Дефекты электродвигателей и способы их устранения

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. ХАРАКТЕРНЫЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ И ПРИЧИНЫ ИХ ВОЗНИКНОВЕНИЯ

электродвигатель дефект статор турбогенератор

Надежная работа вспомогательных электродвигателей на электростанциях определяет надежность работы всего энергоблока в целом. Эксплуатационная надежность электродвигателей определяется конструкцией и качеством изготовления, условиями эксплуатации, периодичностью и качеством ремонта и др. Характер повреждений и причины отказов электродвигателей в процессе эксплуатации определяют степень надежности основных его узлов: обмотки статора и ротора, подшипников и др. Используя данные об отказах электродвигателей, определяют наименее надежные элементы конструкции и разрабатывают мероприятия по повышению их надежности и долговечности, увеличению межремонтного периода и т. п., а также планируют сроки технического обслуживания и ремонта, периодичность и объем испытаний (электрических, гидравлических, тепловых, механических), номенклатуру запасных частей, расход электротехнических материалов для ремонта и др.

Повреждения обмоток статоров.

Срок службы корпусной и витковой изоляции обмоток статоров электродвигателей 6 кВ составляет 20 -- 25 лет. Однако в процессе эксплуатации под действием различных факторов (электрической, тепловой и механических нагрузок, трения, вибрации, воздействия влаги, масла и агрессивных примесей) происходит старение изоляции и срок ее службы может значительно сократиться. Влияние этих факторов зависит от места установки, режима работы и конструктивного исполнения электродвигателей.

Отказ обмотки статора происходит при работе электродвигателя или при проведении профилактических испытаний. Эксплуатационные высоковольтные испытания корпусной изоляции обмотки статора позволяют судить о ее состоянии; так как при этом испытания витковой изоляции не производятся, то ремонтный персонал не получает данных о ее состоянии. Образовавшееся витковое замыкание приводит к сильному локальному нагреву и, как следствие, к тепловому пробою корпусной изоляции.

С повышением температуры обмотки статора происходит интенсивное старение витковой и корпусной изоляции. Она теряет эластичность и становится хрупкой. Местные перегревы могут возникнуть из-за дефектов активной стали и некачественных паек. При оценке срока службы изоляции принимают, что для изоляции класса В срок ее службы сокращается вдвое с повышением температуры обмотки на 10°С.

На электродвигателях типа ДАЗО имело место разрушение изоляции выводных проводников, соединяющих обмотку с выводами, вследствие их интенсивного нагрева из-за недостаточного сечения меди. Под действием повышенной температуры изоляция стала хрупкой. Повреждению способствовали также перемещения проводников под действием электродинамических усилий (например, при пусках электродвигателя) из-за недостаточно жесткого их крепления в корпусе статора.

Коммутационные перенапряжения возникают при включениях и отключениях электродвигателей. Вследствие этого на изоляцию катушек, расположенных ближе к выводам, действует большее напряжение, чем при нормальном режиме. Повреждение изоляции обмотки статора может происходить при длительной работе электродвигателя на двух фазах.

Однофазные замыкания на землю в сети 6 кВ собственных нужд также могут явиться причиной пробоя изоляции обмоток статоров нескольких электродвигателей, питающихся от этой сети, так как их изоляция оказывается при этом под линейным напряжением, превосходящим фазное в 1,73 раза.

К пробою изоляции может также привести местное или общее увлажнение изоляции и наличие агрессивных примесей в окружающей среде: паров кислот, щелочей, масла и др. Увлажнение обмотки статора может произойти из-за нарушения герметичности воздухоохладителей типа вода -- воздух; появления воды на наружных поверхностях трубок воздухоохладителей, вызванного конденсацией паров при подаче в воздухоохладитель слишком холодной воды; . нарушения герметичности системы непосредственного водяного охлаждения; протечек арматуры тепломеханического оборудования и сальниковых уплотнений насосов; попадания атмосферных осадков в двигатель и коробку выводов; попадания воды в систему вентиляции; при гидроуборке помещений.

Рис 1. Деформация лобовых частей обмотки статора

В связи с маневренностью энергоблоков, работающих в режимах регулирования нагрузки, и с остановами в резерв на выходные дни значительно увеличилось количество пусков электродвигателей собственных нужд, что отрицательно сказалось на состоянии крепления обмотки в пазовой и лобовой частях. При пуске электродвигателей с короткозамкнутым ротором возникают толчки тока, в 5 -- 7 раз превышающие его номинальные значения, которые создают в обмотке большие динамические усилия. Эти усилия (до 50-кратного значения номинальных) сказываются преимущественно на лобовых частях обмотки статора, вызывая их деформацию и появление местных дефектов изоляции в виде трещин. Дефекты чаще образуются в местах выхода секций из паза, где возникают наибольшие механические напряжения в изоляции при деформации лобовых частей. Еще большие электродинамические усилия возникают при пусках электродвигателей с приводом, вращающимся в обратном направлении (например, вследствие пропусков шиберов, задвижек и др.).

Недостаточно жесткое крепление отдельных элементов обмотки статора электродвигателей, работающих в режимах частых пусков, приводит к усталостным повреждениям меди проводников катушечных перемычек, выводов и др. Усталостные трещины появляются без заметной пластической реформации. Анализ многочисленных изломов межкатушечных перемычек обмотки статора электродвигателей типа ДАЗО-13-50-4, СДМЗ-20-49-60 и АНЗ-16-44-12 показывает, что профиль излома состоит из двух четко выраженных областей: одной -- с грубой шероховатой кристаллической поверхностью, являющейся усталостной зоной, другой -- с гладкой бархатистой поверхностью, являющейся зоной мгновенного разрушения. Одна из причин, способствующая этому процессу, -- изменение структуры меди вследствие отклонения технологического режима пайки меди медно-фосфористым припоем. Поэтому при перемотках обмоток статоров с использованием старой меди (замена корпусной и витковой изоляции) необходимо тщательно контролировать и осматривать выводные концы катушек и не допускать пережога меди при пайке.

Некачественный ремонт или технически необоснованное увеличение межремонтного периода приводит к резкому ухудшению состояния крепления обмотки. В процессе эксплуатации при работе электродвигателя в анормальном режиме могут возникнуть необратимые деформации обмотки, вызывающие большие повреждения и необходимость ее полной перемотки с заменой изоляции (рис. 1). Амплитуды колебаний и перемещений элементов обмотки при ослаблении ее крепления увеличиваются, что ведет к дальнейшему ослаблению и обрыву шнуровых бандажей, ослаблению и выпаданию подклиновых прокладок и пазовых клиньев, деформации бандажных колец, перетиранию изоляции в местах контакта с активными частями и деталями крепления.

В процессе эксплуатации иногда повреждается корпусная изоляция катушек в пазовой части из-за некачественной шихтовки сердечника статора, если отдельные острые кромки сегментов активной стали выступают в паз при выкрашивании отдельных листов (особенно крайних пакетов). Это происходит из-за того, что лист магнитной стали, вибрируя в переменном магнитном поле, перерезает изоляцию до меди. Механические повреждения изоляции обмотки статора происходят также вследствие попадания посторонних предметов в двигатель.

2. Повреждения активной стали статора

Распространенный дефект стали -- ослабление ее прессовки. Характерным признаком дефектных мест является налет пыли кирпичного цвета (следы контактной коррозии).

Рис. 2. Дефекты активной стали статора:

а --повреждение активной стали вследствие задевания ротора; б -- обрыв дистанционной распорки пакета сердечника статора

Из-за повышенной вибрации ослабленных сегментов пакета происходит излом лепестков стали у основания зубца, истирание лаковой пленки и местный нагрев, вызывающий оплавление участка стали.

Перегрев и оплавление активной стали статора может вызвать попадание посторонних металлических предметов в пазовую часть, появление заусенцев, а также механические повреждения расточки статора от задевания ротора (рис.2). При пробое изоляции катушек обмотки статора в пазовой части образующейся дугой оплавляется активная сталь, увеличивая зону повреждения и, соответственно, объем восстановительного ремонта.

У синхронных электродвигателей типов СДСЗ и СДМЗ иногда обрываются нажимные пальцы активной стали статора и дистанционные распорки пакетов, вследствие их недостаточного крепления. Дефекты приводят к местному ослаблению сердечника и повреждению обмотки (рис.2).

3. Основные дефекты сердечника ротора

НА РОТОРЕ, ВЫВЕДЕННОМ ИЗ СТАТОРА

Осмотр с помощью эндоскопов лобовых частей обмотки.

Осмотр бочки ротора на предмет выявления подгаров, подкалов и других возможных дефектов.

Эндоскопический осмотр вентиляционных каналов пазовой части обмоток роторов с непосредственным газовым охлаждением.

Эндоскопический осмотр гидравлических каналов обмоток роторов с непосредственным водяным охлаждением.

В качестве примера реального эффекта от КО (пусть и давнего, но показывающего практические результаты) можно привести результаты обследования статора турбогенератора ТГВ200 выпуска 1962 г. Его перемотка планировалась в 1993 г. В результате КО, проведенного на базе указанного выше комплекса диагностических работ с привлечением экспертных возможностей специалистов заводаизготовителя и ВНИИЭ, было сделано заключение о нецелесообразности замены обмотки статора в 1993 г. и даны рекомендации по поддержанию ресурса его работоспособности при дальнейшей эксплуатации. Остаточный ресурс статора был оценен сроком не менее 6 лет. Запланированная перемотка была отменена. Статор после обследования безаварийно проработал 11 лет, а приготовленный к перемотке комплект новой обмотки был использован для перемотки другого статора, действительно нуждавшегося в замене обмотки.

УПРАВЛЕНИЕ РАЗВИТИЕМ ДЕФЕКТА

Задача продления срока службы и обеспечения надежности турбогенераторов решается путем своевременного выявления и устранения дефектов, не давая им развиться до такой степени, при которой последует аварийное отключение или необратимое разрушение турбогенератора. Наряду с устранением выявленных дефектов, известным способом сбережения ресурса работоспособности является замедление или прекращение развития этого дефекта.

В публикациях последних лет [3] этот способ получил название «управление развитием дефекта». Такое управление может осуществляться подбором и выдерживанием таких параметров функционирования турбогенератора, при которых дефект не развивается или развивается с минимальной скоростью. Для реализации метода необходимо сначала с помощью диагностических методик выявить причины и механизмы развития дефекта, затем создать модель развития дефекта и далее на их основе разработать алгоритм управления развитием дефекта. Очевидно, что для всего этого потребуется провести определенный комплекс диагностических исследований.

Турбогенератор является восстанавливаемым изделием. Большинство узлов турбогенератора могут быть восстановлены или заменены, и таким образом ресурс работоспособности турбогенератора восстанавливается либо полностью (в редких случаях), либо частично (как правило). Имеется лишь один узел, замена которого равнозначна замене статора турбогенератора, а значит, и турбогенератора в целом. Этот узел - сердечник статора.

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 предусматривается лишь «при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов» и «при обнаружении неудовлетворительного состояния стальных конструкций статора» [1].

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, 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, предусмотренными в [1] методами оценка механического состояния сердечника возможна лишь по косвенным признакам, когда процесс ослабления прессовки сердечника зашел 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. Причем вибрационные методы позволяют выявлять признаки ухудшения на ранней стадии их появления.

Многолетний опыт использования нами таких методов основывается на выявлении и анализе устойчивых тенденций изменения контролируемых вибрационных параметров за относительно длительный срок регулярных наблюдений. Критериями, позволяющими оценивать определенные 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 СМИ. Методы тестовых исследований сердечников статоров, выполняемых в периоды ремонтов турбогенераторов, защищены патентами [4, 5].

На рис. 1 и 2 на примере турбогенераторов типов ТВФ1102 и ТВФ1202 проиллюстрированы виды получаемых зависимостей контролируемых вибрационных параметров А1 и А210 (среднеквадратические значения виброускорения соответственно на частоте 100 Гц и в полосе 200-1000 Гц) от времени эксплуатации. На каждом рисунке, соответственно для параметров А1 и А210, показаны по три зависимости, отдельно для стороны возбудителя (ст. В), стороны турбины (ст. Т) и усредненная (для статора в целом). Все зависимости представлены в виде выделенных пунктирными линиями интервалов, с 95%ной доверительной вероятностью попадания опытных значений в эти интервалы.

На рис. 1 показана преимущественно нарастающая (за исключением высокочастотной составляющей, А210 со ст. Т) тенденция вибрации статора, являющаяся свидетельством естественного с течением времени ослабевания жесткостных свойств механической системы статора. На рис. 2 - случай, когда уровень составляющей вибрации на корпусе статоров 100 Гц с течением времени уменьшается, что может свидетельствовать о нарастающем ослабевании механической связи сердечника с корпусом статора.

На рис. 3 показаны результаты измерения декрементов колебаний сердечника с заведомо ослабленной прессовкой. Этот сердечник статора турбогенератора ТГВ300 на период измерений имел восстановленную (после обрыва концов 9 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 приведено распределение декрементов колебаний в сердечнике нового статора, которым в итоге был заменен прежний статор по причине предельного состояния сердечника.

электродвигатель дефект статор турбогенератор

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

Рис. 2. Уменьшение с течением времени 100 Гцой составляющей вибрации на корпусе статора турбогенератора при статистически неизменном уровне высокочастотной составляющей

Рис. 3. Распределение декрементов колебаний () по длине (L) сердечников статоров турбогенератора типа ТГВ-300:

1 - сердечник дефектного статора;

2 - сердечник нового статора, заменившего дефектный;

Ст. В - сторона возбудителя; Ст.Т - сторона турбины

ВЫВОДЫ

Комплексный подход к обследованию турбогенераторов позволяет с практически достаточной достоверностью выявить узел с наименьшим ресурсом работоспособности.

Для повышения достоверности оценок состояния узлов турбогенераторов необходимо совершенствовать существующие методы контроля и вести регулярный поиск, разработку и внедрение новых методов контроля.

Вибрационные методы контроля состояния статора турбогенератора позволяют отслеживать изменение и оценивать состояние механической системы статора, ресурсом работоспособности которой определяется срок службы турбогенератора.

Для повышения эффективности контроля технического состояния статоров турбогенераторов вибрационными методами целесообразно оснащать их вибродатчиками, стационарно установленными непосредственно на сердечнике статора.

Список литературы

1. Атабеков В.Б.: «Ремонт электрооборудования промышленных предприятий»

2. Пиотровский Л.М.: «Электрические машины». Учебник для техникумов. Изд. 7-е, стереотипное. Л., «Энергия», 1974, 504 с. с ил.

3. Цейтлин Л.С.: «Электропривод, электрооборудование и основы управления»

4. Межотраслевые правила по технике безопасности (правила безопасности при эксплуатации электроустановок) ПОР РМ-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00

Размещено на Allbest.ru