Проблема электроэрозионных повреждений турбоагрегатов

Продукция и услуги компании ЮВТЕК - это надежная защита оборудования от коррозии, контурных токов, электромагнитного износа подшипников, остаточной намагниченности
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.

Компания ЮВТЕК производит устройства серии JUVTEK K40 для автоматического контроля изоляции подшипников турбогенераторов, обеспечивающие непрерывное измерение сопротивления изоляции подшипника и масляной пленки.

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.