Необходимо пояснить, что электроэрозионные повреждения – это повреждения, вызванные переносом материала с поверхностей деталей и узлов различного оборудования под действием электрического тока, проходящего через зону контакта этих деталей (непосредственного или скользящего контакта через промежуточную среду).
Первые сообщения об авариях и повреждениях, сопровождающиеся довольно большим уровнем напряжения на валопроводе турбоагрегата (ТА) и разрядами электричества с вала на землю, появились в начале 30-ых годов на агрегатах мощностью 15 – 30 МВт зарубежного и отечественного производства.
Работы и исследования, проведенные в нашей стране [1-5] и за рубежом [6-10], показали, что причиной повреждений являются паразитные электрические напряжения на валах турбины и генератора. Данные напряжения создают роторные токи, протекающие между деталями и узлами турбоагрегата, вызывая при этом их электроэрозионный износ. Первая обзорная работа в нашей стране по данной тематике проведена Н.А. Поляком в 1940 году [5].
Основными узлами в турбоагрегате, подверженными электроэрозионным повреждениям являются: баббитовая заливка вкладышей подшипников; разъемы подшипников, диафрагм, цилиндров; поверхность шеек валов; зеркала полумуфт; взаимно соприкасающиеся детали регулятора турбины.
Основными причинами появления паразитных напряжений на валопроводе турбоагрегата по взглядам специалистов на тот момент явились:
- электризация валопровода вследствие трения роторов турбины о пар;
- роторные токи и напряжения, наводимые переменным потокосцеплением магнитного поля генератора на его валу. Данные токи замыкаются через подшипники по валопроводу турбоагрегата и «земле», рисунок 1;
- одновременное замыкание цепи возбуждения на бочку ротора и «землю», приводящее к образованию разности напряжения на валопроводе относительно земли.
Анализ повреждений и дефектов при авариях позволил выработать основные мероприятия по защите турбоагрегатов от электроэрозии [5]:
- установка заземляющих щеток на вал турбины, для стекания на землю электростатических зарядов, рисунок 1;
- изоляция заднего подшипника генератора и подшипников возбудителя от фундаментной плиты, путем установки подстуловой изоляции и электроизоляционных фланцев в трубы маслосистемы, для разрыва контура роторных токов, рисунок 1;
- контроль уровня сопротивления подстуловой изоляции заднего подшипника.
Рис. 1. Схема прохождения роторных токов в турбоагрегате: Iэл.ст. – ток электростатического заряда валопровода; Iр – роторный ток, обусловленный переменным потокосцеплением ротора генератора; 1 – щетки заземления вала; 2 – изолированный подшипник турбоагрегата; 3 – подстуловая изоляции подшипников.
Комплекс мероприятий по предотвращению электроэрозионных разрушений, выработанный в 1-ой половине ХХ века, казалось бы, устранил данную проблему. Но как показала практика, проблема актуальна и для энергетического оборудования, эксплуатируемого в настоящее время. Это касается турбин, генераторов выпуска не только второй половины ХХ века, но и выпуска после 2000 года. Вышеизложенное подтверждается следующими примерами:
На турбоагрегате Т-100 (ЛМЗ), установленного в 2006 г. на Северо-Западной ТЭЦ ст. №6, г.Санкт Петербург, в период среднего ремонта 2008 года выявлены повреждения шейки вала РВД (подшипник №1,2) в виде матовых пятен диаметром до 2 мм и точечных каверн диаметром 0,1-0,5 мм. Поверхность баббита сегментов упорного подшипника имела обширные области прижогов в виде точечных углублений, возникающих при прохождении электрического тока.
Другой пример. На турбоагрегате Т-30 (ЛМЗ), установленного в 2003 г. на ТЭЦ-15 ст. №3 г.Санкт – Петербург, в период 2007-2008 годов происходили неоднократные разрушения баббитовой заливки подшипника №1, в виде обширных зон выплавления, объемом в несколько кубических сантиметров. На части заливки повреждение баббита имело хрупкий характер, фрагменты баббита имели оплавленные края. В районе 1-го подшипника на поверхности ротора под МЗК и на галтели имелись почернения от высокотемпературного воздействия на масло.
В ХХ веке прослеживаются два временных периода активных исследований электроэрозионных повреждений турбоагрегатов.
Первый период, как упоминалось выше, приходиться на 20-30 годы. Именно в этот период были разработаны основные мероприятия по защите турбоагрегатов от электроэрозии. Однако, эти мероприятия касались турбин и генераторов того времени: мощность 15-30 МВт; небольшие расходы, низкие параметры (давление и температура) рабочего пара; коэффициенты линейного расширения и магнитных свойств (магнитная проницаемость, коэрцитивная сила) конструкционных материалов турбины; особенности конструкции применяемые в тот период; небольшие диаметры роторов и соответственно невысокая линейная скорость; невысокий удельный коэффициент электромагнитных нагрузок в генераторах.
Второй период исследований приходиться на 70-80 годы. Это обусловлено тем, что решения, выработанные в первой половине ХХ века, не обеспечивали полноценную защиту от электроэрозионных повреждений на более мощном оборудовании с высокими эксплуатационными параметрами, которое стало появляться в 60-70 годы на ТЭЦ, ГРЭС и АЭС.
Нормативные документы по предотвращению электроэрозионных повреждений [11–14] впервые были разработаны в 80-ые годы прошлого века, в связи с большим количеством выявляемых в период эксплуатации дефектов и отказов, сопровождающихся электроэрозионными повреждениями.
Мероприятия для предотвращения электроэрозионных повреждений
Мероприятия для предотвращения электроэрозионных повреждений на турбинах любого типа и мощности [11–14]:
- Установка токосъёмных щеток для заземления вала турбины.
- Установка схемы контроля цепи заземления вала.
- Размагничивание деталей турбоагрегатов при остаточном уровне намагниченности выше нормы.
- Контроль состояния подстуловой изоляции, масляных пленок подшипников генератора (возбудителя) и связанных с ними маслопроводов. Эквивалентное сопротивление подстуловой изоляции (т.е. суммарное сопротивление подстуловой изоляции, изоляции маслопроводов и обвязки контрольно-измерительной аппаратуры) в период эксплуатации должно быть не менее 2 кОм, сопротивление масляной пленки – не менее 1 кОм.
- Измерение сопротивлений изоляции корпусов подшипников (т.е. сопротивления самих изоляционных листов) в период и после ремонта. Сопротивление должно быть не менее 1 МОм, измеренное мегомметром при напряжении 1000 В.
- Поддержание высоких изолирующих свойств масляных пленок в подшипниках, обеспечивая качество масла, не допуская его обводнения и присутствия механических примесей.
Виды и характерные признаки электроэрозионных повреждений подшипников
Обследование, проведенное на 66 турбинах различных типов, показали [15], что 1-ое и 2-ое места по числу повреждений имеют следующие узлы турбины: детали системы регулирования и подшипники – 22,5% и 16,1% соответственно (таблица 1,2). Данные повреждения характеризуются большой трудоемкостью и потерями, связанными с простоем оборудования.
Общий уровень повреждаемости деталей и узлов паровых турбин за последние годы достаточно высок. Но настораживающим фактом является рост эрозионных повреждений элементов турбин ТЭЦ, ГРЭС И АЭС. БОльшая часть повреждений подшипников турбин связана с повреждением или хрупким разрушением баббитовой заливки, вызванных прохождением роторных токов [11,16,17].
Признаки электроэрозионных повреждений различных узлов турбин и генераторов, которые проявляются при прохождении роторных токов, представлены в таблице 3. При определении причин повреждений деталей и узлов турбоагрегатов, эксплуатационному и ремонтному персоналу необходимо обращать особое внимание на характерные признаки, отмеченные в [5,16,17].
Необходимо отметить, эксплуатационные и ремонтные службы электростанций не уделяют должного внимания проблеме электроэрозионных повреждений. Происходит это чаще всего из-за незнания характерных признаков электроэрозионных повреждений [5,16,17], незнания причин возникновения роторных токов и основных правил по предотвращению электроэрозионных повреждений, изложенных в [11–14].
Персонал электростанций не всегда учитывает, что электроэрозионные повреждения, как правило, становятся следствием двух и более факторов – как электрического, так и механического характера. Так, например, для возникновения условий прохождения тока в подшипнике при наличии напряжения на валу необходимо, чтобы сопротивление масляной пленки было минимальным. Это может быть вызвано, например, наличием влаги в масле, а также опрокидыванием подшипника и/или повышенной вибрацией, что приведет к уменьшению толщины масляного клина и к уменьшению его омического сопротивления. Имеется тенденция, что подавляющая часть повреждений списывается на технологические и эксплуатационные причины (механический износ, некачественная заливка подшипника, вибрация, низкое качество масла).
БОльшая часть электроэрозионных повреждений происходит на узлах турбины и взаимно сопрягающихся узлах линии вала, которые закреплены за турбинным цехом. В связи с этим существует недооценка серьезности и незаинтересованность данной проблемой со стороны электротехнических служб электростанций. В итоге проблемой, вызванной электромагнитными процессами, протекающими в турбоагрегате, вынуждены заниматься специалисты – тепломеханики.
Персонал электроцехов не принимает активного участия в решении проблем в турбинной части говоря, что это не их оборудование, с чем неоднократно приходится сталкиваться на электростанциях персоналу ЮВТЕК при определении причин электроэрозионных разрушений подшипников. На данное обстоятельство указывал еще Н.А.Поляк в конце 30-ых годов [5].
В свою очередь службы котлотурбинных цехов в большинстве случаев не следят за состоянием подстуловой изоляции (отсутствие пыли, масла и влаги). Данные обстоятельства приводят к шунтированию подстуловой изоляции и масляных пленок подшипников генератора и возбудителя, что создает возможность существования контурных токов. А ремонтные организации, в период капитальных и средних ремонтов в большинстве случаев не выполняют рекомендаций по защите подшипников от электроэрозии [11-14].
Основные рекомендации по предотвращению электроэрозионного износа подшипников:
- Установка щеток заземления ротора, рекомендованных заводами изготовителями турбин, а также ревизия и ремонт ранее установленных щеток.
- Контроль уровня намагниченности деталей и узлов турбины (генератора) и их размагничивание в период капитальных ремонтов, если уровень последних превышает установленные нормы 3 (6) эрстед соответственно.
- Установку заземления при электросварке необходимо производить как можно ближе к месту сварки, при резке заземлять отрезаемую часть. Не проводить сварочные работы на турбине при роторах, расположенных в цилиндрах.
- Подстуловая изоляция подшипников должна состоять из двух листов стеклотекстолита (толщиной 2-3 мм) и одного металлического листа (толщиной 1-2 мм), размещенного между ними. Каждый последующий лист должен быть шире на 10…15 мм предыдущего листа.
- Выступающие части листов подстуловой изоляции должны быть покрыты изолирующей краской (лак, эмаль).
- Соблюдение норм завода изготовителя по сборке заднего подшипника генератора и подшипников возбудителя в отношении их электроизоляции от фундаментных плит.
- При каждом капитальном ремонте необходимо заменять изоляционный материал фланцев маслопроводов подшипников.
- Контроль значения подстуловой изоляции подшипников до и после их ремонта.
- Контроль отсутствия шунтирования подстуловой изоляции подшипников линиями связи, проводкой вспомогательных измерительных схем (контроль вибрации и температуры).
В то же время нормативные документы имеют ряд недостатков, в частности следует отметить, что:
- Не определены характерные признаки электроэрозионных повреждений, признаки, изложенные в таблице 3, являются обобщенным опытом обслуживающего персонала ряда электростанций и исследовательских организаций [5,16,17].
- Не оговорены параметры, характеризующие электромагнитное состояние турбоагрегатов и их допустимые значения.
- Нет рекомендаций для эксплуатационного персонала при выходе этих параметров за норму.
- Нет четких рекомендаций и методик по определению причин появления роторных токов и их интенсивности и, как следствие, электроэрозионных повреждений.
Персоналу электростанций необходимо иметь ввиду, что электроэрозионные повреждения не приводят в большинстве случаев к каким-либо внешним отклонениям в работе турбоагрегата. Чаще эти повреждения обнаруживаются только при вскрытии узлов турбины в период средних и капитальных ремонтов. Только при полном или частичном разрушении баббитовой заливки вкладышей подшипника наблюдается повышенный уровень вибрации и температуры масла в подшипнике.
Около 82% паровых турбин, эксплуатируемых в настоящее время в нашей стране, выработало расчетный ресурс [18], данные приведены по состоянию на 2000 год. К 2015 году более половины паровых турбин будет эксплуатироваться с индивидуально установленном ресурсом.
Большая наработка оборудования усугубляет проблему электроэрозионных повреждений. Поэтому необходимы новые мероприятия для повышения надежности эксплуатации действующего оборудования. Положение усугубляется и тем, что за последние годы на 10% снизилось количество капитальных и средних ремонтов. Ежегодно около 10ГВт мощностей не проходит технического обслуживания и ремонта.
Выводы:
- Нормативная база и существующие мероприятия по предотвращению электроэрозионных повреждений не обеспечивают надежную эксплуатацию турбинного оборудования.
- Сложившаяся ситуация в части защиты турбоагрегатов от электроэрозии обусловлена отсутствием завершенной научной базы и причин возникновения паразитных напряжений на валах турбин и генераторов.
- Необходимы дальнейшие исследования для изучения механизма протекания роторных токов на турбинах ТЭЦ, ГРЭС и АЭС.
Литература:
- П. Г. Грудинский, Паразитные токи на валах и в подшипниках турбогенераторов «Электрические станции», №12, 1934 г.
- М.В. Смирнов, О токах на валу и подшипников мощных турбогенераторов, «Бюллетень ВЭИ» № 10, 1935 г.
- П. Г. Грудинский, Д. В. Лизунов, Зарядка роторов турбогенераторов паром, «Электрические станции», №6, 1935 г.
- Д.В. Лизунов, «О механизме заряда паром роторов турбогенераторов», «Электрические станции», №6, 1936 г.
- Н. А. Поляк. «Повреждения и неисправности паротурбинного генератора, связанные с работой всего турбоагрегата.», ГЭИ, М., Л., 1940 г.
- L. Adler «Возникновение и избежание подшипниковых токов», Е. и М., 1910 г.
- Jorden, Lagerstrom, E. and M., №11, 1962 г.
- Fleishmann, «Токи в подшипниках и валах », Е.К. и В. 1909 г.
- Liwschitz, «Возникновение и избежание подшипниковых токов», Е. и М. 1912 г.
- Walker, «Проблемы электрических машин», Лондон, 1929 г.
- Информационное письмо № 1Т.578.00, «Об электроэрозионных повреждениях подшипников турбин К-300-240 ЛМЗ», 1986 г. Ленэнергоремонт.
- Информационное письмо № 510 – 139 «Об электроэрозионном повреждении подшипников турбоагрегатов», 1984 г. Завод изготовитель турбин – ЛМЗ.
- Эксплуатационный циркуляр Ц-05-88(Э) «О предотвращении электроэрозии турбоагрегатов», 1988 г. Министерство энергетики и электрификации СССР.
- Информационное письмо № 601-84, «Защита регулятора скорости и его привода от электроэрозии», 1977г. Завод изготовитель турбин – ЛМЗ.
- А.А. Поздышев, В.С. Рабенко, А.В. Мошкарин, «Особенности повреждений стареющего парка паровых турбин», Энергосбережение и водоподготовка № 4, 2004 г.
- С.Ш. Розенберг, Л.П. Сафонов, Л.А. Хоменок, «Исследование мощных паровых турбин на электростанциях», Москва, Энергоатомиздат, 1994 г.
- А.А. Вол, В.В. Домбровский, Л.П. Сафонов, Г.М. Хуторецкий, «Влияние электрических явлений в тепломеханической части ТЭС и АЭС на надежность энергооборудования». Энергетическое машиностроение, выпуск №13, Серия 3. М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1990 г.
- А.Д. Трухний, В.В. Клименко, «Основы современной энергетики». Под общей ред. Е.В. Аметистова. – Часть 1. Современная теплоэнергетика. – М.: Изд-во МЭИ, 2002 г. -368с.