Проблема электроэрозионных повреждений турбоагрегатов

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:

1. П. Г. Грудинский, Паразитные токи на валах и в подшипниках турбогенераторов «Электрические станции», №12, 1934 г.
2. М.В. Смирнов, О токах на валу и подшипников мощных турбогенераторов, «Бюллетень ВЭИ» № 10, 1935 г.
3. П. Г. Грудинский, Д. В. Лизунов, Зарядка роторов турбогенераторов паром, «Электрические станции», №6, 1935 г.
4. Д.В. Лизунов, «О механизме заряда паром роторов турбогенераторов», «Электрические станции», №6, 1936 г.
5. Н. А. Поляк. «Повреждения и неисправности паротурбинного генератора, связанные с работой всего турбоагрегата.», ГЭИ, М., Л., 1940 г.
6. L. Adler «Возникновение и избежание подшипниковых токов», Е. и М., 1910 г.
7. Jorden, Lagerstrom, E. and M., №11, 1962 г.
8. Fleishmann, «Токи в подшипниках и валах », Е.К. и В. 1909 г.
9. Liwschitz, «Возникновение и избежание подшипниковых токов», Е. и М. 1912 г. 
10. Walker, «Проблемы электрических машин», Лондон, 1929 г.
11. Информационное письмо № 1Т.578.00, «Об электроэрозионных повреждениях подшипников турбин К-300-240 ЛМЗ», 1986 г. Ленэнергоремонт. 
12. Информационное письмо № 510 – 139 «Об электроэрозионном повреждении подшипников турбоагрегатов», 1984 г. Завод изготовитель турбин – ЛМЗ.
13. Эксплуатационный циркуляр Ц-05-88(Э)  «О предотвращении электроэрозии турбоагрегатов», 1988 г. Министерство энергетики и электрификации СССР.
14. Информационное письмо № 601-84, «Защита регулятора скорости и его привода от электроэрозии», 1977г. Завод изготовитель турбин – ЛМЗ.
15. А.А. Поздышев, В.С. Рабенко, А.В. Мошкарин, «Особенности повреждений стареющего парка паровых турбин», Энергосбережение и водоподготовка № 4, 2004 г.
16. С.Ш. Розенберг, Л.П. Сафонов, Л.А. Хоменок, «Исследование мощных паровых турбин на электростанциях», Москва, Энергоатомиздат, 1994 г.
17. 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. 
18. 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.