Брызгалов В.И. Из опыта создания и освоения Красноярской и Саяно-Шушенской гидроэлектростанций

Подождите немного. Документ загружается.

289

Специалистами эксплуатации был предложен метод основного

эксплуатационного виброконтроля обмотки статора с охватом

измеряемых ЛЧ на 20-30 стержнях в режиме 3-х фазного, уста-

новившегося КЗ. Этот метод вошёл в нормативную эксплуата-

ционную 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, ис-

пользуя 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 про-

водимых 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 Красно-

ярской 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 конкрет-

ные цифры предельной величины вибрации, но и, прежде всего, какие

именно величины нормируются: средние или максимальные, фак-

тически измеренные или расчётные и т.п. В эту работу активно

включились специалисты Красноярской ГЭС, в частности, в иссле-

дованиях вибрационного состояния гидрогенераторов значительная

роль принадлежит А. Е. Соколову.

Оценка

Вибрация элементов ЛЧ обмотки статора, мкм

Выход из паза Головка ЛЧ

Отлично до 10-15 до 20-30

Хорошо 16-30 31-60

Удовлетворительно 31-40 61-90

Неудовлетворительно 41-50 91-110

Недопустимо

110

290

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 устра-

нению этого дефекта, поскольку в конечном счёте разрушение

приводит к стадии теплового или электрического пробоя изоляции.

Максимальная вибрация обмотки α

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 воз-

можность непосредственными измерениями находить стержни об-

мотки с наиболее высокой вибрацией и сравнением величины этой

вибрации с нормами – оценивать вибрационное состояние обмотки

в целом. Поэтому возникла задача определять максимальную виб-

рацию 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 статис-

тики. Очевидно, что при таком подходе величина максимальной

вибрации обмотки может быть определена только с какой-то до-

верительной 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 ока-

залась 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

291

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 эксплуа-

тационного контроля, учитывая его частую повторяемость, требуется,

при небольшой трудоёмкости подготовки рабочего места измерений,

максимальная их безопасность, вследствие чего производить изме-

рения вибрации было целесообразно только в режиме устано-

вившегося 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 уста-

новившегося 3-х фазного КЗ с номинальным током, то и норми-

ровать 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 гидрогене-

раторов требует дальнейшего исследования.

В методике, разработанной специалистами Красноярской ГЭС,

использованы проведённые ВНИИЭ исследования, в которых пока-

зана возможность применения закона нормального распределения

случайных величин для вибраций элементов обмотки.

Методика определения максимальной расчётной вибрации

обмотки α′

кратко сводится к следующему. По результатам

измерения вибрации на n лобовых частях обмотки вычисляется

средняя вибрация α и среднеквадратическое отклонение S

, по

которым, предполагая закон распределения вибраций между ЛЧ

нормальным, с помощью таблиц функции распределения последнего,

находится вибрация, которую с заданной вероятностью не превыша-

ет вибрация отдельной произвольной взятой ЛЧ обмотки. Но нас

интересовала величина вибрации, которую не превышает вибрация

обмотки в целом. Связывая её с вибрацией отдельной ЛЧ, рас-

сматривались два случайных события. Первое (элементарное) со-

бытие, имеющее вероятность Р, заключается в том, что величина

вибрации одной произвольно взятой ЛЧ не превосходит α′

Второе

(сложное) событие в том, что величину α′

не превышают вибрации

на всех вместе взятых ЛЧ обмотки, пусть его вероятность равна Р

Второе событие является совмещением N первых событий (N –

292

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, подав-

ляющее же число ЛЧ обмотки не испытывают от этой ЛЧ никакого

воздействия). Тогда по правилу умножения независимых событий

имеем: Р

= Р

Таким образом, максимальная вибрация обмотки довери-

тельной вероятности Р

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 гидро-

генераторов (не красноярских), у которых, например, вибрация ЛЧ

существенно зависит от её положения в электрической схеме об-

мотки, 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 наиболь-

шей из максимальных вибраций этих выделенных групп.

При обработке результатов измерений необходимо было учи-

тывать, что в объём исследованной выборки могут попасть не-

характерные ЛЧ (у которых вибрация превышает расчётную α′

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 про-

ведение надёжного анализа вибрационного состояния обмотки

гидрогенераторов своими силами, без привлечения научно-иссле-

довательских организаций. Особенность разработанной и реали-

зованной методики ещё и в том, что задача по определению надёж-

ности 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′

в по-

давляющем большинстве случаев выше, чем измеренные максималь-

ные 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).

293

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 вибра-

ции получили: α = 16,5 мкм, S

= 13,2 мкм. Обмотка этого гене-

ратора имеет 288 ЛЧ (имеются в виду только нижние или только

№

п/п

№

ЛЧ

Вибрация,

мкм

№

п/п

№

ЛЧ

Вибрация,

мкм

№

п/п

№

ЛЧ

Вибрация,

мкм

1 318 20,0 10 354 36,0 19 396 12,5

2 322 15,0 11 358 65,0 20 398 18,5

3 330 13,5 12 360 5,0 21 400 18,0

4 338 4,0 13 364 15,5 22 402 42,0

5 340 18,0 14 370 13,5 23 406 13,0

6 344 10,0 15 376 18,0 24 408 11,0

7 346 7,5 16 386 17,5 25 414 15,5

8 348 4,0 17 392 9,0 26 416 8,0

9 352 15,5 18 394 13,0 27 418 4,0

294

верхние ЛЧ), т.е. N = 288. Задаваясь Р

= 95, получим Р = 0,9997,

откуда α′

α + ε ·S

= 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′

, т.е. эта ЛЧ

является исключением.

Такое выявление отдельных ЛЧ с вибрацией, превышающей

α′

, 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′

является характеристикой именно обмотки в целом, что оказалось

приемлемым для практической цели – эксплуатационного вибра-

ционного 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 измерен-

ные 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 одно-

параметрических оценок для условий эксплуатации она является, по-

видимому, 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 сто-

роны, 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 рас-

чётная вибрация 132 мкм (округленно 130 мкм), т.е. она является

границей, выше которой вибрацию всей обмотки можно было при-

нять соответствующей оценке “недопустимо”.

В таблице 62 приведены максимальные расчётные вибрации

для пяти гидрогенераторов, где была выполнена высококачественная

295

бандажная вязка из лавсана, самоутягивающегося после пропитки

материала. Длительное наблюдение за этими обмотками показало

отличное их состояние. На основании полученных результатов наб-

людений 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 вибра-

ции для тех гидрогенераторов, где ещё не производилась реконст-

рукция 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-

Расчётная максимальная вибрация α′

, (мкм)

№ гидрогенератора

Тангенциальн. направл.

Радиальн. направл.

2 50 25

3 40 25

5 30 30

7 30 25

8 40 30

Число часов Полное

Макс. расч. вибр.

α′

Вид работ по

Месяц и

год

измерений

№

гидро-

генератора

работы

с нагрузкой

450-500

МВт

час.

число часов

работы,

час.

мкм

реконструкции до

натурных

исследований

02.75 г. 9 2370 16000 50 25

Произведена

частичная замена

бандажной вязки

03.73 г. 4 4100 13900 60 55 То же

04.75 г. 10 5400 17260 85 55 То же

10.74 г. 1 5600 18300 90 50 То же

04.74 г. 7 2100 9300 90 75 Бандажная вязка

осталась прежней

04.73 г. 2 3100 13500 130 180 То же

296

лицы расположены в порядке увеличения интенсивности исполь-

зования 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 виб-

рационного 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 исполь-

зовался с небольшой интенсивностью и на котором в то же время

проведена частичная замена бандажной вязки, как и у генераторов

с вязкой, замененной на лавсановую, оценивается как отличное.

У генератора № 4, на котором также частично менялась вязка,

но который более интенсивно использовался, состояние оценивается

как хорошее.

У генераторов № 1 и № 10, на которых бандажная вязка

реконструировалась частично, но они вдобавок и интенсивнее ис-

Вибрация, мкм Оценка

≤

отлично

51-80 хорошо

81-110 удовлетворительно

111-130 неудовлетворительно

> 130 недопустимо

297

пользовались, и у генератора № 7, который использовался со срав-

нительно малой интенсивностью, а бандажная вязка ещё не реконст-

руировалась, вибрационное состояние обмотки оценивается как

удовлетворительное.

И, наконец, вибрационное состояние обмотки статора гене-

ратора № 2, который наиболее интенсивно использовался по срав-

нению 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 реконструк-

ции их крепления в пазах и лобовых частях остался характерным

для этой конструкции и по-прежнему оценивается по разработан-

ным 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 эксплу-

атации 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 эксплуа-

тационного 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 вычислитель-

ной 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 энергосис-

теме как с постоянной мощностью, так и в режиме глубокого и интен-

298

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 ох-

лаждения в целом (рис. 4.20), в отличие от известных работ в этой

области, в которых процесс охлаждения анализируется изолирован-

но – только в канале или трубке с целью определения превышения тем-

пературы 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 совер-

шенный тепловой контакт охлаждающей воды со стенками канала,

энергия тепловыделения в обмотке полностью отбирается в охла-

дителе, 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,