Доклад 4.48 на IХ Симпозиуме «Электротехника 2030»; 28 мая-1 июня 2007 г

Причины и  последствия появления локальных очагов нагрева основных узлов турбогенераторов, пути предупреждения их аварийного развития

О.С.Голоднова

В исправном состоянии ТГ температурное поле основных узлов, их элементов и охлаждающих сред, соответствующее определенной нагрузке и условиям охлаждения, остается постоянным при сохранении этой нагрузки  и условий охлаждения или воспроизводится практически неизменным при их повторении после изменений режима. Если фактическая температура повышается по сравнению с ожидаемой  температурой, то это говорит о появлении термического дефекта [1].

Повышение температуры может наблюдаться по всему объему или в пределах крупного узла машины (обмотка ротора, обмотка статора, сердечник статора, различные крупные части этих узлов и др.) или  локально –  в областях с размерами, значительно меньшими размеров самого узла. Развитие термических дефектов приводит к повреждению ТГ.

Основные причины термических дефектов [1]:

1) ухудшение условий охлаждения вследствие  общих  или  частичных  нарушений  циркуляции  охлаждающей среды;

2) местное увеличение тепловыделения, которое приводит к развитию локального очага нагрева.

Статоры.

Локальные нарушения  циркуляции  охлаждающего дистиллята приводят к нагреву отдельных стержней обмотки статора с водяным охлаждением. Известно [1-5], что причиной таких  нарушений охлаждения может быть частичная или полная закупорка полых проводников стержня вследствие:

–       возникновения отложений на их внутренней поверхности продуктов коррозии меди (рис. 1),

–       засорения водяного тракта при продувке загрязненным дистиллятом,

–       попадания различных примесей  из-за сбоя в работе фильтров,

–       попадания грата  от сварочных работ  или от пайки во время ремонта,

–       образования газовых пробок из-за попадания водорода в дистиллят и паровых пробок от вскипания дистиллята в местах повышенного нагрева.


Рис. 1. Состояние внутренней поверхности полого проводника обмотки статора при наличии коррозионного износа [2]

Имели место случаи перекрытия проходного сечения отверстий в наконечниках, соединяющих  головки стержней с соединительными шинами и с выводами.

Не останавливаясь здесь на причинах возникновения нарушений охлаждения отдельных стержней обмотки и ограниченных возможностях их диагностирования, которые подробно описаны в литературе (например, в [1-5]), отметим, что все же существуют объективные возможности раннего выявления нарушений, представляющих опасность, в процессе эксплуатации на базе существующих систем контроля технологических параметров ТГ. Определяются показатели теплового состояния стержней, которые позволяют выявить термический дефект отдельного стержня либо на фоне остальных стержней (рис. 2), либо по сравнению с исходным заведомо исправным состоянием.

Для повышения достоверности и чувствительности используются в качестве показателей теплового состояния уклонения (отклонения) температур отдельных гидравлических ветвей от средней температуры по группе ветвей [1, 6].


Рис. 2. Анализ данных термоконтроля обмотки статора;  выявление дефекта     охлаждения стержня

Последствия длительного воздействия повышенного нагрева высоковольтной изоляции известны: ускоренное старение, высыхание, расслоение, формирование пути разряда, пробой на корпус или другую фазу. Но  тепловой пробой корпусной изоляции – не  единственной возможное следствие термического дефекта отдельной гидравлической ветви, отдельного стержня статора. Имели место случаи, когда термические дефекты, заключавшиеся в нагреве и выплавлении  участков меди с последующим разрывом токовой цепи статора, приводили к отключению ТГ поперечной дифференциальной защитой значительно раньше, чем мог бы развиться тепловой пробой, связанный со снижением протока дистиллята из-за засорения и частичной закупорки полых проводников.

В другом случае длительная работа отдельного стержня обмотки с повышенной температурой по отношению к остальным стержням, механически связанным с дефектным стержнем в  лобовой части, привела к деформации меди и изоляции, появлению складок и трещин в изоляции на выходе из паза с последующим пробоем на корпус. При этом термодатчики, контролирующие дефектные стержни,   показывали нарастание температуры,  но не выше (или незначительно выше) предельно допустимой (рис. 3).

В подобных случаях всегда возникают затруднения с принятием решения о выводе ТГ из работы, поскольку даже явное наличие термического дефекта не является основанием для отключения ТГ, если контролируемая температура не превышает предельно допустимого значения. В то же время характер и продолжительность развития таких термических дефектов во времени таковы, что выявление их не требует тонких методов диагностики, а своевременное отключение ТГ позволяет значительно снизить объем повреждения. Для этого предлагается считать признаками опасности термического дефекта повышение уклонения температуры дефектной гидравлической ветви  сверх 20 ºC, а также факт возрастания  этого  параметра при  неизменной или сниженной нагрузке ТГ.


Если локальные нарушения  водяного охлаждения отдельных стержней ТГ могут быть выявлены в процессе эксплуатации при помощи средств штатного теплоконтроля, то возникновение очагов нагрева с малыми размерами, находящихся вдали от термодатчиков, обычно не фиксируется системой штатного технологического контроля.  Если такой термический дефект не выявляется  во время планового ремонта, то в процессе последующей эксплуатации  его развитие  приводит к повреждению обмотки и отключению ТГ защитой.

В статоре ТГ локальный рост тепловыделения возникает обычно  вследствие следующих явлений:

–       замыкания листов активной стали;

–       протекание контурных токов в сердечнике и узлах его крепления;

–       витковые замыкания внутри стержней обмотки;

–       трещины в меди стержней обмотки;

–       нарушения паяных или сварных электрических соединений обмотки;

–       повреждения  высоковольтной изоляции посторонним предметом;

–        попадание ферромагнитного предмета.

Замыкания листов активной стали приводят к нагреву в месте замыкания вследствие появления контура протекания тока, наведенного магнитным потоком в сердечнике (рис. 4) и выделения в переходном сопротивлении точки замыкания большей части потерь в этом контуре.


Рис. 4.  Контур протекания тока при замыкании листов активной стали на длине l [7]; 1 – стяжное ребро, 2 – листы активной стали, 3 – область замыкания листов.

Замыкание пары соседних листов и точечное оплавление не приводит обычно к тяжелым последствиям.  Но весьма опасно развитие  этого процесса, когда  увеличивается протяженность дефектной зоны в сердечнике, растут  потери в замкнутом контуре (рис.5), а затем  происходит переход к лавинообразному нарастанию  нагрева этой зоны вплоть до  выплавления стали - так называемого «пожара железа» с  повреждением корпусной изоляции стержней обмотки.


 

Причины возникновения  повышенных нагревов из-за замыканий листов активной стали  и  мероприятия по предупреждению повреждений по этой причине описаны подробно в литературе (например, [8]). Здесь следует отметить только, что на ТГ с длительным сроком эксплуатации выявление и устранение замыканий листов в зубцах сердечника во время плановых ремонтов не гарантирует от появления очагов нагрева в процессе эксплуатации. Чтобы предотвратить отказы ТГ из-за  повреждений сердечника, следует постоянно контролировать появление местных перегревов активной стали  по наличию аэрозолей в водороде с помощью устройства контроля местных перегревов (ионизационной камеры).

Контуры в сердечнике могут возникать не только в зубцах (рис.6), и следы  протекания токов  обнаруживаются в ряде случаев на спинке сердечника и стягивающих ребрах  в виде следов электроэрозии, подгаров и оплавлений (рис. 7).


Рисунок 6.  Схема токовых контуров между сегментами активной стали и стяжными ребрами  [9]; 1 – нажимная плита; 2 -  радиальный поток рассеяния; 3, 4 – аксиальные потоки;  5, 6 – токи рассеяния;  7 – стяжное ребро; 8 -  сектор сердечника статора.


Рис. 7.  Следы электроэрозии и нагрева на ребрах корпуса статора  [8]

Имеются данные [10], что  горение микродуг в местах контактов ребер с листами активной стали – это одна из причин появления в охлаждающем газе магнитных частиц, попадание которых на изоляцию лобовых дуг обмотки статора приводит к ее повреждению.

Витковые замыкания между элементарными проводниками внутри стержней обмотки статора приводят к росту добавочных потерь в  стержнях из-за протекания токов в замкнутых контурах.

ЭДС в контуре Ек зависит от мощности и номинального напряжения генератора, типа транспозиции элементарных проводников и расположения места замыкания по длине и по сечению стержня. Поскольку разность потенциалов между соседними проводниками одной половины стержня значительно меньше разности потенциалов между проводниками  разных половин стержня (0,1÷1,2 В против 3÷15 В), нарушения изоляции  между половинами особенно опасны.

Потери мощности, выделяемые в замкнутом контуре, составляют

Рк = [Ек/(Rk + Rc)]2·(Rk + Rc),

где Rk  и  Rc – омическое сопротивление контура и переходное сопротивление места замыкания.

Потери, выделяемые в месте замыкания, составляют  Рс = [Ек/(Rk + Rc)]2· Rc.

Максимальная величина потерь в месте замыкания  соответствует Rk = Rc и равна

Рс макс = Ек2/4Rc.

Rk = 0,001÷0,003 Ом  для ТГ с водяным охлаждением обмоток и ТГ с косвенным охлаждением. Для ТГ с водородным охлаждением стержней через вентиляционные трубки Rk=0,2÷0,4 Ом.  Переходное сопротивление Rc может значительно превышать Rk, и тогда Рс = Ек2/Rc. По данным [11, 12] для ТГ  мощностью 200÷300 МВт потери в месте замыкания могут достигать 1000÷2000 Вт, а температура в месте замыкания может повышаться до  300÷500 ºC, что, конечно, приведет к повреждению изоляции стержня.  Замыкания между проводниками  разных половин стержней мощных ТГ могут приводить и к локальному выплавлению проводников.

Для оценки роли переходного сопротивления были проведены экспериментальные исследования на натурной модели статора ТГВ-200 на стержне, оснащенном термопарами и винтом, замыкающим медный проводник и стальную вентиляционную трубку, позволявшим варьировать переходное сопротивление Rc в месте замыкания [13]. Стержни модели охлаждались водой, подаваемой в вентиляционные трубки, температура воды была 12 ºC на входе и 24 ºC  на выходе. При токе в стержне 4200 А (0,97 Iном) местный нагрев в точке замыкания менялся в пределах от 85ºC до 115ºC и был выше на 50÷80 ºC  температуры меди вдали от точки замыкания.     Распределение нагрева меди вдоль паза для  одного из режимов испытаний показано на рис. 8.


Рис. 8. Распределение температуры по длине стержня статора ТГВ-200 при двойном замыкании проводника с трубкой на расстоянии 75 мм от выхода из паза и в противоположной головке при токе 4200 А [13].

Острый  максимум температуры соответствует точке замыкания. Кривые 1, 2, 3, 4 соответствуют значениям Rc:  0,126, 0,014, 0,04, 0,02 Ом.

Рост Rc может приводить к появлению прерывистого контакта, т.е. к перемежающемуся замыканию. Такое замыкание при токе в стержне 3950 А,  ЭДС 9 В привело к многократным колебаниям тока в контуре от 25 А до нуля, при этом максимальная температура в зоне контакта возросла с 70 ºC  до 180 ºC. После разборки на контактной площадке винта-замыкателя были найдены следы подгара и налет металла трубки, что говорит о воздействии микродуг.  Для ТГ серии ТВВ витковые замыкания более опасны, чем для ТГВ, в связи с отсутствием вентиляционных трубок, что уменьшает  на порядок сопротивление замкнутого контура.

Трещины и изломы меди стержней обмотки, нарушения паяных или сварных электрических соединений обмотки также могут приводить к высоким локальным нагревам, обусловленным действием дуги в месте разрыва токовой цепи.

Известные нормы на допустимые температуры для высоковольтной изоляции ТГ не дают ответа на вопрос, какие локальные (точечные) нагревы допустимы и в течение какого промежутка времени. В связи с этим представляет интерес опыт, проведенный на стенде одной из лабораторий (к.т.н. Г.И.Лысаковский), когда на боковой стенке стержня статора ТГ 500 МВт  был имитирован очаг нагрева 250 ºC  диаметром около 5 мм. При напряжении, равном  20 кВ, пробой изоляции вблизи очага нагрева произошел примерно через 150 час.

Роторы.

Для ротора нарушение циркуляции охлаждающей среды на отдельных участках вентиляционного тракта, возникающее, как правило,  вследствие засорения, вызывает повышение нагрева прилегающих участков обмотки. В принципе это может быть выявлено в процессе работы ТГ по возрастанию средней температуры обмотки ротора, контролируемой по сопротивлению меди R.

R = (R1· L1 + R2· L2)/( L1 + L2) = R1 +  ΔR· L2/ (L1 + L2),

где R1, R2 – сопротивления меди на участках L1, L2;  R2 = R1 +ΔR;

L1 + L2 – общая длина меди ротора.

Повышение сопротивления  меди на отдельных участках обмотки, пропорциональное повышению температуры этих участков, может значительно превышать среднюю температуру меди. Известно, что коэффициент неравномерности нагрева обмотки ротора по длине составляет для ТГ разных типов от 1,4  до 2,5 [12].  При работе ТГ со средней температурой обмотки ротора, не превышающей допустимого значения,  на отдельных участках обмотки темнеет и обугливается изоляция,  медь темнеет и приобретает синий оттенок, что обнаруживается при ремонтах с разборкой ротора, т.е. на этих участках нагрев повышается до 190÷200 ºC.

Если в процессе эксплуатации произошло повышение средней температуры обмотки ротора на 2÷3 % (при неизменных нагрузке и условиях охлаждения), то это может  свидетельствовать о  повышении температуры отдельных участков из-за возникших  локальных нарушений охлаждения, при этом, если отношение температур участков L2 и L1 составило  R2/ R1 = 1,4÷2,5, то  длина участка L2 с нарушенным охлаждением должна составлять  от 2 до 5 %  общей длины обмотки (порядка нескольких метров).

Конечно, локальные повышения температуры с линейными размерами очага нагрева в пределах нескольких  миллиметров  не могут быть выявлены по повышению средней температуры ротора, даже если они на порядок превышают среднюю температуру и приводят к местным оплавлениям.

В  роторе очаги нагрева с локальным ростом тепловыделения возникают по следующим причинам [5]:

–       трещины и разрывы меди витков и перемычек,

–       витковые  замыкания внутри катушек ротора,

–       междукатушечные замыкания,

–       корпусные замыкания меди ротора,

–       протекание контурных токов по бочке ротора и роторным бандажам в несимметричных режимах.

Причинами внутренних замыканий в роторе являются загрязнение токопроводящей пылью, попадание стружки, заусенцев и т.п., а также деформация меди вследствие термомеханических воздействий  [5,12]. Последствия: оплавления, повреждения изоляции  с последующим замыканием на бочку ротора.

Замыкание меди на бочку ротора также может стать причиной витковых замыканий вследствие возникающего локального выплавления металла. Имел место случай длительной работы ротора с выплавившимся участком зубца, что произошло в результате корпусного замыкания меди в пазовой части, которое самоустранилось; второе замыкание было в районе контактных колец.

Возможности выявления локальных нагревов обмотки ротора в процессе эксплуатации весьма ограничены, но  анализ электрических характеристик, данных системы штатного технологического контроля, данных виброконтроля позволяет выявить витковые замыкания и недопустимое снижение сопротивления изоляции обмотки относительно вала ротора, а своевременный останов ТГ может  предотвратить тяжелые повреждения. Однако, как и в случае локального нагрева в статоре, принятие решения об останове ТГ весьма затруднительно ввиду невозможности прогнозирования дальнейшего развития дефекта, особенно в случае перемежающихся замыканий. Поэтому имели место случаи длительной работы с перемежающимся  понижением сопротивления изоляции обмотки ротора (ниже 500 Ом), которые приводили к повреждениям обмотки ротора или цепей возбуждения, т.е. к дорогостоящему ремонту.

Список литературы:

1.    Гуревич Э.И. Температурная диагностика электрических машин. Санкт-Петербург. РАН, 1997.

2.    Drommi J.L., Vermeeren D., Gabriel J.C. On-line Flushing of Plugged Hollow Conductors in Stator Bars. (France).  Colloquium CIGRE and EPRI  14-16.04.97  Florence.

3.    Голоднова О.С., Юрманов В.А. Совершенствование водно-химического режима и контроля охлаждения статоров генераторов. Вести в электроэнергетике, 2004, № 3.

4.    Голоднова О.С. Основные  причины отказов турбогенераторов и пути их предупреждения. М.: ИПКгосслужбы, 2005.

5.    Самородов Ю.Н. Дефекты и неисправности генераторов. М.: НТФ «Энергопрогресс», 2005 [Библиотечка электротехника, прил. к журналу «Энергетик», вып. 9(81)]

6.    Цветков В.А. Диагностика мощных генераторов. М.: НЦ «ЭНАС», 1995.

7.    Игнатов В.Е. Особенности однофазного пробоя обмотки статора крупной электрической машины. Электричество, 1973, № 9.

8.    Голоднова О.С., Ростик Г.В. О причинах повреждений торцевых зон сердечников статоров турбогенераторов и мерах по их предупреждению. Энергетик, 2005, № 1.

9.    Jackson R.J. Interlamination Voltages in large Turbogenerators / Proc. IEE,Vol.125, No.11, 1978, p.1232-1238.

10.  Joon Soo Kim, Young Jak Roh, Hee Sig Shin. Hydrogen to Stator Cooling Water System Leaks Due  To “Wormholes” / Proceedings  of 2000 International Joint Power Generation Conference. Florida, July 23-26, 2000.

11.    J. Przybysz. Turbogeneratory. Eksploatacja i diagnostyka. Warszawa. 1991.

12.    Модернизация электроэнергетического оборудования. Под общей редакцией Я.С.Уринцева. М.: Энергия, 1971.

13.    Букреев Л.Ф., Голоднова О.С., Каплунов В.Б., Голоцук И.Ф. Исследования обмотки статора турбогенератора 200 МВт. Электрические станции, 1978, № 12.