Спосіб інтегрального контролю технічного стану статора синхронних турбогенераторів

Реферат: Спосіб інтегрального контролю технічного стану статора синхронних турбогенераторів включає контроль пошкоджень міжлистової ізоляції сегментів у всій масі статора та розпресування осердя статора в процесі роботи синхронного генератора з сегментованим шихтованим магнітопроводом, скріпленим неізольованими стискними призмами. Періодично заміряють величину номінального струму обмотки ротора в контрольному режимі і порівнюють одержане значення із заводським. Залежно від різниці між ними оцінюють і контролюють процес зміни технічного стану осердя статора. UA 70437 U (12) UA 70437 U UA 70437 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Корисна модель належить до галузі електроенергетики, зокрема до контролю технічного стану осердя статора потужних синхронних турбогенераторів в процесі роботи на електростанціях в умовах тривалої дії вібрації і термомеханічних сил, внаслідок чого рівень пружного стиснення і стан міжлистової ізоляції сегментів осердя статора змінюються відносно розрахункового (початкового) значення, внаслідок чого, з часом, осердя статора втрачає техніко-економічні та ресурсні характеристики. Спосіб може бути застосований для діагностики технічного стану потужних турбогенераторів з вичерпним ресурсом на електростанціях, з метою запобігання їх аварійних відключень зі значними пошкодженнями статора, що супроводжуються великими економічними збитками. Відомі способи контролю запресування осердя статора при роботі потужних синхронних генераторів [Григорев А.В. / О вибрационном контроле технического состояния статоров турбогенераторов ТГВ - 300 / А.В. Григорев, В.Н. Осотов, Д.А. Ямпольский // Электрические станции.-1998. - № 8. - С. 27-35] полягають у тому, що на статорі генератора встановлюються датчики вібрації в локальних зонах масиву активної сталі і на їх основі оцінюється механічний стан осердя статора. Основними засобами контролю стану запресування шляхом замірів вібрації є датчики вібрації, реперні точки встановлення датчиків вібрації (на поверхні статора), вібровимірювальні прилади. Відомий також спосіб контролю стану міжлистової ізоляції осердя статора [Норми випробування електрообладнання: ГДК 34.20.302:2002. - Офіц. вид. - К.:ГРІФРЕ: Міністерство палива та енергетики України, 2002.-216 с. - (Галузевий керівний документ Мінпаливенерго України)], який здійснюється шляхом проведення трудомістких вимірювань електромагнітних втрат індукційним методом на зупиненому для капітального ремонту генераторі без ротора, нагріваючи високою змінною напругою зубцеву зону осердя статора. Цей спосіб контролю виявляє пошкодження тільки на поверхні зубців розточки статора, хоча більшість пошкоджень ізоляції сегментів виникають в глибині спинки (ярмі), де їх виявити і усунути в умовах електростанції складно. Основними засобами контролю стану міжлистової ізоляції є нагрівальний елемент високовольтний кабель, що протягується через розточку статора, і силовий трансформатор для подання в кабель змінної випробувальної напруги промислової частоти, а також контрольновимірювальні прилади: амперметр, вольтметр, ватметр і таймер. В окремих випадках використовується тепловізор для точнішого визначення локальних зон з підвищеною температурою в місцях пошкодження лакового ізоляційного покриття. Згадані способи (спосіб контролю розпресування осердя статора і спосіб контролю стану міжлистової ізоляції) виявлення несправностей (міжлистової ізоляції і розпресування) здійснюються відокремлено один від одного, при різних умовах (на працюючому генераторі або на зупиненому з вийнятим ротором), і тому не характеризують одночасно і об'єктивно динаміку стану статора як цілісної системи, у якій в процесі тривалої роботи генератора розпресування осердя і пошкодження лакової ізоляційної плівки сегментів відбуваються паралельно внаслідок тривалої та одночасної дії сукупності експлуатаційних факторів (вібрації і температури). Найбільш близьким за технічною суттю до запропонованого способу контролю є А. с. СРСР. № 652653, - Синхронная электрическая машина. Тимошик A.M. Основними спільними елементами відомого і запропонованого способів є використання статора з сегментованим шихтованим магнітопроводом, скріпленим за допомогою натискних плит неізольованими стискними призмами, на якому здійснюється контроль пошкоджень міжлистової ізоляції сегментів у всій масі статора в процесі роботи синхронного генератора. Недоліками відомого способу є те, що він: - дає можливість контролювати пошкодження тільки міжлистової ізоляції, для чого необхідно передбачати конструктивні зміни, суть яких полягає у виконанні додаткової обмотки в спинці осердя статора з існуючих стискних шпильок і їх з'єднання перемичками в m-фазну обмотку, що можливо реалізувати лише в заводських умовах при створенні нового генератора; - потребує додаткових трудомістких і небезпечних, з точки зору техніки безпеки і надійності, засобів проведення високовольтних випробувань і висококваліфікованого персоналу; - не контролює динаміку процесів розпресування і пошкоджень осердя статора, як взаємозв'язаний кумулятивний процес старіння і деградації статора, що знижує достовірність висновків про працездатність цілісної системи в процесі роботи генератора. Заявлений спосіб усуває недоліки найближчого аналога і забезпечує інтегральний контроль зміни технічного стану статора як цілісної системи в процесі роботи турбогенератора, без використання будь-яких додаткових засобів вимірювань, що дає змогу здійснювати більш об'єктивний і ефективний контроль процесу розпресування магнітопроводу і виникнення 1 UA 70437 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 несправностей лакової ізоляції між листами електротехнічної сталі, що надасть можливість своєчасно планувати необхідні заходи для запобігання і усунення пошкоджень. В основу корисної моделі поставлена задача створити ефективний і доступний спосіб, який може забезпечити інтегральний контроль процесів розпресування статора із прогресуючими об'ємами пошкодження міжлистової ізоляції за час тривалої роботи потужних синхронних турбогенераторів, без додаткових засобів на виконання конструктивних та технологічних змін. Технічний результат заявленого способу досягають тим, що виявлення змін технічного стану генератора здійснюють в процесі його роботи, періодично заміряючи величину номінального струму обмотки ротора в контрольному режимі штатним амперметром в колі обмотки збудження, порівнюючи одержані значення із заводським, і за зростаючою між ними різницею оцінюють і контролюють процес зміни технічного стану осердя статора. Розпресування осердя статора і перетирання (пошкодження) міжлистової ізоляції - це кумулятивний деградаційний процес в усьому масиві активної сталі, який характеризується зміною зусиль стиснення усієї маси лакованих сегментів осердя статора внаслідок тривало діючих циклічних (електродинамічних) сил магнітного притягання і відштовхування статора полем ротора, який обертається, а також під впливом дії термомеханічних сил в сталі і міді, викликаних зміною навантажень, а значить, і зміною їх температури. В результаті, щільність початкового (заводського) запресування з часом зменшується, що характеризується поступовою зміною розрахункових механічних і магнітних характеристик генератора. Однак методу інтегрального контролю деградаційних процесів у цілому масиві статора при роботі генератора на електростанції не відомо. Для турбогенераторів, які тривало працюють понад розрахунковий ресурс, важливо визначати, більше чи менше зношений той чи інший статор з усіх працюючих на електростанції генераторів, щоб більш обґрунтовано і точно визначати час проведення ремонту для запобігання аварійних відключень з великими об'ємами пошкоджень. Енергетичною стратегією України передбачається до 2030 р. замінити фізично зношене обладнання, яке відпрацювало свій ресурс і не підлягає реконструкції. Здійснювати ці завдання необхідно з урахуванням результатів комплексного аналізу індивідуальної надійності енергоблоків з метою визначення доцільності (ефективності) їх подальшої експлуатації і мінімізації затрат на реконструктивні роботи. Ґрунтовні та всебічні дослідження зміни індивідуального технічного стану турбогенераторів (ТГ) можливо здійснювати, використовуючи "Спосіб інтегрального контролю стану статора". Суть його полягає в наступному. Постійний струм обмотки (ір) збудження (ротора) забезпечує створення постійного магнітного потоку, який обертаючись з ротором (внаслідок обертання турбіни), індукує в обмотці статора змінний струм і, відповідно, створює змінне магнітне поле в статорі. Струм обмотки ротора вимірюється штатним амперметром на блочному щиті управління. В новому (без пошкоджень) синхронному генераторі електромагнітні витрати (основні і додаткові) від цих полів збалансовані, відповідають розрахунковим і при замірі вихідного строго регламентованого параметра якості електроенергії (напруги статора) в контрольному режимі будуть показувати однакові (в допустимих межах) результати. При виникненні і розвитку таких характерних поступових пошкоджень в статорі, як послаблення запресування осердя, виникнення контурів замикання сталі внаслідок пошкоджень міжлистової ізоляції, пошкодження зубців крайніх пакетів, залишкової деформації стискних призм і інших, змінюються магнітні і механічні характеристики статора (магнітна провідність, питомі втрати, коефіцієнт заповнення активної сталі статора, характеристика неробочого ходу, вібрація тощо), що приводить до зростання сумарних втрат порівняно з розрахунковими (заводськими) втратами. Для компенсації зростаючих з часом напрацювання генератора сумарних втрат в статорі, викликаних зростаючою кількістю пошкоджень, оператор збільшує номінальний струм обмотки ротора порівняно з початковим (пусковим) значенням. Якщо цього не здійснювати, то будуть порушуватись вимоги стандарта щодо якості електроенергії [Машини электрические вращающиеся. Турбогенераторы. Общие технические условия: ГОСТ 533-2 [Чинний від 21.01.2002]. - К.: Госстандарт Украины, 2002.-25 с. - (Національний стандарт України)], оскільки стабільність напруги обмотки статора забезпечується регулюванням струму обмотки ротора (збудження). Тому як інтегральний критерій динаміки множини параметрів технічного стану статора, пропонується застосувати динаміку струму обмотки збудження (di/dt) періодичні заміри якого необхідно проводити в номінальному (контрольному) режимі. На практиці, змінюючи струм обмотки ротора, змінюється реактивна складова потужності, чим забезпечується стабільність напруги обмотки статора (Uст.+_5 %). Причиною зростання номінального струму обмотки збудження (Ір) відносно початкової (паспортної) величини, при виникненні перерахованих пошкоджень в статорі, є вимога стандарту щодо забезпечення стабільності строго 2 UA 70437 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 регламентованого показника якості виробленої генератором електроенергії (U ст=Const) [Машини электрические вращающиеся. Турбогенераторы. Общие технические условия: ГОСТ 533-2 [Чинний від 21.01.2002]. - К.: Госстандарт Украины, 2002.-25 с. - (Національний стандарт України)], [Галузевий керівний документ 34507-2003. Технічна експлуатація електричних станцій і мереж: Правила. Розділ 12.1 Генератори і синхронні компенсатори]. Заявлена корисна модель пропонує застосувати спосіб інтегрального контролю зміни технічного стану статора шляхом проведення в контрольному режимі періодичних вимірювань штатним амперметром величини зростання номінального струму обмотки ротора. Отже, наведені вище інформаційні відомості розкривають суть корисної моделі та пояснюють одержання технічного результату заявленого способу. При проведенні патентно-інформаційного пошуку заявником і авторами знайдено технічне рішення /АС СРСР № 652653/, що містить найбільшу кількість суттєвих ознак, спільних із заявленим рішенням.: включає контроль пошкоджень міжлистової ізоляції сегментів у всій масі статора та розпресування осердя статора в процесі роботи синхронного генератора з сегментованим шихтованим магнітопроводом, скріпленим неізольованими стискуючими призмами. Однак наявність зазначених, спільних з найближчим аналогом, ознак недостатня для одержання технічного результату, який забезпечує заявлений спосіб. Заявлений спосіб належить до галузі електроенергетики, і зокрема до способу контролю технічного стану осердя потужних синхронних турбогенераторів в процесі роботи на електростанціях в умовах тривалої дії на статор вібрації і термомеханічних сил, внаслідок чого рівень пружного стиснення і стан міжлистової ізоляції сегментів осердя статора змінюються відносно розрахункового (початкового) значення, і з часом осердя статора втрачає технікоекономічні та ресурсні характеристики. Заявлений спосіб реалізують наступним чином. В технічному паспорті заводу, що виробив генератор, надається початкова інформація, (одержана на випробувальному стенді) про величину номінального струму ротора (обмотки збудження). Таку ж інформацію одержують при пускових налагоджувальних випробуваннях нового генератора на електростанції. Ці значення вважаються початковими. В процесі тривалої роботи в статорі накопичуються пошкодження, які негативно впливають на надійність і ефективність (коефіцієнт корисної дії) роботи. Для здійснення інтегрального контролю зміни стану статора синхронних турбогенераторів після тривалого періоду роботи виконують наступні дії. - На працюючому генераторі через певні періоди часу (кожні 5 років) проводять декілька вимірювань струму обмотки ротора при тих значеннях електричних і технологічних параметрів, при яких було заміряно початкові значення струму ротора. - Усереднюють одержані значення струму обмотки ротора. - Порівнюють одержане середнє значення Ір з початковим значенням. - В залежності від величини різниці між одержаним середнім значенням і початковим оцінюється і прогнозується ступінь погіршення технічного стану статора. Ефективність заявленого способу, його переваги перед найближчим аналогом підтверджені прикладом конкретного виконання способу. В умовах Бурштинської електростанції, на генераторах ТГВ-200 було апробовано заявлений "Спосіб інтегрального контролю технічного стану статора синхронних турбогенераторів". Проводились періодично вимірювання динаміки усіх електричних і технологічних параметрів, які характеризують технічний стан статора при роботі під навантаженням. Аналіз наявної інформації показав, що оцінювати динаміку технічного стану статора (як цілісної системи) за зміною сукупності параметрів, частина з яких зростає, частина не міняються, а інші зменшуються, практично не можливо. Тому для оцінювання індивідуального технічного стану статора турбогенераторів доцільно оперувати інтегральним критерієм деградації - це критерій, який чутливий до зміни сукупності параметрів технічного стану, у тому числі і до зміни деградаційного характеру. Як критерій деградації статора, який інтегрально враховує характер зміни кожного параметра стану, зокрема і чутливий до зростання в функції часу кількості несправностей, є таке значення величини струму ротора, яке забезпечує роботу генератора при номінальній напрузі статора. Приклад конкретного виконання заявленого способу проілюстрований на рисунку, де одержані залежності струму обмотки ротора на шістьох різних генераторах ТГ-1-6 в функції тривалості експлуатації. Випробування на усіх працюючих генераторах за "Способом Інтегрального контролю…» показали тенденцію зростання струму збудження за лінійним законом в міру напрацювання. Однак швидкість деградації кожного статора дещо відрізняється. 3 UA 70437 U 5 10 15 20 25 Так, на генераторах № № 1, 2, 3 розпресування і пошкодження міжлистової ізоляції відбувається найбільш інтенсивно, а на генераторах № 4 і № 6 деградаційні процеси проходять значно повільніше. Це зумовлено відмінністю як висхідних матеріалів та технології збирання кожного статора на заводі, а також відпрацьованим часом від пуску в експлуатацію, і різницею якості їх ремонтів. Факт зростання струму збудження у функції часу напрацювання пояснюється необхідністю компенсувати активну та індуктивну складові деградаційних втрат, величина яких зростає з часом внаслідок розпресування осердя статора і пошкоджень лакової ізоляційної плівки між листами електротехнічної сталі. При цьому номінальний струм обмотки збудження відповідно збільшується для забезпечення необхідної якості виробленої генератором електроенергії (напруги обмотки статора). Результати досліджень, одержані у прикладі конкретного виконання способу, підтверджують його ефективність і перевагу у порівнянні з найближчим аналогом та існуючими методами контролю стану осердя статора. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ Спосіб інтегрального контролю технічного стану статора синхронних турбогенераторів, що включає контроль пошкоджень міжлистової ізоляції сегментів у всій масі статора та розпресування осердя статора в процесі роботи синхронного генератора з сегментованим шихтованим магнітопроводом, скріпленим неізольованими стискними призмами, який відрізняється тим, що виявлення несправностей (змін технічного стану) в генераторі здійснюють в процесі його роботи, періодично заміряючи величину номінального струму обмотки ротора в контрольному режимі штатним амперметром в колі обмотки збудження, порівнюють одержане значення із заводським і за зростаючою між ними різницею оцінюють і контролюють процес зміни технічного стану осердя статора. Комп’ютерна верстка Л. Купенко Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4