Отечественный и зарубежный опыт эксплуатации гидрогенераторов указывает на то, что в процессе работы машин происходят существенные изменения параметров воздушного зазора, которые являются следствием целого ряда причин – дефектов сборки в процессе монтажа, недостатками конструкции элементов крепления узлов, естественными процессами релаксации сварных конструкций и деформации узлов под действием термомеханических нагрузок, а также несвоевременным выполнением ремонтных работ по восстановлению формы статора и ротора.

      В результате отмеченных факторов значительная часть гидрогенераторов эксплуатируется с воздушными зазорами, параметры которых выходят за рамки допустимых отклонений (до 10% от номинального значения).

      Основными видами отклонений параметров воздушного зазора являются:

      Первое из отмеченных нарушений проявляется в том, что с течением времени (в процессе первых 10 – 20 лет эксплуатации) зазор уменьшается, а затем величина его стабилизируется, но в большинстве случаев значение среднего зазора ?с выходит за пределы допуска.

      Если при этом зазор остается равномерным по окружности и по длине, то его уменьшение ведет только к незначительному перераспределению основных и добавочных потерь в активной зоне, что не обнаруживается штатными системами контроля и диагностики. Хотя такое отклонение воздушного зазора от расчетного и не доставляет особых хлопот эксплуатационному персоналу, его можно предотвратить, если заранее предусмотреть некоторый запас (увеличенный воздушный зазор на этапе монтажа гидрогенератора).

      Наиболее четко выявляется окружная неравномерность воздушного зазора вследствие несоосности ротора и статора. Такое нарушение формы воздушного зазора приводит к возникновению больших сил одностороннего магнитного тяжения в радиальном направлении и, как следствие – к неравномерному нагружению и нагреву сегментов направляющих подшипников.

      Еще более неприятен вариант окружной неравномерности воздушного зазора, возникающий вследствие эксцентричного расположения магнитопровода ротора относительно его оси. В этом случае радиальная небалансная сила магнитного тяжения перемещается с оборотной частотой, вызывая большие вибрации опор.

      Намного более серьезными последствиями может сопровождаться неравномерность воздушного зазора по оси машины. Такое отклонение приводит к специфическим повреждениям полюсов ротора – электроэрозионному разрушению демпферной обмотки в средней части полюса.

      Дефекты рассматриваемого типа впервые были обнаружены на вертикальных гидрогенераторах ДнепроГЭС-2, затем на капсульных машинах Киевской ГЭС, и в середине 90-х годов на вертикальных гидрогенераторах ГЭС «Джердап-1».

      Вероятно, вследствие искаженной формы статора и несовершенной формы ротора, при эксплуатации генераторов Киевской ГЭС воздушный зазор между ротором и статором изменился как радиальном так и осевом направлении: при номинальном значении 5 мм, местами его величина не превышала 3,5мм.

      При этом отклонение в процентном отношении составляло до 30%.

      Такое отклонение естественно недопустимо. Из-за значительного уменьшения воздушного зазора резко возросла нагрузка на демпферную обмотку, на которую она не была рассчитана. Следствием этого стал процесс электроконтактной эрозии сердечников полюсов.

      В конце концов это привело к разрушению демпферной системы: выгорание стали сердечника, разрыв стержней и выпадение их демпферных стержней в воздушный зазор и как следствие - серьезным повреждениям сердечника и обмотки статора.(фото№1,2)

 

      Гидрогенераторы для ДнепроГЭС-2 были изготовлены и поставлены заводом «Электротяжмаш» в семидесятых-восьмидесятых годах. При обследовании полюсов ротора были обнаружены местные очаги электроконтактной эрозии сердечников, аналогичные процессам, отмеченным на Киевской ГЭС (см. фото 3).

      Специальные исследования, выполненные на роторе гидрогенератора ДнепроГЭС-2, показали, что в демпферной обмотке протекают значительные токи частоты зубцовых гармоник статора. Но это явление в той или иной мере наблюдается, в принципе, на всех гидрогенераторах без исключения. Однако повреждения полюсов наблюдались только на перечисленных выше гидрогенераторах.

Природа возникновения этих дефектов долгое время оставалась невыясненной, но характер повреждений был однотипным, несмотря на существенное различие параметров гидрогенераторов (табл. 1)

 

       До ознакомления с информацией по отказам гидрогенераторов «Джердап-1» из-за аналогичного повреждения полюсов причина электроэрозионных явлений оставалась невыясненной, но было отмечено, что:

            - такие повреждения носят системный характер;

            - их проявление возникает после достаточно длительного периода эксплуатации.

      Ситуация начала проясняться только после попытки проанализировать причины электроэрозионных повреждений полюсов на гидрогенераторах ГЭС «Джердап-1».

      Выяснилось, что на этой ГЭС работает 12 гидрогенераторов одинаковой мощности:

      9 – типа СВ1500/175-84 изготовления завода «Электросила» (Россия);

      3 – югославского производства, изготовленных на заводе «Раде Кончар».

      Повреждались только югославские машины. Параметры одни и те же, режим работы одинаковый, почти «базовый» - 6400 часов в году.

      В чем же состояла разница между ними? Оказалось – только в конструкции статора – «Раде Кончар» изменил конструкцию зубцовой зоны статора, выполнив его с намного меньшим числом пазов, т.е. с более широким пазом статора, что значительно увеличило соотношение

      где bn1 – ширина паза статора;

            δ - воздушный зазор,с ростом которого резко увеличивается индукция потов пазового рассеяния.

      И в наших отечественных генераторах (табл. 1), на которых отмечались повреждения демпферных обмоток, также имелись повышенные значения k в сравнении с генераторами других типов, но на базе классических теоретических подходов невозможно было объяснить, каким образом между соседними стержнями демпферной обмотки возникает разность потенциалов и какой должна быть ее расчетная величина. При нормальном «классическом» зазоре никакой ЭДС между стержнями демпферной обмотки не должно существовать. Но это именно при «нормальном» зазоре, который в продольном сечении имеет прямоугольную форму, независимо от неравномерности зазора под каждым полюсом.

      Ознакомление с формулярами измерения воздушного зазора за период эксплуатации (по агрегату №6 Джердап-1 они приведены в табл. 1,[3]), показало, что в процессе эксплуатации параметры зазора испытывали следующие устойчивые изменения:

            - среднее значение зазора уменьшилось (с 1970 г. по 2000 г. с 20 до 14,92/17,56 мм) почти на 20%;

            - в поперечном сечении воздушный зазор потерял прямоугольную форму: в верхней части машины он значительно меньше (δmin=14,92 мм), чем в нижней (δmax=17,56 мм).

      При этом коэффициент «конусности» воздушного зазора

составил 16,3%.

      Данные обследования параметров воздушного зазора на гидрогенераторах Киевской ГЭС и ДнепроГЭС-2 приведены в табл. 2.

      Известно [1], что при открытых пазах статора за счет зубцовых гармоник в стержнях демпферной обмотки (ДО) наводится э.д.с. частоты

      где Z1 – число пазов статора,

            п – частота вращения ротора.

      Как показали данные специальных измерений за счет полей пазового рассеяния в стержнях ДО протекают тока порядка 1000А, что при стандартном выполнении этих стержней из меди круглого профиля диаметром 20 мм дает для плотности тока величину порядка 3 А/мм2.

      Хотя уровень потерь в ДО при этом не является критическим, даже при идеальной симметрии конструкции полюса и равномерном по оси воздушном зазоре плотность тока в стержнях ДО спадает от максимального значения в центральных до минимального – в крайних стержнях, что является прямым следствием тангенциальной неравномерности воздушного зазора между скругленной поверхностью полюсного башмака и цилиндрической поверхностью статора.

      При достаточно длинных стержнях ДО разница в их нагреве вызывает заметные термомеханические напряжения в местах сопряжения стержней с замыкающими сегментами. С течением времени эти эффекты иногда приводят к местным повреждениям ДО в местах нарушения контактов в рассматриваемой цепи. (фото №4)

      Однако в рассматриваемой симметричной системе ДО не может существовать разность потенциалов между стержнями в средней части по длине полюса.

      Обратимся к анализу рассматриваемых явлений на примере прямоугольного контура, составленного из двух стержней ДО, расположенных симметрично относительно оси полюса (рис. №5).

      Для упрощения будем анализировать случай равных шагов по пазам статора t1 и демпферной обмотки td. Кроме того пренебрежем активным сопротивлением перемычки между стержнями.

      Согласно [1] уровень индукции В0 (здесь и далее рассматриваются амплитудные значения синусоидальных величин) приближенно составляет

      где Вδ - индукция в зазоре от рабочего поля ротора,

      где βδ - ширина паза статора,

      δ - зазор в районе стержня ДО

      Если зазор δ в районе стержня одинаков по длине, то и уровень индукции В0 также остается неизменным по оси этого стержня. Поэтому напряженность Ео поля индукции, пропорциональная В0, также будет постоянной

      В этом случае э.д.с. е0, индуктируемая на стержень

      где dL – элемент длины стержня будет нарастать линейно по оси

      В любой момент времени рассматриваемая э.д.с. компенсируется падением напряжения на контуре

      где Zd – импеданс контура

      Так как активное и реактивное сопротивление стержня ДО равномерно распределено вдоль его длины, упомянутое падение напряжения также имеет линейный характер (рис. №6) вследствие чего потенциал стержня Δφ относительно сердечника оказывается практически равным нулю.

      Картина существенно изменяется в случае появления аксиального «перекоса» воздушного зазора, когда зазор над стержнем ДО становится переменным

      вследствие чего переменный характер приобретают и выше рассматриваемые величины В0 и Е0.

      Так, согласно табл.2 в одном из капсульных гидрогенераторов после ряда лет эксплуатации была отмечена следующая осевая неравномерность зазора

      В [1] приведены данные, иллюстрирующие, насколько резко изменяется индукция В0 в таких случаях (см. табл. 1).

      Для рассматриваемого гидрогенератора (Z1=252, t1=65, вп=2) при отмеченном неравномерном аксиальном распределении зазора индукция В0 изменяется по длине стержня от 0,28 Вδ (при δmin) до 0,2 Вδ (при δmax).

      При этом нарушается линейное распределение индуцированной э.д.с. е0 вдоль каждого стержня

      - вначале она нарастает быстрее, а затем медленнее среднего значения скорости изменения по длине. Так как компенсационное падение напряжения ΔU остается линейно распределенным, этот эффект сохраняется только в среднем, т.е.

      но по длине стержня появляется разность потенциалов с максимальным значением Δφmax которое наблюдается по середине полюса несколько ближе к зоне минимальных зазоров.

      При отсутствии поперечных контактов между стержнями напряжение между точками «а» и «в» рассматриваемого контура удваивается (рис. 7)

      При неустойчивом контакте между стержнями ДО и местами полюса это напряжение провоцирует электроэрозионный процесс. При неблагоприятных условиях процесс электроэрозии может развиваться весьма интенсивно вследствие достаточно большой мощности (порядка 5 кВА на метр длины контура), а также индуктивного реактанса источника э.д.с. повышенной частоты.

      Очевидно, что во избежание развития рассматриваемых дефектов необходимо либо изолировать стержни ДО (что, впрочем, не лучший вариант с экономической точки зрения), либо принять меры по созданию надежной токовой перемычки в зоне Δφmax , т.е. в средней части полюса. В последнем случае максимум разности потенциалов между стержнями смещается в зону «с»-«d», а величина ее падает примерно в 2 раза.

      Собственно на реализации принципа создания надежной токовой перемычки и основана технология «чеканки», давшая положительные результаты – частота повреждения ДО резко снизилась.

      С учетом изложенного, для предотвращения электроэрозионного повреждения полюсов гидрогенераторов, в конструкции которых заложены соотношения параметров активной зоны особо неблагоприятные с точки зрения возникновения повышенных значений индукции пазового рассеяния статора (повышенные величины вп/t1 и вп/δ) необходимо принятие дополнительных мер по конструированию и эксплуатации.

      К последним относятся необходимость более тщательного соблюдения предписаний заводских инструкций по обеспечению требуемой формы и размеров воздушного зазора.

      В этих целях в процессе эксплуатации необходимо своевременно принимать меры для восстановления заданных параметров воздушного зазора путем:

            - переклиновки обода ротора в вертикальных гидрогенераторах;

            - или исправление формы статора в капсульных машинах, где обод выполняется массивным и не деформируется в процессе работы.

      При конструировании гидрогенераторов с уменьшенным числом пазов статора (т.е. с более широким пазом) необходимо применять следующие дополнительные меры:

            - изолировать стержни ДО или чеканить их в средней части по длине полюса;

            - применять магнитные клинья в обмотке статора «малопазового» исполнения.

      1. Данилевич Я.Б., Кашарский Э.Г. «Добавочные потери в электрических машинах», М, Госэнергоиздат, 1963.

      2. Кузьмин В.В., Вакуленко A.Н. “Режимы эксплуатации и наиболее часто встречающиеся повреждения гидрогенераторов ГЭС Днепровского каскада. Влияние параметров воздушного зазора между ротором и статором гидрогенератора на надежность его работы”. «Гидроэнергетика Украины 2005», No.2 .

      3. Dr Dragan Petrovic, Radomir Albijanic, Vladimir Milosavljevic, Sinisa Stojkovic "Deformation of the rotor and stator forms of the hydrogenerator at hydroelectric power station "Djerdap I" in the course of exploitation". CIGRE-2002.