Причины электроэрозионного повреждения подшипников

Как было показано в статье [1], электроэрозионные повреждения подшипников связанны с появлением паразитных напряжений и токов на роторе турбогенератора. Повреждения стали появляться в 30-ые годы прошлого столетья. В это время были сделаны попытки объяснения электроэрозионных повреждений подшипников, выявления причин их появления, и разработки методов по их предотвращению. Однако проблема остается актуальной и в настоящее время. В [1] были показаны негативные последствия разделения энергетического оборудования  на тепломеханическую и электромеханическую составляющие (в части предотвращения электроэрозионных повреждений).

В этой связи, в отечественной энергетике можно выделить два направления в объяснении причин электроэрозионных повреждений. Это так называемые «электромеханическое» и «тепломеханическое» направления.

Электромеханическое направление наиболее развито в среде инженеров, конструкторов на заводах-изготовителях электрических машин и на предприятиях, осуществляющих их ремонт. Данное направление характеризуется только теоретическими выкладками в объяснении причин появления паразитных напряжений и токов на роторе турбогенератора без проведения расчетного анализа и экспериментальных исследований. Не рассматриваются процессы протекания контурных (роторных) токов в генераторе и турбине в целом, а также не анализируется взаимное влияние электромагнитных и механических факторов на процессы электроэрозии. Данное обстоятельство можно объяснить тем, что подавляющее количество случаев электроэрозионных повреждений происходит на турбинных узлах и деталях.

Подтверждением вышесказанного служат следующие факты:

- заводы-изготовители не нормируют безопасный уровень паразитного напряжения на валу генератора и не представляют расчетных зависимостей данного напряжения от режимов работы генератора [2];

- при расчете магнитного поля учитывается только радиальный (рабочий) магнитный поток генератора, а осевой поток от лобовых частей обмоток учитывается только как дополнительные потери в его элементах, при этом считается, что он не выходит за пределы генератора и не оказывает влияния на турбинное оборудование [2];

Данное направление характеризуется тем, что основными мероприятиями по предотвращению электроэрозионных повреждений являются мероприятия, выработанные еще в 30-ые годы прошлого века – это размыкание контура роторных токов, т.е. установка подстуловой изоляции и заземление валопровода [3]. Однако, как указывалось в [1], основной объем электроэрозионных повреждений происходит именно на взаимосопрягаемых деталях и узлах турбины, а на подшипниках генератора (возбудителя) электроискровой износ происходит крайне редко. Так же и продольный магнитный поток в роторе генератора, (создающий униполярную ЭДС и токи в подшипниках), гораздо больше, чем в роторах турбины, но, как указывалось выше, подшипники генератора страдают крайне редко.

Поэтому причину большинства электроэрозионных повреждений, происходящих при исправной подстуловой изоляции подшипников, следует искать в электромагнитных процессах, протекающих в турбогенераторной установке в целом, что до настоящего момента в полной мере не проводилось. Свидетельством этого служит то, что мероприятия, применяемые в рамках электромеханического направления, в большинстве случаев не предотвращают серьезных электроэрозионных повреждений на турбинном оборудовании.

Рассмотрим более подробно теоретические положения «электромеханического» направления:

1) Электростатический заряд вала, возникающий из-за трения пара о ротор турбины, оказывает значительное влияние на надежность работы турбоагрегата в целом [4,5,6,7]. Но по утверждениям специалистов электромехаников, этот источник не может создать электроэрозионных повреждений в виду малой мощности и характеризуется только значительными величинами напряжения на валу, вызывая лишь неприятные ощущения обслуживающего персонала [8,9,10].

2) Продольное намагничивание роторов, создающее униполярную ЭДС и токи в подшипниках, возникает вследствие:

а) Несоосности статора и ротора (несимметрия магнитной цепи генератора), которая приводит к разности магнитного поля под разными сторонами статора. Поэтому вдоль вала возникает компенсационный переменный магнитный поток, который замыкается через статор и воздушный зазор [8].

Но по данным того же источника [8] и источников [2,9,10] данное явление вызывает возникновение именно переменной ЭДС вдоль вала генератора, а не компенсационного магнитного потока. Это явное противоречие.

б) Витковые замыкания в обмотке ротора, приводящие к разности магнитного поля под разными полюсами. Это можно представить [8] как наложение дополнительного кругового тока на ток обмотки возбуждения, который под одним полюсом увеличивает магнитный поток, а под другим уменьшает его. Этот воображаемый ток создает переменный магнитный поток вдоль вала.

Это утверждение противоречит закону электромагнитной индукции [2], т.к. для создания кругового тока в массивном проводнике, в качестве первоисточника, необходим именно переменный магнитный поток, пронизывающий этот контур, а не наоборот.

в) Несимметрия токов лобовых частей обмотки статора и короткие замыкания в ней, образуют круговой контур тока, который создает магнитный поток, намагничивающий вал с частотой 50 Гц [8].

Из этого утверждения не ясно как переменное магнитное поле может намагничивать вал, т.к. путем приложения переменного магнитного поля размагничивают детали и узлы различного оборудования.

3) ЭДС основной частоты, возникающая вследствие несоосности статора и ротора, наличия стыков в сердечнике статора, аксиальных отверстий и вентиляционных каналов, приводит к некоторой пульсации магнитного потока, сцепленного с валом, вследствие чего вдоль вала индуцируется ЭДС. Величина ЭДС составляет доли и единицы вольт и только иногда достигает нескольких вольт [9,10]. И даже при незначительных ЭДС возможно прохождение больших токов (сотни и тысячи ампер). Эти токи, замыкаясь чрез вал, создают магнитный поток, который намагничивает цилиндрические детали турбины и генератора, что неоднократно наблюдалось в эксплуатации [10].

По данным статистики, напряжения на валу генератора в нормальном режиме работы составляет гораздо больше указанных величин [5], а именно до 20-30 В.

Однако, указанный контурный ток в сотни и тысячи ампер в действительности отсутствует (рисунок 1), в противном случаи токи такой величины, замыкаясь по валу и земле через подшипники, вызывали бы полное разрушение узлов как турбины, так и генератора (выплавления баббитовой заливки подшипников и водородных уплотнений, разрушение маслозащитных колец и т.п.). На практике данные аварии случаются крайне редко.

Практика эксплуатации показала, что большинство турбин уже после 10-12 лет работы имеют высокий уровень остаточной намагниченности деталей и узлов [6].

 Но это, как правило, сопровождается незначительными электроэрозионными повреждениями взаимно сопрягаемых узлов турбоагрегатов. Это говорит о том, что намагничивание кольцевых деталей турбин происходит не за счет токов в сотни и тысячи ампер, протекающих по валу.

Так же следует отметить, что в представленных теоретических взглядах не рассматривается явление самопроизвольной намагниченности, когда ферромагнитные тела намагничиваются практически до насыщения в слабых постоянных магнитных полях при воздействии механических нагрузок. Нет расчетных или экспериментальных данных по зависимости униполярной ЭДС от уровня намагниченности роторов турбины и генератора. Так же не учитывается переменный осевой магнитный поток, выходящий из ротора генератора при его работе, который, ответвляясь в подшипники, индуцирует в нем ЭДС и токи переменного знака с частотой, равной частоте самого потока.

Тепломеханическое направление развито в среде инженеров и конструкторов заводов изготовителей турбин, профильных энергетических институтов и персонала эксплуатирующего турбинное оборудование. Данное направление характеризуются ценными практическими работами в части защиты узлов турбины от электроэрозии, но прослеживаются недостаточные знания в части теории электромагнетизма. Как указывалось в [1] специалисты – тепломеханики вынуждены, в меру своих сил и знаний, заниматься изучением этого вопроса, из-за безынициативности специалистов «электромехаников», т.к. основной объем электроэрозионных повреждений происходит на турбинном оборудовании.

Однако эти специалисты имеют обширные знания в части работы и устройства турбины в целом (тепловые расширения, вибрация, хим- водоподготовка, маслоподготовка и т.п.). Поэтому ими проведены разнообразные и обширные экспериментальные работы по определению зависимостей и причин электроэрозионных повреждений. Сделаны сопоставления экспериментальных исследований и теоретических расчетов. Использованы имеющиеся наработки в смежных областях науки, например, опыт электроэрозионной обработки материалов – для описания электроэрозионных процессов в подшипниках.

Следует более подробно отметить следующие работы:

· Накоплены статистические данные различных видов повреждений деталей и узлов турбоагрегатов с определением характерных признаков повреждений электроэрозионного характера [11,12].

· Рассмотрены процессы протекания электрических разрядов в масле [11].

· Проведен анализ изменения химического состава баббита и масла при электроэрозионных процессах в подшипниках [11].

· Установлено физико-химическое взаимодействие в питательных трактах энергоустановок с образованием статических зарядов [11].

· Определены условия коррозионных процессов в проточных частях турбины [11].

· Рассмотрена связь режимов работы турбины с различными видами электроэрозионного износа [11,12].

· Подробно описаны мероприятия по предотвращению последствий связанных с электроэрозионными повреждениями в период эксплуатации и ремонта турбины [5,6].

· Инициирована разработка и внедрение методики размагничивания энерговырабатывающего оборудования [14].

· Произведено размагничивание турбоагрегатов различных типов и мощностей [14], но пока это мероприятие требует использования специального оборудования и высоко уровня подготовки специалистов.

В силу своей специализации, специалистами – тепломеханиками поверхностно рассматривается природа появления паразитных напряжений и токов на валах турбоагрегатов. А т.к. первопричина электроэрозионных повреждений имеет электромагнитную природу, то это обстоятельство затрудняет изучение данной проблемы, а именно:

1) Сделана попытка анализа условий возникновения самовозбуждающихся роторных токов [11], но представленные данные содержат стандартную методику расчета, электрических (асинхронных) машин, которая не в полной мере описывает электромагнитные процессы, протекающие в турбине [2].

2) На основании вышесказанного (п.1), в [11,12,13] сделано ошибочное заключение о том, что основной причиной электроэрозионных повреждений названы только самовозбуждающиеся контурные токи, а токи основной частоты, униполярные токи и статическое электричество, как правило, вызывают только намагничивание узлов турбины.

По данным, приведенным в [3,4,5,6,7], эти источники названы основополагающими факторами существования электроэрозионных процессов.

3) Основной причиной намагничивания узлов турбины названы [5,6,11,12,13]: электросварка, магнитопорошковая дефектоскопия, электроотпуск, а так же магнитные поля вспомогательного электрического оборудования.

Но для намагничивания массивных узлов в нормальных условиях требуются токи в тысячи ампер, а при сварке и МПД применяются токи в десятки и стони ампер. А электромагнитные поля от электрического оборудования являются переменными (50 Гц) и не могут вызвать намагничивание, от их воздействия возникают только вихревые токи в массивных проводящих узлах [2].

Как указывалось выше, так же не рассматривается явление самопроизвольной намагниченности, когда ферромагнитные тела намагничиваются в слабых постоянных магнитных полях при воздействии механических нагрузок.

4) Методика контроля электрического состояния турбины [11,12], в которую входит:

а) Контроль сопротивления подстуловой изоляции подшипников: при сопротивлении масляной пленки и подстуловой изоляции близкой к нулю контурный ток на валу может составлять сотни и тысячи ампер.

Но как указывалось, при роторных токах таких значений, подшипниковые узлы турбины, так и генератора должны быть неминуемо разрушены. В практике отечественной эксплуатации шунтирование подстуловой изоляции и замыкание через масляный клин встречаются часто, а случаи полного разрушения подшипниковых узлов довольно редки.

б) Контроль работы заземляющих щеток вала турбины. Для контроля используется схемы, рекомендованные циркуляром и письмами заводов-изготовителей турбин [4,5,6].

При использовании данных схем не рассматривается величина переходного сопротивления как функция тока, т.е. не учитывается значение переходного сопротивления заземляющих щеток для малых токов статического электричества.

г) Контроль намагниченности деталей и узлов проводится на работающей турбине по уровню напряжений в различных сечениях вала, при условии, что магнитное состояние генератора при эксплуатации практически не изменяется.

Но магнитное поле генератора, а так же поле рассеяния обмоток статора и ротора, определяющие уровень паразитного напряжения, зависят именно от режимов его работы [2].

Таким образом, существующие взгляды и методы борьбы тепломеханического направления не в полной мере предотвращают электроэрозионные повреждения, что согласуется с выводами [1]. Необходимо учитывать, что данные повреждения происходят при одновременном воздействии электрических и механических факторов. Предотвращение электроэрозионных повреждений, в настоящее время, происходит на уровне устранения последствий, т.е. причин механического характера, а не путем устранения первопричин, имеющих электромагнитную природу. К причинам механического характера относятся: некачественное масло, вибрация, задевания вала корпуса, перекосы подшипников при расширении турбины, снижение сопротивления изоляции подшипников и т.п. Эти причины бывает устранить весьма сложно, т.к. они связаны со спецификой работы турбогенераторной установки, культурой эксплуатации и доскональным выполнением рекомендаций в ущерб выработки электроэнергии.

В связи с этим становится необходима разработка активных схем защиты и контроля с учетом первопричин – электромагнитных процессов, протекающих в турбине и генераторе в целом. Для этого нужен комплексный подход, объединяющий теорию электромагнитного поля и процессы, протекающие в турбине (механические, тепловые и т.д.), что требует решения следующих актуальных задач:

1.     Анализ причин и процессов намагничивания деталей, узлов, роторов турбин и генератор в процессе их эксплуатации и ремонта.

2.     Определение критического уровня остаточной намагниченности и ее влияние на интенсивность электроэрозионных процессов.

3.     Разработка методик по определению уровня намагниченности турбины в период ее эксплуатации.

4.     Разработка доступных и эффективных методов и средств для размагничивания энерго - оборудования.

5.     Выполнение исследований по влиянию знака и величины электростатического заряда на интенсивность электроэрозионных процессов в подшипниковых узлах турбины.

6.     Решение проблемы отвода статического электричества с вращающихся валов турбины.

7.     Исследование влияния режимов работы генератора на возникновение паразитных роторных токов и напряжений на валу турбины.

8.     Исследование электромагнитной модели турбины и генератора как единого электромагнитного комплекса.

9.     Разработка алгоритмов по диагностированию электромагнитного состояния турбоагрегата в процессе его работы.

10. Разработка эффективных схем защиты деталей и узлов турбоагрегата от электроэрозионных повреждений.

Специалисты компании ЮВТЕК объединили существующий опыт и разработали действенные методы и устройства защиты подшипников турбин и генераторов от электроэрозионных повреждений роторными токами. Мы являемся поставщиками устройств заземления роторов и контроля изоляции подшипников для: ПАО «Силовые машины» - «ЛМЗ», ПАО «Силовые машины» - «Электросила», АО «Уральский турбинный завод», ПАО «Силовые машины» - «КТЗ», АО «РОТЕК», АО «ТЕКОН-Инжиниринг», ООО «Электротяжмаш-Привод» и других предприятий.        

Выводы:

1.     Существующие взгляды на причины электроэрозионных повреждений содержат неточности и противоречия.

2.     Необходим комплексный подход в объяснении электроэрозионных процессов, объединяющий теорию электромагнитного поля и процессы в турбинной части.

3.     Существующие методы по предотвращению электроэрозионных повреждений направлены на устранение последствий, а не на устранение первопричин электромагнитной природы.

4.     Необходима разработка активных схем защиты энергооборудования от электроэрозионных повреждений.

5.     Для решения вышеуказанных задач необходимо использовать имеющиеся опыт в смежных областях науки и техники.

   Литература:

1. Курмакаев В.М., Хоменок Л.А. Проблема электроэрозионных повреждений турбоагрегатов на ТЭЦ, ГРЭС и АЭС. «Энергосбережение и водоподготовка», №5(67), 2010г.
2. В.В. Титов, Г.М. Хуторецкий, «Турбогенераторы. Расчет и конструкция», Энергия, Л., 1967.
3. Н. А. Поляк. «Повреждения и неисправности паротурбинного генератора, связанные с работой всего турбоагрегата.», ГЭИ, М., Л., 1940 г.
4. Эксплуатационный циркуляр Ц-05-88(Э) «О предотвращении электроэрозии турбоагрегатов», 1988 г. Министерство энергетики и электрификации СССР.
5. Информационное письмо № 510 – 139 «Об электроэрозионном повреждении подшипников турбоагрегатов», 1984 г. Завод изготовитель турбин – ЛМЗ.
6. Информационное письмо № 1Т.578.00, «Об электроэрозионных повреждениях подшипников турбин К-300-240 ЛМЗ», 1986 г. Ленэнергоремонт.
7. Д.В. Лизунов, «О механизме заряда паром роторов турбогенераторов», «Электрические станции», №6, 1936 г.
8. Домбровский В.В. «Проектирование гидрогенераторов. Конструкции. Механические расчеты», ч2. «Энергия», Л., 1968г.
9. Гемке Р.Г. Неисправности электрических машин. «Энергия», Л., 1975г.
10. «Эксплуатация турбогенераторов с непосредственным охлаждением». Под общ. ред.Л.С. Линдорфа, Л.Г. Мамиконянца. М., Энергия, 1972г.
11. 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.
12. С.Ш Розенберг, Л.П. Сафонов, Л.А. Хоменок, «Исследование мощных паровых турбин на электростанциях». М., Энергоатомиздат, 1994.
13. В.Д. Коц, Л.З Хаин, «Создание и совершенствование паровых турбин для тепловых и атомных электростанций». Труды ЦКТИ, выпуск 283.
14. Методика размагничивания роторов турбоагрегатов и других съемных деталей энергооборудования, НПО ЦКТИ – ЛПЭО «Электросила», 1989г.