Первые повреждения подшипников, связанные с электроэрозионным износом баббита, появились на приводных паровых турбинах мощностью 12-20 МВт, эксплуатируемых на тепловых электрических станциях в 20-30-ые годы 20 века. Проведенные исследования показали, что причинной являются паразитные контурные токи, протекающие между ротором и подшипниками. Эксплуатация паровых турбин, турбокомпрессоров, крупных насосов или приводных электродвигателей неизбежно сопровождается наводками паразитного напряжения на их валах.
На компрессорах, приводимых во вращение синхронными электродвигателями с тиристорной системой возбуждения, электроэрозионный износ подшипников возможен уже при мощности агрегата 1-2 МВт ,т.к. их применение вызывает наводки высокочастотных роторных токов на валу двигателя.
Казалось бы, «несущественная» проблема паразитных наводок на роторе компрессора приводит к существенным убыткам из-за простоя оборудования. Так например, на осевом воздушном турбокомпрессоре 21А12-6 фирмы ELLIOTT (США), приводимой во вращение паровой турбиной 2SRQV5 за год эксплуатации произошел электроискровой износ сегментов опорных подшипников и аварийное отключение по причине роста вибрации опор. Исследование проведенное инженерами компании ЮВТЕК показало, что причиной электроэрозионного повреждения подшипников стали паразитные наводки контурного электричества на валу осевого турбокомпрессора из-за отсутствия щеток заземления ротора.
Электроэрозионные повреждения подшипниковых узлов компрессоров и приводных двигателей вызывают:
- электризация роторов из-за трения рабочих лопаток воздух / пар;
- повышенная намагниченность узлов турбины, компрессора;
- несимметрия магнитного поля приводного электродвигателя;
- паразитные наводки от тиристорной систем возбуждения электродвигателя.
В свою очередь, повреждения возникают на ответственных узлах (турбины, компрессора, редуктора, приводного двигателя) и могут приводить к серьезным повреждениям, таким как: изменение рабочих зазоров в подшипниках, частичное или полное выплавление баббитовой заливки, задевание роторов о проточную часть турбины/компрессора при изменении осевых и радиальных зазоров в подшипниках, неравномерный износ шеек роторов, ускоренный износ шестерен редуктора, высокий уровень остаточной намагниченности деталей.
Однако, подавляющее число электроэрозионных повреждений подшипников списывается на технологические и эксплуатационные причины, и часто интерпретируются как, механический износ, некачественная заливка баббита, повышенная вибрация ротора, низкое качество масла, усталость металла. Происходит это из-за незнания характерных признаков и отсутствия методики определения электроэрозионного износа.
Электроэрозионные процессы, протекающие в турбоагрегате, вызывают вполне конкретное воздействие и конкретные повреждения узлов, что позволяет их определять с большой достоверностью.
Многолетний опыт специалистов ЮВТЕК позволил выявить признаки и разработать методику их определения. При наличии у персонала определенного опыта, данный метод обладает высокой достоверностью.
Электромагнитный износ опорных подшипников.
Большинство электроэрозионных повреждений происходит на вкладышах в зоне максимального давления (в области обрыва масляного клина). При цилиндрической расточке – это нижняя половина вкладыша, при «лимонной» расточке – добавляется область на верхней половине, расположенная диаметрально. В сегментном подшипнике поврежденная область располагается на каждом сегменте на стороне сбегающего края. Обусловлено это тем, что масло, выходящее из под вала, имеет турбулентный характер течения (вспенивается). Это вызывает снижение диэлектрической проницаемости среды, как следствие - уменьшение омического сопротивления масляной пленки и искровой пробой в этом месте.
Электроэрозионные повреждения баббитовой заливки имеют вид разнообразных каверн, хрупкого растрескивания и матовых областей шероховатостей.
Каверны/язвы представляют собой бесформенные области с оплавленной поверхностью и острыми кромками, глубиной 0,5-2,0 мм, которые никак нельзя классифицировать, как механические / термомеханические, т.к. последние имеют вид «наплывов», «натаскиваний», «задиров», «надрывов», «натиров», «вмятин».
Область хрупкого растрескивания при многократном увеличении состоит из отдельно расположенных каверн и выплавлений меньшего размера (порядка 0,1-0,5 мм), через которые распространяются трещины. Каверны, выплавления образуются при локальном температурном воздействии, которое может быть вызвано только электродуговыми разрядами. При этом на остальной поверхности вкладыша, как правило, отсутствуют следы высокотемпературного воздействия.
Для защиты подшипников от электроэрозионного износа необходимо устанавливать Заземляющее устройство JUVTEK K10-1, которое обеспечивает отвод паразитных контурных токов с ротора турбины на землю даже в экстремальных условиях эксплуатации (температура до 450 град.Ц, пропаривание, грязь, замасливание). Начиная с 2006 года специалисты компании ЮВТЕК занимаются разработкой и производством устройства заземления роторов паровых и газовых турбин запатентованной конструкции.
Электроэрозионные повреждения упорных подшипников.
Довольно большое число аварийных остановов по причине осевого сдвига спровоцировано электроэрозионным износом колодок упорного подшипника. Особенно часто это встречается на осевых компрессорах, вращаемых паровой турбиной без редуктора.
Однако, на упорном гребне, как правило, обнаруживаются только повреждения от термомеханических процессов. Связано это с тем, что электродуговые разряды ухудшают качество рабочей поверхности масляного клина и уменьшают его плотность (из-за наличия газовых полостей разрядов). Это приводит к снижению несущей способности подшипника и повреждению колодок и упорного гребня в виде натаскивания, выплавления, износа, натиров уже вследствие термомеханического воздействия. Здесь проблема заключается в сложности выявления электроэрозионного износа и принятия правильных мер при последующей эксплуатации.
Электроэрозионное повреждение упорного подшипника выглядит как каверны и области «шероховатостей», расположенные на стороне сбегающего края колодки (в зоне максимального давления). Каверны представляют собой «ванну» диаметром до 5,0 мм с оплавленной поверхностью. Область «шероховатости» (при детальном рассмотрении) состоит из хаотично расположенных точечных каверн (как «проколы» от иголки) диаметром менее 0,1 мм.
Представленные повреждения имеют классический вид от воздействия высокотемпературных процессов, вызванных электродуговыми разрядами. Встречаются электроэрозионные повреждения колодок и вкладышей подшипников в виде криволинейных канавок (рисок) на поверхности баббитовой заливки, называемых «подшипниковые черви». Они не могут быть вызваны механическим воздействием, т.к. имели бы вид круговых (концентрических) «рисок» и «натаскиваний» на рабочей поверхности без резких изменений траектории.
Повреждения шеек ротора
Вследствие прохождения токов между ротором и подшипником, шейки ротора могут иметь значительный износ до 0,5мм (рисунок 9). Как правило, это вызывает неравномерный износ (эллипсность), который приводит к росту поперечной вибрации опор.
Выявление электроэрозионных повреждений
Наиболее объективным методом выявления электроэрозионных повреждений в период ремонтов является исследование при помощи электронного микроскопа и спектральный анализ поверхности баббита. При этом исследуются поврежденные и не поврежденные участки баббита с одного сегмента подшипника.
Неповрежденные участки как правило имеют однородную поверхность со следами «рисок», получаемых в процессе изготовления и однородную микроструктуру баббита.
Участки с электроэрозионным повреждением имеют неоднородную (рыхлую) поверхность, состоящую из кратеров/каверн. И неоднородную микроструктуру баббита на границе, в виде повышенной концентрации твердых кристаллов (фазы медь-олово) вызванных локальным перегревом поверхности вследствие электродуговых разрядов. Кратеры в этом случае имеют явно выраженный поверхностный характер и вызваны внешним воздействием, но не механического происхождения, т.к. отсутствуют следы натаскиваний, задиров, наплывов, натиров, вмятин.
При спектральном анализе определяется процентное содержание углерода на поверхности баббита. Углерод в большом количестве может появиться только как продукт сгорания нефтяного масла. Как правило, неповрежденная поверхность в своем составе имеет углерода – не более 1,0%, поврежденная поверхность содержит до 30,0% углерода. Причем места с максимальным содержанием располагаются локально - в кратерах.
