Статья: Турбогенераторы. Комплексное обследование для продления срока службы

Проверка правильности показаний и маркировки принадлежности термодатчиков статора при испытаниях сердечника статора индукционными потерями.

НА РОТОРЕ, ВЫВЕДЕННОМ ИЗ СТАТОРА

Осмотр с помощью эндоскопов лобовых частей обмотки.

Осмотр бочки ротора на предмет выявления подгаров, подкалов и других возможных дефектов.

Эндоскопический осмотр вентиляционных каналов пазовой части обмоток роторов с непосредственным газовым охлаждением.

Эндоскопический осмотр гидравлических каналов обмоток роторов с непосредственным водяным охлаждением.

В качестве примера реального эффекта от КО (пусть и давнего, но показывающего практические результаты) можно привести результаты обследования статора турбогенератора ТГВ200 выпуска 1962 г. Его перемотка планировалась в 1993 г. В результате КО, проведенного на базе указанного выше комплекса диагностических работ с привлечением экспертных возможностей специалистов заводаизготовителя и ВНИИЭ, было сделано заключение о нецелесообразности замены обмотки статора в 1993 г. и даны рекомендации по поддержанию ресурса его работоспособности при дальнейшей эксплуатации. Остаточный ресурс статора был оценен сроком не менее 6 лет. Запланированная перемотка была отменена. Статор после обследования безаварийно проработал 11 лет, а приготовленный к перемотке комплект новой обмотки был использован для перемотки другого статора, действительно нуждавшегося в замене обмотки.

УПРАВЛЕНИЕ РАЗВИТИЕМ ДЕФЕКТА

Задача продления срока службы и обеспечения надежности турбогенераторов решается путем своевременного выявления и устранения дефектов, не давая им развиться до такой степени, при которой последует аварийное отключение или необратимое разрушение турбогенератора. Наряду с устранением выявленных дефектов, известным способом сбережения ресурса работоспособности является замедление или прекращение развития этого дефекта.

В публикациях последних лет [3] этот способ получил название «управление развитием дефекта». Такое управление может осуществляться подбором и выдерживанием таких параметров функционирования турбогенератора, при которых дефект не развивается или развивается с минимальной скоростью. Для реализации метода необходимо сначала с помощью диагностических методик выявить причины и механизмы развития дефекта, затем создать модель развития дефекта и далее на их основе разработать алгоритм управления развитием дефекта. Очевидно, что для всего этого потребуется провести определенный комплекс диагностических исследований.

Турбогенератор является восстанавливаемым изделием. Большинство узлов турбогенератора могут быть восстановлены или заменены, и таким образом ресурс работоспособности турбогенератора восстанавливается либо полностью (в редких случаях), либо частично (как правило). Имеется лишь один узел, замена которого равнозначна замене статора турбогенератора, а значит, и турбогенератора в целом. Этот узел – сердечник статора.

Нормативно узаконенные методы контроля состояния сердечника статора сводятся в основном к контролю качества межлистовой изоляции и удельных потерь в сердечнике. Регламентированное отраслевыми нормами измерение вибрации сердечника и корпуса статора предусматривается лишь «при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов» и «при обнаружении неудовлетворительного состояния стальных конструкций статора» [1].

Основным же механическим свойством сердечника статора, определяющим его работоспособность, является заданное ему при изготовлении состояние упругого сжатия. Именно оно является необходимым условием длительного сохранения качества межлистовой изоляции и предупреждения выкрашивания листов активной стали вследствие их вибрации. Неизбежное с течением времени и под воздействием эксплуатационных нагрузок снижение усилий, сжимающих сердечник, является потенциальной причиной опасных аварийных повреждений статора и, следовательно, основным фактором, ограничивающим срок службы турбогенератора. Правильная оценка технического состояния сердечника становится особо актуальной в случаях, когда необходимо принять решение о целесообразности замены обмотки статора. Дорогостоящая замена обмотки может оказаться неоправданной, если сердечник статора уже утратил в значительной степени свои механические свойства.

Тем не менее предусмотренными в [1] методами оценка механического состояния сердечника возможна лишь по косвенным признакам, когда процесс ослабления прессовки сердечника зашел достаточно далеко. Однако возможности такого контроля и оценки состояния сердечника с помощью вибрационных методов, применяемых как на работающих турбогенераторах, так и во время ремонтов, имеются. Причем вибрационные методы позволяют выявлять признаки ухудшения на ранней стадии их появления.

Многолетний опыт использования нами таких методов основывается на выявлении и анализе устойчивых тенденций изменения контролируемых вибрационных параметров за относительно длительный срок регулярных наблюдений. Критериями, позволяющими оценивать определенные аспекты технического состояния, являются как пороговые уровни отдельных вибрационных компонентов, так и тенденции их изменения, выявляемые в ходе вибрационных обследований. Технология проведения вибрационных измерений, обоснование выбора контролируемых вибрационных параметров и ряд аспектов анализа вибрационных сигналов неоднократно докладывались на конференциях разного ранга и освещались в СМИ. Методы тестовых исследований сердечников статоров, выполняемых в периоды ремонтов турбогенераторов, защищены патентами [4, 5].

На рис. 1 и 2 на примере турбогенераторов типов ТВФ1102 и ТВФ1202 проиллюстрированы виды получаемых зависимостей контролируемых вибрационных параметров А1 и А210 (среднеквадратические значения виброускорения соответственно на частоте 100 Гц и в полосе 200–1000 Гц) от времени эксплуатации. На каждом рисунке, соответственно для параметров А1 и А210, показаны по три зависимости, отдельно для стороны возбудителя (ст. В), стороны турбины (ст. Т) и усредненная (для статора в целом). Все зависимости представлены в виде выделенных пунктирными линиями интервалов, с 95%ной доверительной вероятностью попадания опытных значений в эти интервалы.

На рис. 1 показана преимущественно нарастающая (за исключением высокочастотной составляющей, А210 со ст. Т) тенденция вибрации статора, являющаяся свидетельством естественного с течением времени ослабевания жесткостных свойств механической системы статора. На рис. 2 – случай, когда уровень составляющей вибрации на корпусе статоров 100 Гц с течением времени уменьшается, что может свидетельствовать о нарастающем ослабевании механической связи сердечника с корпусом статора.

На рис. 3 показаны результаты измерения декрементов колебаний сердечника с заведомо ослабленной прессовкой. Этот сердечник статора турбогенератора ТГВ300 на период измерений имел восстановленную (после обрыва концов 9 стяжных призм со стороны возбудителя) систему крепления и хроническое прогрессирующее ослабление затяжки гаек на концах стяжных призм с обеих сторон статора. Измерения декрементов колебаний на этом статоре были произведены два раза, второе измерение примерно через три года после первого. Оба обследования показали высокие значения декрементов колебаний в торцевых зонах сердечника. Вторым обследованием выявлена тенденция роста декремента колебаний со стороны возбудителя. Для сравнения приведено распределение декрементов колебаний в сердечнике нового статора, которым в итоге был заменен прежний статор по причине предельного состояния сердечника.

Рис. 1. Изменение с тенденцией роста составляющих вибрации на корпусе статора турбогенератора с течением времени

Рис. 2. Уменьшение с течением времени 100 Гцой составляющей вибрации на корпусе статора турбогенератора при статистически неизменном уровне высокочастотной составляющей

Рис. 3. Распределение декрементов колебаний () по длине (L) сердечников статоров турбогенератора типа ТГВ-300:

1 – сердечник дефектного статора;

2 – сердечник нового статора, заменившего дефектный;

Ст. В – сторона возбудителя; Ст.Т – сторона турбины

ВЫВОДЫ

Комплексный подход к обследованию турбогенераторов позволяет с практически достаточной достоверностью выявить узел с наименьшим ресурсом работоспособности.