Книги / Из опыта создания и освоения Красноярской и Саяно-Шушенской ГЭС. Брызгалов В.И. 1998 г

Специалистами эксплуатации был предложен метод основного эксплуатационного виброконтроля обмотки статора с охватом измеряемых ЛЧ на 20-30 стержнях в режиме 3-х фазного, установившегося КЗ. Этот метод вошёл в нормативную эксплуатационную документацию ГЭС и продолжает использоваться. Его применение подтвердило надёжность и достаточность получаемых данных, чтобы достоверно судить о вибрационном состоянии обмоток статоров гидрогенераторов. Впоследствии специалисты ЛТД, используя возможности современной вычислительной техники, в частности, ПЭВМ, внесли ряд улучшений в практику применения метода.

Разработав метод эксплуатационного контроля вибрации обмотки статора, необходимо было иметь критерии её величины, которых не было к моменту ввода в действие гидрогенераторов 500 МВт, была лишь рекомендация величины вибрации для проводимых специальных испытаний. Не было эксплуатационного контроля, не было и норм.

Позже, в 1970 г., “Временной научно-технической комиссией по изучению опыта эксплуатации и разработки дополнительных мероприятий по повышению надёжности гидрогенераторов Красноярской ГЭС” были рекомендованы нормы для них на вибрацию элементов обмотки статора, которые приводятся в таблице 60.

Таблица 60. Временные нормы на вибрацию элементов обмотки статоров красноярских гидрогенераторов

В связи с этим необходимо было получить не только конкретные цифры предельной величины вибрации, но и, прежде всего, какие именно величины нормируются: средние или максимальные, фактически измеренные или расчётные и т.п. В эту работу активно включились специалисты Красноярской ГЭС, в частности, в исследованиях вибрационного состояния гидрогенераторов значительная роль принадлежит А. Е. Соколову.

289

Опыт показал, что возникший в результате высокой вибрации, например, “механический” дефект изоляции, даже если он возник лишь на одном стержне, практически всегда является причиной повреждения обмотки, если своевременно не принять мер по устранению этого дефекта, поскольку в конечном счёте разрушение приводит к стадии теплового или электрического пробоя изоляции.

Максимальная вибрация обмотки α m и должна поэтому нормиро-

ваться. Под максимальной вибрацией обмотки понимается верхняя граница, которую не превышает вибрация ни одного стержня обмотки. Очевидно, что вибрация (в том числе и максимальная) будет различной в зависимости от того, в каком именно месте производятся измерения. Следовательно, и нормы должны были назначаться с учётом этого обстоятельства, что и сделано было во временных нормах, где отдельно оцениваются вибрации головок ЛЧ и стержня на выходе из паза.

Обмотка статора современного крупного гидрогенератора имеет большое количество стержней, и практически (по крайней мере, в настоящее время) нет возможности обеспечить измерение вибраций

не только на всех стержнях, но даже на их бо′ льшей части. Обычно

количество обследуемых стержней составляет не более нескольких процентов от их общего числа, вследствие чего исключается возможность непосредственными измерениями находить стержни обмотки с наиболее высокой вибрацией и сравнением величины этой вибрации с нормами – оценивать вибрационное состояние обмотки в целом. Поэтому возникла задача определять максимальную вибрацию обмотки по результатам измерения её на сравнительно небольшом количестве стержней расчётным путём, чтобы эту расчётную величину сравнивать с нормами. Эта задача была решена с помощью методов теории вероятностей и математической статистики. Очевидно, что при таком подходе величина максимальной вибрации обмотки может быть определена только с какой-то доверительной вероятностью, которую в подобных случаях принимают достаточно высокой, равной 0,95.

Необходимость обеспечения достаточной выборки (не менее 20-30 стержней) из 500-1000 штук при статистическом подходе к оценке вибрационного состояния обмоток создает определенные трудности для осуществления периодического эксплуатационного контроля вибраций на каждом из назначенных стержней в разных его местах, в частности, из-за технической сложности установки вибродатчиков на выходе из паза. Практически приемлемой оказалась установка вибродатчиков только на ЛЧ: на головке или вблизи неё. Это место установки стало традиционным.

Выборка стержней, на которых измеряется вибрация, для своей представительности должна быть случайной, поэтому вибродатчики

290

устанавливались на произвольных стержнях, в том числе и на тех, которые имеют высокий электрический потенциал под нагрузкой или в режиме холостого хода с возбуждением. Для целей эксплуатационного контроля, учитывая его частую повторяемость, требуется, при небольшой трудоёмкости подготовки рабочего места измерений, максимальная их безопасность, вследствие чего производить измерения вибрации было целесообразно только в режиме установившегося 3-х фазного КЗ генератора. Для исследовательских испытаний, которые редко повторяются, позволительна и трудоёмкая подготовка мест по установке датчиков на стержнях, в частности, на выходе их из паза, где из-за полупроводящего покрытия на изоляции

– нулевые потенциалы. Ранее было уже показано, что, в основном, вибрация обмотки определяется током статора. Причем очевидно, что наиболее эффективными будут измерения при номинальном токе. Режим трехфазного короткого замыкания легко в точности воспроизводится, чего нельзя сказать о нагрузочных режимах, когда генератор включён в электрическую сеть. Поскольку контрольным режимом для оценки вибрационного состояния обмоток статоров гидрогенераторов на Красноярской ГЭС был принят режим установившегося 3-х фазного КЗ с номинальным током, то и нормировать было предложено вибрацию, измеренную в этом режиме. Наряду с этим, в связи с развитием измерительной техники вопрос о сокращении затрат по измерению вибрации обмотки и получении данных о её величине в рабочих нагрузочных режимах гидрогенераторов требует дальнейшего исследования.

В методике, разработанной специалистами Красноярской ГЭС, использованы проведённые ВНИИЭ исследования, в которых показана возможность применения закона нормального распределения случайных величин для вибраций элементов обмотки.

Методика определения максимальной расчётной вибрации обмотки α′m кратко сводится к следующему. По результатам

измерения вибрации на n лобовых частях обмотки вычисляется средняя вибрация α и среднеквадратическое отклонение Sn, по

которым, предполагая закон распределения вибраций между ЛЧ нормальным, с помощью таблиц функции распределения последнего, находится вибрация, которую с заданной вероятностью не превышает вибрация отдельной произвольной взятой ЛЧ обмотки. Но нас интересовала величина вибрации, которую не превышает вибрация обмотки в целом. Связывая её с вибрацией отдельной ЛЧ, рассматривались два случайных события. Первое (элементарное) событие, имеющее вероятность Р, заключается в том, что величина вибрации одной произвольно взятой ЛЧ не превосходит α′m. Второе (сложное) событие в том, что величину α′m не превышают вибрации

на всех вместе взятых ЛЧ обмотки, пусть его вероятность равна Р0. Второе событие является совмещением N первых событий (N –

291

полное количество ЛЧ всей обмотки), причем, эти элементарные события можно считать независимыми (в действительности между ними некоторая связь есть, но она слабая, так как влияние вибрации каждой ЛЧ сказывается только на нескольких соседних ЛЧ, подавляющее же число ЛЧ обмотки не испытывают от этой ЛЧ никакого воздействия). Тогда по правилу умножения независимых событий имеем: Р0 = РN.

Таким образом, максимальная вибрация обмотки доверительной вероятности Р0 равна максимальной вибрации отдельной произвольно взятой ЛЧ доверительной вероятности Р, определяемой из представленной выше формулы. Сказанное справедливо для однородной обмотки, имеющей одинаковые ЛЧ. Для других гидрогенераторов (не красноярских), у которых, например, вибрация ЛЧ существенно зависит от её положения в электрической схеме обмотки, все ЛЧ следует разбить на группы, одинаковые с этой точки зрения, и изложенное применять по отдельности к каждой такой группе. Максимальная же вибрация обмотки будет равна наибольшей из максимальных вибраций этих выделенных групп.

При обработке результатов измерений необходимо было учитывать, что в объём исследованной выборки могут попасть нехарактерные ЛЧ (у которых вибрация превышает расчётную α′m),

являющиеся исключением для обмотки данного генератора (кроме того, при измерении могут быть грубые ошибки – промахи), они исключались из рассмотрения при анализе вибрационного состояния обмотки в целом, но их наличие имелось в виду.

Расчётные исследования, выполненные эксплуатационным персоналом, позволили создать методику, обеспечивающую проведение надёжного анализа вибрационного состояния обмотки гидрогенераторов своими силами, без привлечения научно-иссле- довательских организаций. Особенность разработанной и реализованной методики ещё и в том, что задача по определению надёжности обмотки решается для всех, а не для отдельных её ЛЧ.

Приведённая методика имеет недостаток, заключающийся в том, что приходится оперировать высокими значениями вероятности, при которых вызывает сомнение достаточность точности совпадения нормального закона распределения случайных величин с реальным. Тем не менее, применение такой методики на Красноярской ГЭС в течение более чем 20 лет показало её приемлемость, поскольку получаемые уровни максимальной расчётной вибрации α′m в по-

давляющем большинстве случаев выше, чем измеренные максимальные вибрации, за очень редким исключением. Кроме того, уровень расчётной величины не намного превосходит уровень измеренной вибрации, причём разница уменьшается с увеличением выборки

(рис. 4.19).

292

Рис. 4.19 Соотношение максимальных измеренных величин вибрации с максимальной расчетной

Примером анализа по изложенной методике может служить конкретный случай измерения вибрации на гидрогенераторе № 1 Красноярской ГЭС в октябре 1974 г. В таблице 61 представлена измеренная вибрация на выборке из 27 лобовых частей.

Таблица 61. Измеренная вибрация нижних ЛЧ гидрогенератора № 1 Красноярской ГЭС в режиме установившегося 3-х фазного КЗ при номинальном токе статора

В результате расчёта по всем измеренным значениям вибрации получили: α = 16,5 мкм, Sn = 13,2 мкм. Обмотка этого генератора имеет 288 ЛЧ (имеются в виду только нижние или только

293

верхние ЛЧ), т.е. N = 288. Задаваясь Р0 = 95, получим Р = 0,9997,

откуда α′m= α + ε ·Sn = 16,5+3,45 · 13,2 = 62,04 мкм, где ε = 3,45, най-

ден по таблицам функции нормального распределения для Р = 0,9997.

Из таблицы 61 видно, что величина вибрации лобовой части N 358 выделяется из всех значений, она даже больше α′m , т.е. эта ЛЧ

является исключением.

Такое выявление отдельных ЛЧ с вибрацией, превышающей α′m, является недостатком разработанной и применяемой методики.

Но многолетняя практика показала, что это явление было очень редким, и теоретически оно имеет вероятность менее 5%. Главное, что этот недостаток невозможно устранить, не охватив измерениями всю обмотку, что практически для регулярного эксплуатационного виброконтроля сделать нельзя. Но зато расчётная величина α′m

является характеристикой именно обмотки в целом, что оказалось приемлемым для практической цели – эксплуатационного вибрационного контроля обмотки.

Недостаточно было бы характеризовать состояние обмотки и лишь средней величиной вибрации, что подтвердилось практикой эксплуатации. Так, на гидрогенераторах № 2 и 10 были получены почти одинаковые значения средней вибрации 46 мкм и 49 мкм соответственно, в то время как максимальная расчётная составила 132 мкм и 85 мкм соответственно. Им соответствовали и измеренные максимальные значения 118 мкм и 70 мкм. Осмотр этих двух гидрогенераторов подтвердил, что состояние крепления лобовых частей у агрегата № 2 намного хуже, чем у № 10.

Оценка вибрационного состояния обмотки по максимальной расчётной вибрации учитывает и среднюю вибрацию, и рассеяние значений вибрации между лобовыми частями, поэтому из однопараметрических оценок для условий эксплуатации она является, повидимому, до сих пор наилучшей.

Возвращаясь к примеру гидрогенератора № 2, необходимо акцентировать внимание на том, что на преобладающей части ЛЧ было ослабление бандажных вязок, следы натиров на изоляции, что потенциально подготавливало аварийную ситуацию. С другой стороны, поскольку аварии всё-таки не было, а гидрогенератор с такой достаточно высокой вибрацией обмотки проработал больше года, не было оснований принимать норму для оценки “недопустимо” ниже, чем полученная для данного гидрогенератора максимальная расчётная вибрация 132 мкм (округленно 130 мкм), т.е. она является границей, выше которой вибрацию всей обмотки можно было принять соответствующей оценке “недопустимо”.

В таблице 62 приведены максимальные расчётные вибрации для пяти гидрогенераторов, где была выполнена высококачественная

294

бандажная вязка из лавсана, самоутягивающегося после пропитки материала. Длительное наблюдение за этими обмотками показало отличное их состояние. На основании полученных результатов наблюдений была принята оценка для уровня максимальной расчётной вибрации ≤ 50 мкм – “отлично”.

Таблица 62. Расчётная величина максимальной вибрации обмоток гидрогенераторов №№ 2, 3, 5, 7, 8 Красноярской ГЭС после реконструкции крепления ЛЧ их обмоток (цифры округлены до кратных пяти)

Таблица 63. Параметры работы гидрогенераторов Красноярской ГЭС и максимальная расчётная вибрация ЛЧ их обмотки (цифры округлены до кратных пяти) до коренной реконструкции

В таблице 63 представлены максимальные расчётные вибрации для тех гидрогенераторов, где ещё не производилась реконструкция крепления ЛЧ, либо она проводилась лишь частично и применялся не лавсан, а льно-пеньковый шнур. Кроме того, здесь объём новой вязки составлял 15-30% от общего. Данные этой таб-

295

лицы расположены в порядке увеличения интенсивности использования генераторов, где было произведено частичное усиление крепления обмотки, т.е. по нарастающей продолжительности их работы с максимальными нагрузками, когда обмотка испытывает наибольшие электродинамические воздействия. Число часов работы гидрогенераторов отсчитывалось от года, в котором был достигнут номинальный напор на турбину. В таблице 63 показана и степень осуществленной реконструкции крепления ЛЧ обмотки. Группируя гидрогенераторы, данные о которых представлены в этой таблице, по признакам интенсивности их использования, по качеству крепления ЛЧ, и сравнивая состояние обмоток с полученным расчетным путем уровнем их вибрации, можно получить промежуточные оценки вибрационного состояния обмоток – “хорошо”, “удовлетворительно”, “неудовлетворительно”.

На основании анализа, проведенного на протяжении ряда лет по результатам измерений, проявляющихся дефектов, визуального систематического осмотра состояния крепления ЛЧ, специалистами Красноярской ГЭС были предложены нормы на вибрацию обмотки в целом для гидрогенераторов этой ГЭС (таблица 64).

Таблица 64. Нормы максимальной расчётной вибрации для обмоток статоров (в целом), разработанные для гидрогенераторов Красноярской ГЭС

Действительно, используя эти нормы и рассматривая данные таблицы 63, видно, что оценки вибрационного состояния обмоток получаются достаточно естественными.

Вибрационное состояние генератора № 9, который использовался с небольшой интенсивностью и на котором в то же время проведена частичная замена бандажной вязки, как и у генераторов

связкой, замененной на лавсановую, оценивается как отличное.

Угенератора № 4, на котором также частично менялась вязка, но который более интенсивно использовался, состояние оценивается как хорошее.

Угенераторов № 1 и № 10, на которых бандажная вязка реконструировалась частично, но они вдобавок и интенсивнее ис-

296

пользовались, и у генератора № 7, который использовался со сравнительно малой интенсивностью, а бандажная вязка ещё не реконструировалась, вибрационное состояние обмотки оценивается как удовлетворительное.

И, наконец, вибрационное состояние обмотки статора генератора № 2, который наиболее интенсивно использовался по сравнению с другими генераторами и на нём не было еще реконструкции бандажной вязки, – оценивается как недопустимое.

На современном этапе на красноярских гидрогенераторах № 1-10 уровень вибрации однослойных обмоток после реконструкции их крепления в пазах и лобовых частях остался характерным для этой конструкции и по-прежнему оценивается по разработанным нормам.

Тот же метод виброконтроля и нормы вибрации применяются и на гидрогенераторах № 11-12 с двухслойной обмоткой статоров. После ввода их в действие и по прошествии более 30 лет эксплуатации уровень вибрации обмоток остался на уровне 50 мкм.

На Саяно-Шушенской ГЭС уровень вибрации обмоток статоров гидрогенераторов также соответствует интервалу оценок “хорошо” и “отлично”.

Таким образом, создание мощных высокоиспользованных гидрогенераторов потребовало разработки новых видов эксплуатационного контроля, в частности, вибрации обмотки статоров, а также разработки методов этого контроля и норм на вибрацию обмотки.

На Красноярской ГЭС указанный метод контроля в режиме установившегося 3-х фазного КЗ, методика оценки вибрации обмоток и нормы её, разработанные в период освоения, вошли в нормативную эксплуатационую документацию и много лет продолжают успешно использоваться. Они совершенствуются на базе тех возможностей, которые появились с применением нового поколения вычислительной техники, позволившей специалистам ЛТД отстроиться от ряда упрощений и допущений, которые были в прошлом, и повысить точность анализа состояния обмотки.

Указанные разработки были рекомендованы для внедрения и при эксплуатации гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС, что и было реализовано.

4.2.3 Тепловой контроль обмотки статора

Гидроагрегаты Красноярской ГЭС используются в энергосистеме как с постоянной мощностью, так и в режиме глубокого и интен-

297

сивного регулирования её вплоть до мгновенных сбросов нагрузки при отключении генераторов от сети при действии релейной защиты или противоаварийной автоматики.

Неcтационарные режимы нагрузки на гидрогенераторе сильно отражаются на характере протекания процесса теплообмена между охлаждающей обмотку статора водой и внутренней поверхностью полых токоведущих проводников, в которых происходит выделение тепла, соответствующее заданной нагрузке.

Для решения актуальной задачи регулирования теплового состояния обмотки на Красноярской ГЭС эксплуатационниками исследовались переходные процессы теплообмена в системе её охлаждения в целом (рис. 4.20), в отличие от известных работ в этой области, в которых процесс охлаждения анализируется изолированно – только в канале или трубке с целью определения превышения температуры проводника над температурой воды на входе в проводник.

Рис. 4.20 Принципиальная схема непосредственного охлаждения обмотки статора генератора

Н– насосы; Ф – фильтры: механические, ионно-обменные, магнитные;

Х– охладитель-теплообменник; Р – регулятор температуры; Б – бак расширительный

Аналитическое решение поставленной задачи выполнено в [44] при определённых допущениях и некоторой идеализации реального процесса охлаждения обмотки. Было принято, что имеет место совершенный тепловой контакт охлаждающей воды со стенками канала, энергия тепловыделения в обмотке полностью отбирается в охладителе, пренебрегалась теплопередача воздуху в других элементах; процесс представлен циклическим, при котором температура на выходе из обмотки t вых изменится сразу после приращения тепловых потерь q в обмотке в момент времени τ = 0, а на входе t вх изменится,

298