Эксплуатация паровых турбин и турбогенераторов сопровождается наводками паразитного напряжения на их роторах. Проведенные исследования показали, что причинной являются контурные токи, протекающие между деталями и узлами турбоагрегата, вызывая их электроэрозионный износ [1]. В 70-80 годы в большом количестве стали выявляться подобные отказы, т.к. решения, выработанные в первой половине ХХ века, не обеспечивали полноценную защиту подшипников турбогенераторов от электроэрозии с высокими эксплуатационными параметрами [1].
Новый всплеск электроэрозионных повреждений подшипниковых узлов, начался в 90-ые годы и совпадает с внедрением статических тиристорных систем возбуждения генераторов. Их применение вызывает повышенные наводки контурных токов и напряжений на роторе турбогенератора [2,3]. Положение усугубляется модернизацией энергетического оборудования, связанной с увеличением удельной мощности, которая вызывает рост остаточной намагниченности узлов турбины, что так же приводит к увеличению паразитных наводок (опытные данные компании ЮВТЕК по размагничиванию и диагностике электромагнитного состояния более 100 турбоагрегатов различного типа).
Следует отметить, что за последние годы наблюдается существенный рост отказов турбоагрегатов по причине повреждений подшипников. Так по данным ОРГРЭС [4] на ТЭС страны за 1989-1990 годы процент отказов из-за повреждений подшипников составлял 11-12%. На период 2000-2003 г.г. это число составляло уже 16,0%, причем отмечен рост «эрозионных» повреждений (анализ повреждений турбоагрегатов «Центрэнгерго» [5]). По данным «УралВТИ» [6] за последние 25 лет повреждения подшипников составляют 25% от общего числа повреждений (результаты обследования более 800 турбоустановок). При этом, повреждения, которые могут быть отнесены к электроэрозионным, составляют 44% для радиальных подшипников (подплавления, выкрашивание, отслоение, скол, растрескивание) и 39% для осевых подшипников (подплавления и выплавление баббитовой заливки колодок). А время восстановления по причине отказов подшипников доходит до 30% от общего времени ремонта. По данным РАО «ЕЭС РОССИИ» [7] электроэрозионные повреждения подшипников и валов встречаются на 40% обследованных турбоагрегатах (за период 1991-1996 г.г.).
Так, казалось бы, несущественная проблема электроэрозионных повреждений приводит к существенным убыткам из-за простоя энергооборудования. Например, для турбины К-200 единичный аварийный останов, вызванный повышением температуры подшипника, вследствие электроэрозионных процессов, обойдется в 42 миллиона рублей.
Чем объясняется растущее число отказов, вызванных электроэрозионными повреждениями? Во-первых, это недоработки в руководящих документах, хотя они были выпущены еще в 80-ые годы, и в них были определены минимально необходимые меры защиты [1,8]. Однако, отсутствие конкретных норм в РД, отсутствие норм у заводов-изготовителей энергооборудования и противоречия в научной литературе [9] приводят к тому, что нет четких правил эксплуатации, нет критериев оценки повреждений, и как следствие – продолжение отказов оборудования и по сей день [1-3,5-7,13-14].
Во-вторых, это разделение энерговырабатывающего оборудования на тепломеханическую и электромеханическую части. Со стороны электротехнических служб электростанций отсутствует заинтересованность данной проблемой, т.к. большая часть электроэрозионных повреждений происходит или на узлах турбины или на узлах, примыкающих к валопроводу, что является зоной ответственности турбинного цеха. К тому же у заводов-изготовителей турбогенераторов вообще отсутствуют какие-либо нормативные документы на эту тему. В итоге проблемой, имеющей электромагнитную природу, вынуждены заниматься специалисты тепломеханики [1].
Первопричиной электроэрозионного износа подшипников являются именно электромагнитные процессы, протекающие в турбоагрегате:
- электризация роторов турбины из-за трения рабочих лопаток о пар;
- повышенная намагниченность узлов турбоагрегата;
- несимметрия магнитного поля генератора;
- работа тиристорных систем возбуждения.
Существующий подход и методы борьбы не способны в полной мере предотвратить электроэрозионные повреждения подшипников турбин [9]. Необходимо учитывать, что они происходят при одновременном воздействии как электрических, так механических факторов. К механическим относится: качество масла, повышенная вибрация, задевание вала о корпус, перекосы (опрокидывание) вкладышей, снижение сопротивления изоляции подшипников и т.п. В настоящее время, борьба осуществляется на уровне устранения причин механического характера. А это весьма затратное мероприятие и может идти в ущерб текущей выработки электроэнергии, т.к. связано с технически сложными работами. Из практики ЮВТЕК следует, что в большинстве случаев, устранение «электромагнитной» составляющей оказывается более действенным методом.
Эксплуатационные и ремонтные службы недостаточное внимание уделяют данной проблеме. Подавляющая часть повреждений просто списывается на технологические и эксплуатационные причины (механический износ, усталость металла, некачественная заливка подшипников, повышенная вибрация, низкое качество масла). Это происходит из-за незнания характерных признаков повреждений и отсутствия методик по определению электроэрозионного состояния [1].
В свою очередь, электроэрозионный износ возникает на ответственных узлах турбины, генератора и может приводить к серьезным повреждениям, таким как: - изменение рабочих зазоров в подшипниковых узлах;
- частичное или полное выплавление баббитовой заливки вкладышей подшипников;
- задевание роторов о проточную часть цилиндров при изменении осевых и радиальных зазоров в подшипниках;
- неравномерный износ шеек валов;
- повреждение рабочих поверхностей деталей узла регулирования;
- повреждение зеркал жестких муфт;
- ускоренный износ зубчатых пар;
- высокий уровень остаточной намагниченности деталей и узлов.
Это приводит к существенным потерям за счет простоя и ремонта оборудования. В связи с этим становится актуальным применение методов по диагностированию электроэрозионных процессов для своевременного выявления и предотвращения повреждений.
Специалистами компании ЮВТЕК выработаны мероприятия и методики диагностирования паровых и газовых турбин для своевременного обнаружения электроэрозионных процессов в подшипниковых узлах и их предотвращения при последующей эксплуатации.
