Методы контроля дефектов в обмотке статора турбогенератора

Традиционные нормативно узаконенные методы контроля состояния сердечника статора сводятся, в основном, к контролю качества межлистовой изоляции и удельных потерь в сердечнике. Регламентированное отраслевыми нормами измерение вибрации сердечника и корпуса статора предусматриваются лишь "при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов" и "при обнаружении неудовлетворительного состояния стальных конструкций статора . Основным же механическим свойством сердечника статора, определяющим его работоспособность, является заданное ему при изготовлении состояние упругого сжатия. Именно оно является необходимым условием длительного сохранения качества межлистовой изоляции и предупреждения выкрашивания листов активной стали, вследствие их вибрации. Неизбежное с течением времени и под воздействием эксплуатационных нагрузок снижение усилий, сжимающих сердечник, ведёт к снижению его ресурса работоспособности, является потенциальной причиной опасных аварийных повреждений статора и, следовательно, основным фактором, ограничивающим срок службы турбогенератора.

Правильная оценка технического состояния сердечника становится особо актуальной в случаях, когда необходимо принять решение о целесообразности замены обмотки статора – дорогостоящая замена обмотки может оказаться неоправданной, если сердечник статора уже утратил в значительной степени свои механические свойства.

Тем не менее, в регламентированных методах контроля состояния турбогенераторов не предусмотрен контроль механических свойств сердечника статора. Предусмотренными в методами оценка механического состояния сердечника возможна лишь по косвенным признакам (распушение и выкрашивания листов сердечника), когда процесс ослабления прессовки сердечника зашёл 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. Причём вибрационные методы позволяют выявлять признаки ухудшения на ранней стадии их появления.

Контроль и оценка состояния механической системы статора основываются на выявлении и анализе устойчивых тенденций изменения контролируемых вибрационных параметров за относительно длительный срок регулярных наблюдений. Критериями, позволяющими оценивать определённые 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 периодической печати .

На рисунках 1 – 3 на примере турбогенераторов типов ТВФ‑110‑2 и ТВФ‑120‑2 проиллюстрированы три характерных вида получаемых зависимостей контролируемых вибрационных параметров А₁ и А_2-10 (среднеквадратические значения виброускорения, соответственно, на частоте 100Гц и в полосе 200-1000Гц) от времени эксплуатации. На каждом рисунке, соответственно для параметров А₁ и А_2-10, показаны по три зависимости, отдельно для стороны возбудителя (ст.В), стороны турбины (ст.Т) и усреднённая (для статора в целом). Все зависимости представлены на рисунках в виде выделенных пунктирными линиями интервалов, с 95% доверительной вероятностью попадания опытных значений в эти интервалы.

На рис.1 показана преимущественно нарастающая (за исключением высокочастотной составляющей, А_2-10 со ст.Т) тенденция вибрации статора. Такая тенденция является свидетельством естественного с течением времени ослабевания жёсткостных свойств механической системы статора.

На рис.2 представлен случай, когда среднестатистический уровень вибрации на корпусе статоров с течением времени не меняется. Отсутствие тенденции во времени, при условии съёма вибрационных сигналов непосредственно с поверхности сердечника или же, при уверенно жёсткой связи сердечника с корпусом статора (если сигнал снимался с поверхности корпуса), является признаком стабильности состояния механической системы статора.

На рис.3 показан случай, когда уровень 100Гц‑ой составляющей вибрации на корпусе статоров с течением времени уменьшается. Тенденция снижения 100Гц‑ой составляющей вибрации на корпусе статора может свидетельствовать о нарастающем ослабевании механической связи сердечника с корпусом статора.

Внутри каждой группы однотипные турбогенераторы могут быть ранжированы по уровню контролируемого параметра и по углу наклона (скорости роста) рассматриваемой зависимости.

На рис.4 на примере группы турбогенераторов ТГВ‑300 проиллюстрированы результаты тестовых вибрационных обследований сердечников статоров, проведённых в периоды ремонтов турбогенераторов. Целью таких обследований является определение значений и распределения декрементов колебаний вдоль сердечника статора и оценка на их базе степени неравномерности распределения плотности прессовки каждого обследованного сердечника. Это позволяет ранжировать статоры однотипных турбогенераторов по признаку лучшей или худшей прессовки сердечника, а для сердечников, прошедших несколько обследований, выявлять тенденции изменения плотности прессовки во времени.

На рис.5 показаны результаты измерения декрементов колебаний сердечника с заведомо ослабленной прессовкой. Этот сердечник статора турбогенератора ТГВ‑300 на период измерений имел восстановленную (после обрыва концов 9‑ти 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 на рисунке приведено распределение декрементов колебаний в сердечнике нового статора, которым в итоге был заменён прежний статор по причине предельного состояния сердечника.

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

Рис.2. Отсутствие статистически значимых изменений составляющих вибрации на корпусе статора турбогенератора с течением времени.

Рис.3. Уменьшение с течением времени 100Гц‑ой составляющей вибрации на корпусе статора турбогенератора при статистически неизменном уровне высокочастотной составляющей.

Рис.4. Распределение декрементов колебаний (δ) по длине (L) сердечников статоров группы турбогенераторов типа ТГВ-300. Ст.В – сторона возбудителя; Ст.Т – сторона турбины

Рис.5.Распределение декрементов колебаний (δ) по длине (L) сердечников статоров турбогенератора типаТГВ‑300. 1‑сердечник дефектного статора; 2‑сердечник нового статора, заменившего дефектный. Ст.В – сторона возбудителя; Ст.Т – сторона турбогенератора

ПРОВЕДЕНИЕ КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ МЕЖЛИСТОВОЙ ИЗОЛЯЦИИ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫМ МЕТОДОМ.

Контроль статора по настоящим МУ обеспечивает обнаружение дефектов межлистовой изоляции сердечника с точностью не хуже 10мм по длине статора и точностью по окружности – 1 паз.

Настоящие МУ позволяют качественно оценить размеры дефекта и ориентировочное место его расположения.

Проведение контроля по настоящие МУ обеспечивает электронное документирование результатов снижение роли человеческого фактора.

Электромагнитный метод контроля сводится к обнаружению аномальных зон поля рассеяния сердечника при кольцевом намагничивании с низким уровнем индукции (порядка 0,01Тл) с помощью автоматизированного сканирования специальным датчиком магнитного поля внутренней поверхности расточки статора.

Аномальные зоны полей рассеяния образуются из-за того, что в дефекте (месте нарушения межлистовой изоляции) замыкается контур, по которому протекают токи Фуко, создающие в контуре переменное вторичное магнитное поле, фаза которого сдвинута относительно первичного поля намагничивания на 90^О. На рисунке 1 представлена упрощенная схема векторов токов и полей в сердечнике статора.

Датчик магнитного поля в простейшем случае представляет собой катушку, намотанную на тонком магнитопроводе, расположенную в непосредственной близости от внутренней поверхности расточки статора. В катушке наводится сигнал, имеющий синусоидальную форму, пропорциональный величине магнитного поля, вытесняемого из сердечника в зоне контроля (рисунок 2).

При расположении измерительного датчика на бездефектном месте сигнал, регистрируемый датчиком сдвинут по фазе относительно синусоиды тока в обмотке возбуждения на определенный (опорный или нулевой) угол φ_О, зависящий от многих факторов.

Рисунок -1 Упрощенная схема векторов токов и магнитных полей в сердечнике при испытаниях	Рисунок 2 – Вариант исполения измерительного датчика

При расположении датчика в расточке над дефектом, т.е. в зоне аппаратной функции датчика (зоне чувствительности), где находится контур с токами Фуко, создающими магнитное поле, сдвинутое на 90^О, сигнал датчика сдвигается относительно φ_О на дополнительный угол φ_Д (угол дополнительных потерь), зависящий от тока дефекта, находящегося в зоне чувствительности.

Экспериментально доказано, что в диапазоне до 15^О

tgφ_Д = kI_Д , (1)

где I_Д - ток дефекта, находящегося в зоне чувствительности датчика,

k – коэффициент пропорциональности, зависящий от геометрических и физических характеристик сердечника (мощности генератора).

Коэффициент пропорциональности k определяется экспериментально во время процедуры градуирования системы контроля.

Последовательным сканированием измерительного датчика по поверхности расточки с одновременной записью измеряемого угла дополнительных потерь φ_Д производится поиск дефектных мест в сердечнике статора.

Появление сигнала в виде угла дополнительных потерь φ_Д , свидетельствует о том, что в зоне чувствительности датчика (под измерительным датчиком между внешними концами магниточувствительного элемента) протекает ток .