МЕТОД КОНТРОЛЮ ЗМіН ТЕХНіЧНОГО СТАНУ ПРИ РОБОТі СКЛАДНИХ ЕНЕРГОУСТАНОВОК (НА ПРИКЛАДі ТУРБОГЕНЕРАТОРіВ) Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

УДК621. 313.322.

Варивода Ю.Ю., к.т.н., доц., Тимошик A.M., к.т.н., доц. © Лъв\всъкий нацюналънийутеерситет ветеринарногмедицини та бютехнологт

iм.С.З.Гжицъкого

МЕТОД КОНТРОЛЮ 3MIH ТЕХН1ЧНОГО СТАНУ ПРИ РОБОТ1 СКЛАДНИХ ЕНЕРГОУСТАНОВОК (НА ПРИКЛАД1 ТУРБОГЕНЕРАТОР1В)

На ocHoei анал1зу ф1зичних процеав, якг в1дбуваютъся при перетворент мехатчног енергп на електричну, розроблено простий i ефективний метод оцгнки деградацппотужних електричних машин.

Ключое1 слова: енерг1я, енергоустановки, турбогенератори

В Украшськш енергетищ понад 90% енергоблоюв перевищили гарантшний час роботи. Практика повсякчасно ставить перед експлуатуючим персоналом електростанцш задачу [1] по можливост1 максимально об'ективно оцшювати техшчний стан кожного конкретного турбогенератора (ТГ), що за конструктивним виконанням мае форму цилшдра у якому функцюнують зв'язаш м1ж собою елементи i вузли з р1знорщних MarepianiB. 1нтенсившсть впливу тривалост1 роботи на шдивщуальну надшшсть потужних ТГ в прикладному аспект! ще не виршена у зв'язку 3i складшстю вим1рювання в агресивному середовищ1 динамжи множини параметр1в, як1 характеризуют зниження надшност1 в процес1 експлуатаци [2].

Сукупшсть властивостей елемент1в та вузл1в в кожний момент часу характеризуе стан ТГ як цшсно! системи, ресурс яко! залежав (у ретроспектив!), вщ р1вня обслуговування при робот1 та ремонтах, надшност1 поеднання елемент1в у ТГ, а також вщ тих процеЫв, як1 домшують при перетворенш мехашчно! eHeprii' на електричну. Сучасш потужш ТГ складаються з велико! кшькост1 юнематично зв'язаних м1ж собою елеменгав, яю функцюнують як едине цше в процеЫ забезпечення максимально ефективного (з мммальними втратами) перетворення мехашчно! eHeprii' обертання турбшою генератора в електричну енергш, з строго заданими параметрами якостг Тобто сукупшсть одиничних, функцюнально i технолопчно з'еднаних м1ж собою елемент1в, повинна забезпечувати цшсшсть i надшшсть ТГ на протяз1 тривалого часу експлуатаци, надаючи систем! штегративних якостей. Стушнь прояву ще! властивосп залежить вщ р1вня внутршньо! узгодженост1 в робот1 ycix пщсистем i елеменгав. Шсля тривалого перюду роботи кожний ТГ зокрема .характеризуеться станом тих елемент1в та вузл1в, яю в найбшьшш Mipi змшилися пщ впливом зовшшшх фактор1в (наприклад,змшних графшв навантаження, неяюсш чи несвоечасш ремонти тощо). При цьому внутршш зв'язки слабнуть i порушуються, внаслщок чого !х просторово-часов1 параметри

© Варивода Ю.Ю., ТимошикА.М., 2012

252

функцюнування стають нестабшьними, а за певною (допустимою НТД) межею можуть взагал1 втрачати свою структурну цшсшсть, що приводить до !х непрацездатност1 I вщмови. Основною мехашчною характеристикою сегментованого осердя статора, яка значною м1рою визначае його працездатшсть, е заданий при виготовленш стан пружного стиснення. Саме стабшьшсть цього неконтрольованого при робот1 параметр а магштопроводу е необхщною умовою тривалого збереження надшност1 м1жлистово! ¿золяци I попередження пошкоджень лист1в активно! стал1. Неминуче з часом, пщ впливом змшних термомехашчних навантажень, вщбуваеться зниження зусиль пружного стиснення сегмент1в активно! стал1 та пошкодження м1жлистово! ¿золяци, що веде до змши магштних характеристик магштопроводу I е потенцшною причиною аваршних пошкоджень статора [3]. Для оцшювання штенсивност1 змши шдивщуального техшчного стану статора конкретних турбогенератор1в доцшьно оперувати такими штегральними критер1ями деградаци, яю достатньо чутлив1 до змши сукупност1 як кшьюсно нормованих параметр1в техшчного стану турбогенератор1в так I яюсних (не ч1тких), у тому числ1 1 до змш деградацшного характеру. Деградащя магштопроводу характеризуемся кшькюними не повними I неч1ткими показниками змши стану окремих пщсистем [1,2] на основа динамжи усередненого (за показами датчиюв штатного теплоконтролю мвд I стал1) теплового стану статора, динамжи питомих втрат в осерд1 статора, динамжи в1браци статора, динамжи хроматограф1чного анал1зу охолоджуючого газу, динамжи перевищення температури охолоджуючого агенту на виход1 з стрижшв та шших. Необхщшсть здшснювати контроль стану складних пщсистем на основ! дослщження динамжи штегральних показниюв в генераторах пояснюеться тривалою д1ею термомехашчних I електродинам1чних процеЫв [4], яю вщбуваються в агресивному середовищ1 (рис.1). В осерд1 статора щ процеси шщшють: збшьшення результуючо! площ1 замикання лист1в активно! стал1 в мюцях пошкоджень м1жлистово! ¿золяци, прискорене старшня ¿золяци стрижшв, виникнення деформацш I мжротрщин в активних та конструктивних деталях, що приводить до зростання, з часом, в1браци статора внаслщок зменшення заводського р1вня запресування осердя як наслщок, зростання додаткових електромагштних та мехашчних втрат у магштопроводу

Дослщження показали [4], що розпресування осердя статора \ перетирания (пошкодження) м1жлистово! ¿золяцп - це кумулятивний квазютацюнарний процес в усьому масив1 активно! стал1, який характеризуеться змшою стиснення уЫе! маси лакованих сегмент1в осердя статора \ !х пошкоджень внаслщок одночасно дшчих цикл1чних (електродинам1чних) сил магштного притягання \ вщштовхування цилшдра статора полем ротора та термомехашчних сил в стал1 \ мщ1 статора та ротора, викликаних змшними графжами навантажень.

253

Змша техтчного стану магттопроводу в процеш

роботи

ЛЕП

Параметры охолоджуючого середовища У3

+ А

_Трансфо*£матор_

РН2 °%Н2

Пошкодження

чМ)

ч, С)

Пошкодження ротор1

)

чА (г)

чБ(1)

АРо(Г)

I

АР(Р

АР1ц

АР,

3="

Д Р2.

др,,

2ДР

чс (г)

F

Р

100

29

Рис.1 Мехашзм компенсащ1деградащйно1*складово1втрат енергн внаслвдок пошкоджень в генератор!

В умовах багатофакторних процеЫв важливо застосовувати такий ефективний I доступний споаб, який може забезпечити штегральний контроль як змши стану пружного стиснення статора, так I зростання об'ему пошкоджень м1жлистово! ¿золяцп в процеш роботи потужних синхронних турбогенератор1в. На генераторах типу ТГВ-200 Бурштинсько! ТЕС перюдично проводились вим1рювання чутливост1 впливу параметр1в навантаження (величин активно! 1ст I реактивно! ¿р складових) на величину змши вихщних параметр1в (температури стал1, мщ1, в1браци корпусу в критичних точках) . Встановлено, що в ТГ з вичерпаним ресурсом, спостер1гаеться лшшна залежшсть зростання струму збудження в контрольному (номшальному) режим! в функци тривалост1 експлуатаци. Тобто, для компенсаци зростаючих з часом напрацювання генератора сумарних втрат в статор! I ротор1, викликаних зростаючою кшькютю незначних пошкоджень I !х накопиченням, вщповщно до закону збереження, квазютацюнарно зростае номшальний струм обмотки ротора (пор1вняно з1 значениям, одержаним при пускових випробуваннях). Якби номшальний струм обмотки ротора не зростав в функцп тривало! деградацп ТГ, то не виконувались би вимоги стандарта [2] щодо забезпечення якост1 вироблено! генератором електроенерги, оскшьки змшою струму обмотки ротора регулюеться реактивна складова потужност1, чим забезпечуеться стабшьшсть напруги в обмотщ статора в допустимих межах (ист.+_5%), а значить I у високовольтнш мережа Тобто причиною квазютацюнарного зростання

254

номшального струму обмотки збудження (ip) вщносно початково! (паспортно!) величини, при виникненш пошкоджень в статор^ е вимога стандарту щодо забезпечення стабшьност1 строго регламентованого показника якост1 вироблено! генератором електроенерги (UCT = Const) [2]. Тому виявлення змш техн1чного стану генератора доцшьно здшснювати в процеЫ його роботи, перюдично зам1ряючи величину номшального струму в кол1 обмотки збудження (в контрольному режим!) штатним амперметром, пор1внюючи одержан! значения Í3 пусковим, i за зростаючою м1ж ними р1зницею оцшювати i контролювати процес 3míhh техшчного стану осердя статора. На рисунку2 приведен! експериментальш залежност1 струму обмотки ротора в функци тривалосп експлуатаци для шютьох р1зних генератор íb типу ТГВ-200 Бурштинсько! ТЕС при номшальних (контрольних) значениях параметр1в навантаження (UCT, I, Cosí? ). Випробування показали тенденцш зростання струму збудження за лшшним законом .

1,,/и -|-,---1-1-1-г т I I ............I т

О 40 80 120 160 2Шк№год 0 « 80 120 1и 200x1» год

Рис.2 СпоЫб штегрального контролю техшчного стану статора синхронних

турбогенератор1в

Отже, як критерш деградаци статора, який штегрально характеризуе кшьккш I якюш змши в час1 стану магштопроводу, доцшьно застосовувати змшу величини номшального струму збудження в обмотщ ротора в процеЫ

255

роботи енергоблоку. В умовах вщсутност1 необхщного об'ему шформаци представлений i запатентований [4] cnoci6 штегрального контролю штенсивност1 деградаци можна застосовувати в якост1 додаткового показника стану магштопроводу на енергоблоках з вичерпаним ресурсом, що знизить ступ1нь суб'ектив1зму при прийнята ршень щодо терммв виведення в ремонт чи необхщност1 замши того чи шшого турбогенератора, а значить, заощадить значш фшансов1 витрати .

Л1тература

1. Галузевий кер1вний документ 34507-2003. Техн1чна експлуатащя електричних станц1й i мереж: Правила. Роздш 12.1. Генератори i синхронш компенсатори.

2.Машины электрические вращающиеся. Турбогенераторы. Общие технические условия: ГОСТ 533-2 [Чинний вщ 21.01.2002]. - К.: Госстандарт Украины, 2002. — 25 с. — (Нацюнальний стандарт Украши).

3. Станиславский Л.Я. Вибрационная надёжность мощных турбогенераторов / Станиславский Л.Я., Гаврилов Л.Г., Остерник Э.С. — М.: Энергия, 1975. — 356 с.

4.Cnoci6 ¿нтегрального контролю техн1чного стану статора синхронних турбогенератор1в. Патент на корисну модель №70437. Тимошик A.M., Варивода Ю.Ю.

Рецензент - к.т.н., доцент Чайковський Б.П.

256