Кислицкий Б.В., Надточий В.М., Петров Ю.В., Цветков В.А., Элькинд Ю.М. ВИБРАЦИИ И СТАТИЧЕСКИЕ ДЕФОРМАЦИИ СТАТОРОВ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ
В настоящее время в области исследования механических характеристик статоров гидрогенераторов достигнуты значительные успехи, что позволило электропромышленности создать гидрогенераторы мощностью до 640 МВт. Однако требования к надежности эксплуатации современных высоко использованных генераторов постоянно возрастают, поэтому углубленное изучение физических свойств материалов и конструкций генераторов ставит новые исследовательские задачи, а в ряде случаев по-новому освещает постановку известных задач.
В данной статье рассматриваются некоторые из таких задач, возникающих в процессе исследования и эксплуатации гидрогенераторов. Представлены задачи, связанные с вибрациями стальных конструкций и обмотки статора, вопросы нормирования вибраций и контроля состояния зубцовой эоны крайних пакетов сердечника, а также задачи, связанные со статическими деформациями различного происхождения.
Вибрации стальных конструкций статора.
Конструкция мощных гидрогенераторов (разъемный статор, малая длина полюсного деления, дробность числа пазов на полюс и фазу и др.) порождает как особенности механизма возбуждения вибраций, так и ряд специфических свойств статора, как колебательной системы. Одной из известных причин вибрации является совместное действие основного магнитного потока и добавочных полей реакции якоря, имеющего дробную обмотку. Дробные обмотки выгоднее используют магнитный поток, однако в ряде случаев они становились источником высоких вибраций (до 300 мкм). Радикальным способом устранения этого источника повышенной вибрации считается применение целого числа пазов на полюс и фазу. Однако это решение не является наилучшим, поскольку ведет к возможности ухудшения качества ЭДС. Решение указанной проблемы следует, по-видимому, искать на пути оптимизации проектирования обмоток с учетом требований обеспечения как формы ЭДС, так и виброзащищенности статора. Серьезной причиной возникновения повышенных вибраций составного статора является ослабление плотности стыковки секторов сердечника. При этом макет возникать вибрация как общего, так и местного характера. Особенно больших величин (до 500 мкм) может достигать вибрация вблизи стыков из-за ослабления плотности стыковки при одновременном наличии неравномерной жесткости креплений сердечника в корпусе.
Радикальным мероприятием, устраняющим этот источник повышенной вибрации, является бесстыковая оборка сердечника, что однако не решает вопрос о вибрации разъемных статоров, поскольку их выпуск, несомненно, будет продолжаться, а среди эксплуатируемых в СССР большинство гидрогенераторов имеют разъемные статоры. Неравномерная жесткость креплений сердечника может быть, по-видимому, самостоятельной причиной повышенной вибрации, в частности, в случае бесстыковой сборки сердечника.
Основная трудность решения проблемы заключается в тем, что не выяснен механизм спонтанного ухудшения плотности стыкового соединения, недостаточно изучены -условия возникновения местных вибраций, физические свойства шихтованного сердечника и его креплений. Поэтому в настоящее время существенная роль в борьбе с повышенной вибрацией статора принадлежит эксплуатационному контролю вибраций и своевременному выполнению ремонтно-профилактических мероприятий. Необходимо решить также проблему оптимизации эксплуатационного контроля.
Вибрация обмоток статоров.
В настоящее время изучены многие свойства статорных обмоток гидрогенераторов, как колебательных систем. Повышение вибростойкости обмотки статора достигается на трех основных направлениях: улучшение динамических свойств колебательной системы, снижение электродинамических усилии (ЭДУ) и оптимизации обслуживания генератора. В отношении динамических свойств успехи достигнуты при исследованиях и разработке конструкции лобовых частей обмотки статора. Теоретически оцениваются резонансные свойства лобовых дуг, а на макетах проверяются уровни вибрации при номинальном токе статора и номинальной частоте. В эксплуатации динамические свойства лобовых дуг оцениваются по амплитудно-частотным характеристикам в диапазоне частот 30 - 120 Гц при различном состоянии креплений. В отношении пазовой части обмотки статора исследования динамических свойств практически ограничены ресурсными испытаниями на макетах.
Эффективность снижения электродинамических усилий, действующих на обмотку статора, зависит от возможностей выбора достаточно большого числа параллельных ветвей. Особенные трудности могут возникнуть при конструировании высокооборотных гидрогенераторов большие мощности. Величина ЭДУ несомненно должна учитываться при разработке систем крепления статорной обмотки. Однако следует подчеркнуть, что только на основании величины ЭДУ, без учета динамических свойств обмотки, системы сцепления выбирать нельзя: известны случаи, когда при достаточно малых ЭДУ вибрации обмоток достигали существенной величины вследствие близости резонанса к рабочей частоте 100 Гц.
Таким образом, выбор системы крепления статорной обмотки является оптимизационной задачей, причем среди параметров оптимизации должны быть как ЭДУ, так и динамические свойства системы.
Третьим направлением, обеспечивающим высокую надежность эксплуатации, является организация обслуживания обмотки статора, которая должна учитывать реальные вибрационные характеристики. Такие данные получают при испытаниях головных образцов гидрогенераторов. По результатам исследований головного образца принимается решение об организации эксплуатационного контроля вибраций серийных машин. Процедура принятия решения базируется на ситуационных оценках учитывающих, помимо динамических свойств обмоток, новизну конструкции и материалов, наличие и опыт эксплуатации конструкций- аналогов, число агрегатов данного типа на ГЭС и др.
Ситуационная оценка применена при решении вопроса об эксплуатационном контроле вибраций лобовых частей обмотки статора практически на всех крупнейших гидрогенераторах, например, на Красноярской, Нурекской, Усть-Илимской, Чиркейской ГЭС. Аналогичные работы ведутся на Саяно-Шушенской и Ингури ГЭС.
Основу эксплуатационного контроля составляют профилактические осмотры на каждом гидрогенераторе и выборочный инструментальный контроль вибраций обмотки на одном или нескольких генераторах данной ГЭС. Эксплуатационный контроль позволяет следить за стабильностью систем крепления обмотки и своевременно назначать профилактические работы.
Таким образом, для решения проблемы создания и обслуживания надежных конструкций лобовых частей обмотки статора гидрогенератора выполнить и внедрить в практику ряд типовых разработок: типовую программу расчёта колебаний статорных обмоток, типовую программу экспериментальной оценки механических параметров обмотки, типовую схему оснащения головных гидрогенераторов измерительными средствами для эксплуатационного контроля вибраций, методику оценки эксплуатационного состояния и оптимизации обслуживания гидрогенераторов.
Вопросы нормирования вибраций.
Существующие нормы вибрации статора представляют экспертные оценки, основанные на обобщении опыта эксплуатации. Более точное обоснование норм возможно на основе оптимизационного подхода, учитывающего, с одной стороны вероятность повреждения узлов и ущерб вследствие их отказа, с другой - увеличение издержек эксплуатации в случае слишком частого превышения нормативного уровня вибраций. Подобный подход применялся для предварительного обоснования временных норм вибрации сердечника и обмотки статора гидрогенератора.
Кроме того, с точки зрения нормирования важно иметь данные о предельно допустимых величинах вибраций, определяемых несущей способностью конструктивных узлов, в том числе предельно допустимыми напряжениями материалов. Поэтому важнейшей задачей остается установление статистических связей между вибрационным и напряженным состояниями элементов статора. В первую очередь требуется получение более достоверных данных о пределах выносливости обмоток статора как в отношении изоляции, так и в отношении элементарных проводников.
Контроль состояния крайних пакетов сердечника.
Повреждения зубцовой зоны крайних пакетов сердечника статора наблюдалось на ряде гидрогенераторов различных мощностей. Как и у турбогенераторов, распущенно связано с образованием зазоров между крайними пакетами и нажимными пальцами, однако источники появления данного дефекта у гидрогенераторов более разнообразны. В качестве возможных причин распущения можно указать, в частности, на образование волны пакетов активной стали, перетяжку стыков секторов сердечника при монтаже с возникновением "домиков" в зоне стыков, тепловые деформации стержней обмотки статора в аксиальном направлении, неэффективную передачу усилий прессовки на сердечник (неточная установка нажимных пальцев, отжимных болтов и др.).
Эксплуатация генераторов без контроля состояния крайних пакетов в ряде случаев приводила к выкрашиванию листов зубцовой зоны, повреждению стержней обмотки и выгоранию активной стали сердечника. Вместе с тем установлено, что периодический осмотр крайних пакетов позволяет своевременно выполнять профилактические мероприятия, обеспечивающие надлежащую плотность пакетов в процессе длительной эксплуатации. Поэтому актуальной проблемой является организация обслуживания статора, уточнение объема и периодичности осмотров и ремонтно-профилактических мероприятий, регламентируемых эксплуатационным циркуляром. Контроль состояния крайних пакетов сердечника не уменьшает важности исследований, связанных с выяснением механизма повреждения крайних пакетов и разработкой рекомендаций по предотвращению и устранению этих повреждений. Результаты подобных исследований, проводившихся применительно к турбогенераторам, могут в значительной мере быть использованы и для гидрогенераторов.
Статические деформации статора.
С ростом единичных мощностей гидрогенераторов повышается роль воздействия статических нагрузок, возникающих при сборке, нагреве статора и действии сил магнитного тяжения. Статические воздействия могут привести к ряду недопустимых явлений например к потере устойчивости пакетов сердечника и перегреву активной стали, к чрезмерному изменению воздушного зазора, к смятию стыковых зон сердечника и др. Особенно серьезной проблема становится для гидрогенераторов, шихтующиеся в кольцо на месте установки. При этом возникают трудности соблюдения заводской технологии сборки в условиях строящейся ГЭС, которые могут привести к возникновению остаточных напряжений и деформаций в элементах статора.
У гидрогенераторов больших диаметров возникает проблема обеспечения постоянства воздушного зазора при изменениях режима работы. Номинальный зазор мало зависит от размеров гидрогенератора, тогда как механические характеристики статора прямо связаны с такими параметрами, как диаметр ротора, число полюсов. Например, с увеличением полюсного деления увеличивается толщина спинки сердечника, т.е. его тангенциальная жесткость на растяжение. При этом уменьшается влияние сил магнитного тяжения на радиальное сжатие сердечника, однако возрастает возможность более свободного теплового растирания статора, поскольку относительная податливость корпуса и фундамента может оказаться слишком большой. Нельзя допускать и чрезмерных ограничений теплового расширения статора, чтобы не вызвать недопустимых тепловых напряжений в активной стали статора. Существуют различные подходы к решению этой проблемы, причем различие подходов во многом определяется технологией производства. За рубежом широко применяется предварительное растяжение сердечника статора дня компенсации тепловых напряжений в активной стали гидрогенераторов, шихтуемых в кольцо на месте установки. Для статоров с посекторной сборкой такие меры не применяются.
В отечественном электромашиностроении накоплен определенный опыт бесстыковой оборки сердечника в условиях ГЭС при перешихтовке старых машин. При этом какие-либо специальные меры по компенсации статических (прежде всего тепловых) деформаций не принимались. Опыт показал, что в течение 15-17 лет такие статоры работают нормально. Однако шихтовка первых же крупных отечественных гидрогенераторов в условиях строящейся ГЭС показала, что возникают проблемы, связанные с принятием решений по предотвращению вредного влияния статических усилий.
Разработка конструктивных, технологических и эксплуатационных мероприятий в этом направлении затруднена вследствие того, что большое число вопросов, связанных с деформационной способностью статоров, исследовано частично. Необходимо уточнить модуль упругости и коэффициент температурного расширения шихтованного сердечника во всех ортогональных направлениях, определить распределение деформаций внутри сердечника, выяснить упругие характеристики узлов связи сердечника и корпуса, установить оптимальные соотношения податливостей сердечника, корпуса, фундамента. Требуется более строгая оценка соответствия конструкции и технологии сборки гидрогенераторов, например процесса шихтовки бесстыкового сердечника, условий затяжки стыков при посекторной сборке и др.
Таким образом, для повышения надежности эксплуатации современных высоко использованных гидрогенераторов необходимо сосредоточить усилия на решении следующих задач: уточнение динамических свойств сердечника и обмотки статора, использование комплексного оптимизационного подхода при выборе схемы обмотки и системы ее крепления; изучение физических характеристик статора гидрогенератора, влияющих на деформационную способность конструктивных узлов (модуль упругости и коэффициент линейного расширения шихтованного сердечника, упругие свойства узлов крепления и др.), теоретические исследования, разработка методики и экспериментальное изучение воздействия статических усилий в натурных условиях; получение достоверных данных о пределах выносливости обмоток статора, установление количественной связи между напряженным и вибрационным состояниями конструктивных узлов гидрогенератора для оценки верхней границы допустимых вибраций; использование контроля вибрационного и напряженного состояния статоров гидрогенераторов для оптимизации их обслуживания.
