Техническое состояние турбогенератора определяется техническим состоянием его основных конструктивных узлов: сердечник и обмотка статора, бочка, хвостовые части, обмотка и бандажные узлы ротора. Ниже рассмотрены дефекты, наличие и степень развития которых являются определяющим фактором в отношении надежности эксплуатации и физического ресурса перечисленных конструктивных элементов.

1. Нарушение прессовки зубцов сердечника статора наиболее часто встречается в торцевых зонах сердечника на турбогенераторах длительное время работающих в режимах потребления реактивной мощности. При несвоевременном обнаружении и устранении ослаблений прессовки зубцов вследствие вибрации, обусловленной действием аксиальных электромагнитных сил от поля рассеяния в торцевой зоне, неподжатые листки активной стали со временем обламываются. Обломившиеся фрагменты перетирают изоляцию близлежащих стержней, что создает опасность пробоя и аварийного отключения генератора.

2. Повреждения изоляционных лаковых пленок между сегментами активной стали статора. При работе генератора в месте повреждения изоляции происходит выделение дополнительных потерь вследствие протекания вихревого тока и возникает местный перегрев зубца. Развитие данного дефекта может приводить к серьезным повреждениям типа «пожар железа», прогоранию изоляции обмотки и аварийному отключению генератора.

3. Ослабление крепления сердечника к корпусу статора.
Из-за механического износа вследствие вибраций сердечника, а так же по причине его вертикальной осадки под действием собственного веса происходит разуплотнение стяжных ребер (наборных клиньев) с активной сталью, образуются зазоры в области посадочных мест стяжных ребер.
Нарушение связи стяжных ребер с активной сталью сопровождается ухудшением вибрационного состояния статора, что может приводить к повреждению сварных соединений между деталями узлов крепления сердечника к корпусу, а в отдельных случаях – к повреждениям самих элементов крепления сердечника.

4. Дефекты изоляции обмотки статора.
Основными причинами ухудшения состояния изоляции статорных обмоток турбогенераторов являются тепловое старение (в том числе и вследствие местных перегревов сердечника статора), электрическое старение вследствие воздействия на нее частичных разрядов, повышенные вибрации и механические истирания вследствие ослабления деталей крепления обмотки в пазовой и лобовых частях, а так же механические повреждения при попадании в зазор работающего генератора посторонних металлических предметов.

5. Дефекты бочки и хвостовых частей ротора.
Наиболее опасным дефектом вала ротора является возникновение и развитие усталостных трещин. Основными предпосылками к их зарождению являются образование местных концентраторов напряжений вследствие подкаливания поверхности бочки ротора токами обратной последовательности (при работе генератора в несимметричном режиме), подкаливания шеек вала вследствие нарушения маслоснабжения подшипников; наклеп и фреттинг-износ, возникающие в работе при ослаблении посадочных натягов деталей, устанавливаемых путем горячей посадки и т.д.

6. Дефекты бандажных узлов ротора.
Основными причинами, вызывающими повреждения и разрушения бандажных узлов роторов турбогенераторов являются:

• коррозионное растрескивание под действием влажности, нагревов и механических нагрузок;
• подкаливание носиков бандажных колец в несимметричных режимах работы;
• знакопеременные механические нагрузки, обусловленные вращением ротора в условиях его статического прогиба под действием собственного веса.

7. Дефекты обмотки ротора.
Наиболее существенное влияние на техническое состояние корпусной и витковой изоляции, а так же меди витков обмотки ротора оказывают перегревы, термомеханические деформации и усилия, загрязнение и увлажнение. При чрезмерных нагревах обмотки в условиях стесненного теплового расширения в меди витков возникают термомеханические напряжения, превышающие предел текучести, что в итоге вызывает деформацию и укорочение витков. Загрязнение и увлажнение приводят к снижению сопротивления витковой и пазовой изоляции и создают опасность замыкания обмотки ротора на вал или замыканиям между соседними витками.

Обеспечение длительной и надежной работы турбогенераторов в значительной степени обусловлено своевременным обнаружением и устранением дефектов их конструктивных узлов. Решение поставленной задачи достигается за счет разработки и внедрения современных методов технической диагностики. Проведение комплексных диагностических обследований с привлечением квалифицированных специалистов позволяет:

• получить достоверную оценку технического состояния оборудования;
• обосновать возможность продления срока службы, выработать комплекс мероприятий и рекомендаций по ремонтному обслуживанию и эксплуатации;
• оптимизировать затраты на ремонт и модернизацию диагностируемого оборудования.

С начала 2000-х годов специалисты нашей фирмы выполняют комплексные обследования турбогенераторов, включающие в себя диагностирование вышеуказанных конструктивных узлов.
Для выявления дефектов перечисленных элементов конструкции на ранней стадии развития проводятся следующие мероприятия:

• контроль плотности прессовки зубцов сердечника статора ультразвуковым методом;
• контроль состояния изоляции между сегментами электротехнической стали статора электромагнитным методом при намагничивании сердечника пониженной индукцией;
• контроля состояния элементов упругой подвески сердечника статора в корпусе вибрационным методом;
• контроль состояния изоляции обмотки статора на основе измерения уровней частичных разрядов по пазам статора при последовательном подключении каждой из фаз обмотки к источнику повышенного напряжения;
• оценка состояния изоляции обмотки статора на основе эндоскопического обследование вентиляционных каналов сердечника и корзин лобовых частей;
• контроль состояния поверхности металла ротора на основе измерения твердости и эндоскопического обследования;
• оценка состояния меди витков и изоляции обмотки возбуждения на основе эндоскопического обследования лобовых частей обмотки и вентиляционных каналов (в турбогенераторах с непосредственным газовым охлаждением обмотки возбуждения);
• оценка состояния бандажных узлов ротора турбогенератора на основе технического осмотра и использования результатов цветной дефектоскопии.

Методики и условия проведения обследования и диагностики.

Оценка технического состояния турбогенератора проводится на основе обследования статора и ротора во время среднего ремонта (при выведенном роторе), а также анализа эксплуатационной и ремонтной документации (суточные ведомости, журнал учета дефектов, протоколы испытаний, ремонтная документация и т.п.).

Обследование статора турбогенератора выполняется с применением следующих методов контроля технического состояния основных узлов.

1. Электромагнитный метод выявления местных замыканий и участков активной стали сердечника статора с повышенными потерями. Контроль проводится при кольцевом намагничивании сердечника с низкой индукцией намагничивания (0,02-0,05 Тл) и позволяет выявлять все повреждения межлистовой изоляции, как на поверхности, так и в глубине сердечника, способные вызвать недопустимый нагрев в работе или при проведении испытаний стали статора с индукцией 1,0 – 1,4 Тл.

Электромагнитный контроль межлистовой изоляции активной стали статоров турбогенераторов выполняется на остановленной машине с выведенным ротором. Генератор должен быть расшинован, фазы обмотки разомкнуты.
Питание намагничивающей обмотки осуществляется от понижающего трансформатора на 12В или 36В мощностью не менее 1000 ВА. Номинальное напряжение понижающего трансформатора и число витков намагничивающей обмотки уточняются исходя из местных условий и обеспечения индукции на спинке в пределах 0,02-0,05 Тл (Рис. 1).

Рис. 1 Схема проведения электромагнитного контроля.

Состояние изоляции листов активной стали статора и степень опасности выявленных местных замыканий оценивается по мощности дополнительного тепловыделения в зоне выявленных дефектов, определенной по результатам испытаний с учетом тарировки измерительной схемы. Дополнительная оценка степени опасности дефектов проводится на основе осмотра с использованием технического эндоскопа.

В случае положительных результатов проведения электромагнитного контроля (отсутствие опасных замыканий листов активной стали) проведение испытаний стали статора при кольцевом намагничивании с индукцией 1,0 ил 1,4 Тл не требуется.

2. Ультразвуковой метод контроля плотности прессовки сердечника стали статора на основе измерения задержки ультразвука на всех зубцах крайних пакетов и в системе нажимной палец – крайний пакет активной стали. Позволяет проводить оценку общего состояния плотности прессовки активной стали, выявлять ослабленные участки сердечника на начальной стадии появления распрессовки, контролировать полноту и качество устранения дефектов в процессе выполнения ремонтных работ или модернизации (перешихтовки) сердечника.

При проведении УЗК измерения времени распространения ультразвуковых колебаний осуществляется на всех зубцах трех крайних пакетов активной стали (Рис. 2б), а также в системе нажимной палец – крайний пакет (рис. 2а). При необходимости проводится контроль плотности прессовки в центральной зоне сердечника.
Измерения выполняются с помощью портативного ультразвукового прибора.

Рис. 2. Схема установки датчиков при проведении ультразвукового контроля плотности прессовке.

3. Вибрационный метод выявления ослаблений в системе крепления сердечника. Проводится на основе измерения параметров свободных колебаний, возникающих в системе подвески сердечника при ударном возбуждении отдельных элементов. На основании анализа полученных данных оценивается техническое состояние системы подвески сердечника, выявляются ослабленные или дефектные элементы, а также контролируется эффективность ремонтных мероприятий.

4. Технический осмотр основных узлов турбогенератора по специальной программе с использованием жестких и гибких эндоскопов. Проводится с учетом анализа опыта эксплуатации, а также результатов проведенных измерений и включает в себя: выявление признаков неудовлетворительного вибрационного состояния сердечника и обмотки статора, дефектов корпусной изоляции и крепления обмотки статора в пазовых и лобовых частях, кольцевых соединительных шин, выявление разрушенных зубцов и застрявших в сердечнике обломков активной стали, осмотр вентиляционных каналов и корзин лобовых частей, выявление дефектов изоляции и меди обмотки ротора и пр.

5. Контроль состояния и профилактическое обследование бандажных узлов. Включает в себя анализ результатов дефектоскопии бандажных колец, контроль посадочных натягов, осмотр бандажных колец с использование лупы и др.

6. Контроль частичных разрядов по пазам остановленного для ремонта турбогенератора. Измерение уровня ЧР обмотки статора турбогенератора проводится во время ремонта турбогенератора с выводом ротора.

Измерения проводятся при последовательной подаче на каждую фазу обмотки статора ступенчато изменяющегося напряжения промышленной частоты 50 Гц в диапазоне от 1 до 10 кВ.

Для измерений используются датчик, устанавливаемый максимально близко к выводу испытываемой фазы и измеряющий уровень ЧР в изоляции данной группы стержней.

Накопленный практический опыт показал высокую эффективность использования комплексных обследований в процессе выполнения капитальных ремонтов и модернизаций турбогенераторов. Данные работы успешно проводятся с 70-х годов, и в последние годы на турбогенераторах Костромской, Каширской, Череповецкой ГРЭС, всех крупных турбогенераторах ОАО «Мосэнерго» и ряде других ТЭС.