Турбогенераторы. Комплексное обследование для продления срока службы (стр. 2 из 2)

Тем не менее предусмотренными в [1] методами оценка механического состояния сердечника возможна лишь по косвенным признакам, когда процесс ослабления прессовки сердечника зашел достаточно далеко. Однако возможности такого контроля и оценки состояния сердечника с помощью вибрационных методов, применяемых как на работающих турбогенераторах, так и во время ремонтов, имеются. Причем вибрационные методы позволяют выявлять признаки ухудшения на ранней стадии их появления.

Многолетний опыт использования нами таких методов основывается на выявлении и анализе устойчивых тенденций изменения контролируемых вибрационных параметров за относительно длительный срок регулярных наблюдений. Критериями, позволяющими оценивать определенные аспекты технического состояния, являются как пороговые уровни отдельных вибрационных компонентов, так и тенденции их изменения, выявляемые в ходе вибрационных обследований. Технология проведения вибрационных измерений, обоснование выбора контролируемых вибрационных параметров и ряд аспектов анализа вибрационных сигналов неоднократно докладывались на конференциях разного ранга и освещались в СМИ. Методы тестовых исследований сердечников статоров, выполняемых в периоды ремонтов турбогенераторов, защищены патентами [4, 5].

На рис. 1 и 2 на примере турбогенераторов типов ТВФ1102 и ТВФ1202 проиллюстрированы виды получаемых зависимостей контролируемых вибрационных параметров А1 и А210 (среднеквадратические значения виброускорения соответственно на частоте 100 Гц и в полосе 200–1000 Гц) от времени эксплуатации. На каждом рисунке, соответственно для параметров А1 и А210, показаны по три зависимости, отдельно для стороны возбудителя (ст. В), стороны турбины (ст. Т) и усредненная (для статора в целом). Все зависимости представлены в виде выделенных пунктирными линиями интервалов, с 95%ной доверительной вероятностью попадания опытных значений в эти интервалы.

На рис. 1 показана преимущественно нарастающая (за исключением высокочастотной составляющей, А210 со ст. Т) тенденция вибрации статора, являющаяся свидетельством естественного с течением времени ослабевания жесткостных свойств механической системы статора. На рис. 2 – случай, когда уровень составляющей вибрации на корпусе статоров 100 Гц с течением времени уменьшается, что может свидетельствовать о нарастающем ослабевании механической связи сердечника с корпусом статора.

На рис. 3 показаны результаты измерения декрементов колебаний сердечника с заведомо ослабленной прессовкой. Этот сердечник статора турбогенератора ТГВ300 на период измерений имел восстановленную (после обрыва концов 9 стяжных призм со стороны возбудителя) систему крепления и хроническое прогрессирующее ослабление затяжки гаек на концах стяжных призм с обеих сторон статора. Измерения декрементов колебаний на этом статоре были произведены два раза, второе измерение примерно через три года после первого. Оба обследования показали высокие значения декрементов колебаний в торцевых зонах сердечника. Вторым обследованием выявлена тенденция роста декремента колебаний со стороны возбудителя. Для сравнения приведено распределение декрементов колебаний в сердечнике нового статора, которым в итоге был заменен прежний статор по причине предельного состояния сердечника.

Рис. 1. Изменение с тенденцией роста составляющих вибрации на корпусе статора турбогенератора с течением времени

Рис. 2. Уменьшение с течением времени 100 Гцой составляющей вибрации на корпусе статора турбогенератора при статистически неизменном уровне высокочастотной составляющей

Рис. 3. Распределение декрементов колебаний () по длине (L) сердечников статоров турбогенератора типа ТГВ-300:

1 – сердечник дефектного статора;

2 – сердечник нового статора, заменившего дефектный;

Ст. В – сторона возбудителя; Ст.Т – сторона турбины

ВЫВОДЫ

Комплексный подход к обследованию турбогенераторов позволяет с практически достаточной достоверностью выявить узел с наименьшим ресурсом работоспособности.

Для повышения достоверности оценок состояния узлов турбогенераторов необходимо совершенствовать существующие методы контроля и вести регулярный поиск, разработку и внедрение новых методов контроля.

Вибрационные методы контроля состояния статора турбогенератора позволяют отслеживать изменение и оценивать состояние механической системы статора, ресурсом работоспособности которой определяется срок службы турбогенератора.

Для повышения эффективности контроля технического состояния статоров турбогенераторов вибрационными методами целесообразно оснащать их вибродатчиками, стационарно установленными непосредственно на сердечнике статора.

Список литературы

1. Объемы и нормы испытаний электрооборудования. РД34.4551.300.97. – М: ЭНАС, 1998.

2. Алексеев Б.А. Определение состояний (диагностика) крупных турбогенераторов. – М.: ЭНАС, 2001.

3. Назояин А.Л., Поляков В.И. Управление развитием дефектов на работающем генераторе // Электрические станции. – 2006. – № 1. –С. 49–52.

4. Патент 2113754 РФ. Способ контроля прессовки сердечника статора электрической машины. А.В. Григорьев, В.Н. Осотов, Д.А. Ямпольский // Открытия. Изобретения. – 1998. – № 17.

5. Патент 2155429 РФ. Способ контроля прессовки сердечника статора электрической машины. А.В. Григорьев, В.Н. Осотов, Д.А. Ямпольский // Открытия. Изобретения. – 2000. – № 24.