердечник статора 3 — упругая подвеска 4 — корпус статора 5 — фундамент турбоагрегата). Наибольшие напряжения возникают при вибрации статора двухполюсного турбогенератора, ибо при большем числе полюсов соответственно больше узлов имеет по окружности форма колебаний сердечника статора и тем меньше амплитуда колебаний и напряжения. Сложность проблемы для мощных турбогенераторов обусловливается как действием значительных переменных электромагнитных сил, так и тем, что статор представляет собой сборную конструкцию с возможными зазорами между сердечником и элементами эластичной подвески, между сердечником и обмоткой статора. Это в ряде случаев порождает виброударные явления, приводящие к усталостному разрушению элементов статора. [c.521]

КОЛЕБАНИЯ СТАТОРА ТУРБОГЕНЕРАТОРА 531 [c.531]

КОЛЕБАНИЯ СТАТОРА ТУРБОГЕНЕРАТОРА [c.531]

Целью расчета колебаний статора турбогенератора является определение амплитуд радиальных колебаний сердечника и корпуса U , и их отношения — коэффициента эффективности упругой подвески сердечника. Сравнениям вида (38) для сердечника и корпуса при нагрузках (37), (39) удовлетворяют выражения [c.532]

Для иллюстрации сказанного приведем пример из обследования колебаний фундамента турбогенератора мощностью 100 тыс. кет, проведенного нами в 1957 г. Обследованием было установлено, что продольная балка фундамента имеет частоту собственных колебаний 100 гц, а следовательно, Входит в резонанс при частоте вынужденных колебаний статора 100 гц. [c.54]

Ниже приведены методы расчета колебаний турбогенераторов, рассмотрены стационарные колебания ротора, статора и фундамента, совместные переходные колебания роторов турбогенератора и турбины. [c.524]

Стационарные колебания статора вызываются действием на сердечник статора радиальных сил магнитного притяжения вращающегося электромагнитного поля турбогенератора. Угловая частота вращения магнитного поля равна частоте вращения ротора турбогенератора. Сердечник статора упруго подвешивается в корпусе. Корпус статора своими лапами закрепляется на фундаменте (см. рис. 2). [c.531]

Упругие колебания статоров больших машин необходимо очень внимательно изучать еще на этапе проектирования при помощи моделей [Л. 148, 149] и расчетным путем [Л. 150]. Одновременно следует иметь в виду способы ужесточения станины, на кото )ые падает большая доля (ЭД—90%) уменьшения колебаний. Однако ири этом еще нужно проверить случай частот больше 600 Гц, которые могут вызвать явление резонанса, сопровождающееся повышенными механическими нагрузками на сварные швы и эффектами повышения шума машины. Диа пазон частот вибраций статоров турбогенераторов охватывает обычно от 20 до 1 200 Гц с преобладанием низких значений. Амплитуды вибраций могут достигать очень больших значений при коротком замыкании — до 1 мм для сердечника статора и 0,4 мм для станины. Важны и последствия, вызывающие разрушение изоля- [c.205]

Гаврилов Л. Г. и др. Экспериментальное исследование колебаний статоров крупных турбогенераторов. — Электротехника , [c.269]

Установка груза на консоли дает возможность быстро и качественно отбалансировать ротор, собранный в статор, когда единственно доступные в этой ситуации плоскости торцов бочки ротора являются нечувствительными на рабочей скорости вращения для уравновешивания по третьей форме прогиба. Такой случай наблюдался, например, при испытаниях на стенде завода турбогенератора типа ТВФ-100-2. Для успокоения колебаний по третьей форме нужно было произвести выемку ротора и перенос груза на бочку. Этого удалось избежать установкой балансировочного груза на консоли (табл. 3). [c.183]

Как видно, порядок колебаний при дробной обмотке может быть меньше 2р. Это значит, что величина вибрации, возбуждаемой субгармоникой, может быть значительно выше вибрации, возбуждаемой основной волной поля, при которой порядок колебаний г = 2р. В гидрогенераторах скрепляющее действие корпуса более ощутимо, чем в турбогенераторах. Поэтому жесткость корпуса при расчетах вибраций необходимо учитывать. Модуль упругости шихтованных сердечников статоров по данным экспериментальных исследований лежит в пределах (1,3-н1,5) 10 кгс/см . Нижний предел следует принимать для разъемных статоров, верхний — для неразъемных. [c.75]

Для большинства современных турбогенераторов с рабочей частотой вращения 3000 об/мин рассматриваемая возбуждающая сила имеет двойную оборотную частоту. Повышенная вибрация статора (с частотой 100 Гц) передается через фундамент подшипникам генератора, накладываясь на колебания основной оборотной частоты. [c.102]

Наиболее простой метод расчета стационарных колебаний статора турбогенератора основывается на представлении его как системы двух упругосвязанных колец, схематизирующих сердечник и корпус [10, 11]. Эквивалентный модуль упругости сердечника определяют экспериментально. Такой метод с приемлемой точностью позволяет оценивать вибрации сердечника и эффективность эластичного крепления [c.522]

Переходные крутильные колебания. Эти колебания валопровода паротурбоагре-гата существенны при внезапном коротком замыкании в цепи статора турбогенератора. Ротор паротурбоагрегата состоит из нескольких последовательно соединенных роторов турбины и турбогенератора. При стационарном номинальном режиме работы турбоагрегата суммарный крутящий момент турбины и тормозящий электромагнитный момент генератора (плюс момент сил трения) взаимно уравновешены. Внезапное короткое замыкание в цепи статора генератора, если оно произошло вблизи генератора, сопровождается появлением переменного электромагнитного момента, наибольшее значение которого в несколько раз превышает номинальный момент. Расчет переменного скручивающего момента в валопроводе турбоагрегата при его крутильных колебаниях в режиме внезапного короткого замыкания в цепи статора генератора является определяющим при оценке кратковременной прочности валопровода. Задача о колебаниях валопровода рассматривается обычно без учета действия сил трения и затухания [c.529]

Силы, действующие со стороны турбоагрегата на фундамент в стационарном рабочем режиме, известны весьма ориентировочно, и расчет колебаний фундамента носит оценочный характер. Более определенным является расчет динамических податливостей под действием единичных гармонических сил, приложенных к поперечным стержням (ригелям) верхнего пояса системы, где установлены подшипники, и к продольным стержням (балкам), где закреплены лапы статора турбогенератора. Эти динамические податливости являются наиболее естественной характеристикой динамических свойств фундамента при оценке его пригодности для установки турбоагрегата. Динамические податливости могут быть использованы также при расчете колебаний валопровода турбоагрегата н статора турбогенератора (см. гл. VII, XIII). [c.532]

Измерению подлежали следующие характеристики вибрационного и напряженного состояний турбогенератора и его фундамента амплитуды (вибраций подшипников и статора генератора, частота вынужденных колебаний элементов фундамента и возникающие деформации. Измерение этих характеристик проводилось при различных числах оборотов и на рабочих числах оборотов при различных режимах работы турбогенератора. Сравнение амплитуд вибраций подшипников и фундамента показывает степень надежности конструкции фундамента. Величина динамических напряжений позволяет судить о возмущающих нагрузках турбогенератора и степени надежпости его iB эксплуатации. [c.67]

Исходя из этого, фундаменты мощных турбогенераторов с рабочим числом оборотов =3 000 в минуту обычно выполняют низконастроенными, причем, если у такого агрегата возбудитель имеет 1 ООО об1мин, то может оказаться выгодным применять настройку с частотой собственных колебаний, лежащей в диапазоне от 1 000 до 3 000 об1мин. Для турбогенераторов с /г=1 000 об/мин, наоборот, выгодна высокая настройка. Следовательно, при проектировании фундаментов нельзя принимать одностороннее решение — обеспечивать только высокую или только низкую настройку. Выбор настройки яужно решать в зависимости от данных турбины, электрогенератора и всего агрегата в целом. Динамический расчет на колебания, а следовательно, и настройка фундамента осложняется тем, что не ясно влияние целого ряда факторов на колебательный процесс всей системы. К этим факторам следует отнести в первую очередь влияние жесткости статора агрегата на инерцию продольных ригелей верхней плиты, влияние массы конденсатора, заполненного водой и колеблющегося вместе с рамой, распределение масс при расчете верхней плиты, свойства бетона и грунта и т. д. Поэтому для создания точной методики необходимо изучить эти факторы и увязать их е конструкциями турбогенераторов и фундаментов. [c.184]

Связанность колебаний необходима при анализе многих систем, и ее учет характеризует усовершенствование расчетной схемы по сравнению со схемой, при которой колебания частей расаматриваются раздельно, независимо. Так, при исследовании паротурбоагрегата учитывают связанные колебания ротора паровой турбины (в мощных установках турбинных роторов бывает несколько) и ротора турбогенератора, связь с которым осуществляется с помощью упругих муфт. Фундамент под турбоагрегат выполняют в виде пространственной рамной конструкции, представляющей собой самостоятельную систему, но она входит в общую колебательную систему вместе с роторами паровой турбины и турбогенератора, и колебания всей этой системы рассматриваются как связанные. В современных установках учитывают связанные колебания роторов, фундамента и статора, [c.14]

Исследование колебаний турбогенераторов проводят в двух направлениях а) определяют перемещения и в некоторых случаях напряжения при стационарных колебаниях в рабочем режиме с целью обеспечения длительной прочности и малошум-ности турбогенераторов разрабатывают и реализуют способы снижения вибраций в стационарном режиме работы б) оценивают запасы кратковременной прочности в наиболее тяжелых нестационарных (переходных) режимах, возможных при эксплуатации турбогенераторов, — при внезапном сбросе нагрузки, внезапном коротком замыкании в цепи статора генератора, при рассогласовании частоты тока в сети статора и частоты вращения ротора (асинхронный ход с возбуждением). [c.520]

Колебания ротора. Ротор гидрогенератора представляет собой электромагнит с большим числом пар полюсов. Поэтому частота вращения ротора гидрогенератора обычно значительно меньше частоты вращения турбогенераторов. Масса ротора крупного гидрогенератора составляет несколько сот тонн. Вал ротора круглый, часто с вертикальной осью. Схема ротора гидрогенератора показана на рис. 3, где I — вал ротора 2 — подшипники 3 — подпятник 4 — полюса ротора 5 — обод 6 — спицы ротора. Проблема колебаний ротора для гидрогенераторов имеет меньшее значение, чем для турбогенераторов, вследствие малых частот вращения, отсутствия двоякой изгибной жесткости и вертикального расположения оси вала. Ротор гидрогенератора удерживается от поперечных смещений подшипниками скольжения. Автоколебания вала не наблюдаются, поскольку подшипники снабжаются поворачивающимися колодками. Рабочая частота вращения ротора обычно ниже наименьшей критической частоты. В гидрогенераторах возникают источники возбуждения колебаний ротора, не свойственные турбогенераторам. Таким источником, например, является вращающаяся вместе с ротором сила одностороннего магнитного притяжения ротора к статору. Эта сила может возникнуть при эксцентричном расположении наружной окружности ротора относительно оси вала или при отключении питания части полюсов ротора. Большее влияние электромагнитных сил на вибрации ротора в гидрогенераторах по сравнению с турбогенераторами объясняется как многополюСностью, [c.522]

Из приведенных в данной главе сведений видно, что вибрация электрической машины, как правило, является сложной. Она возбуждается периодически изменяющимися силами, в которые входят основная составляющая (с частотой вращения), а также гармонические составляющие высших и низших порядков. При совпадении частоты силового или кинематического возмущения (см. 1-7 и 1-8) и частоты собственных колебаний данного узла или детали имеет место резонансный пик вибрации (см. 1-7, п. 2). Даже при неполном совпадении указанных частот и небольшой возмущающей силе (см. рис. 1-17 и 1-19) вибрация соответствующего узла или детали может достигнуть опасной величины. Такие явления при работе машины наблюдаются, например, на многих элементах установок. К ним относятся фундамент машины фундаментная плита, особенно пустотелая ограждения, консоли фундаментов, настилы ротор машины переменного тока, особенно турбогенератора, и якорь возбудителя якорь машины постоянного тока активная сталь статора машины переменного тока лобовые части обмотки статора, особенно гидрогенератора [38] магнитная система машины постоянного тока подшипники, в поперечном или осевом направлениях (см. 3-6) щеточные траверзы, бракеты и щеткодержатели торцевые щиты закрытых машин встроенные газоохладители и их трубки пристроенные к машинам вентиляторы стенки и перегородки вентиляционных коробов воздухонаправляющие щитки внутри машин валоповороты и т. д. [c.140]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...