Содержание к диссертации
Введение
2. Методы и средства исследования вибраций обмоток статоров турбогенераторов 16
2.1. Требования к креплениям обмоток статоров мощных турбогенераторов 16
2.2. Электродинамические усилия, действующие на лобовые части обмотки статора турбогенератора, и пути их снижения 20
2.3. Расчетный анализ вибрационного состояния лобовых частей обмотки статора 32
2.4. Методы и средства измерения вибрации обмоток статоров 41
2.5. Пути совершенствования методики исследований вибрации обмоток статоров турбогенераторов 46
3. Экспериментальные исследования вибраций обмоток статоров турбогенераторов серии ТГВ 50
3.1. Система контроля для исследования вибраций лобовых частей обмотки статора турбогенератора 50
3.2. Режимы исследований 55
3.3. Использование результатов экспериментальных исследований вибрационного состояния для повышения надежности конструкций крепления обмоток статоров турбогенераторов 57
3.4. Статистическая оценка достоверности экспериментальных данных вибрационного состояния лобовых частей обмотки статора 103
3.5. Выводы 108
4. Расчетно-экспериментальный метод анализа вибра ций лобовых частей обмотки статора турбогенера тора 111
4.1. Постановка задачи 111
4.2. Выбор независимых переменных 113
4.3. Определение независимых переменных 115
4.4. Методика расчета и ее реализация на Ю ЭВМ 128
4.5. Расчеты вибраций лобовых частей обмоток статоров турбогенераторов серии ТГВ 138
4.6. Выводы 151
Заключение 154
Литература 157
- Электродинамические усилия, действующие на лобовые части обмотки статора турбогенератора, и пути их снижения
- Режимы исследований
- Статистическая оценка достоверности экспериментальных данных вибрационного состояния лобовых частей обмотки статора
- Определение независимых переменных
Введение к работе
Рост единичной мощности энергетических турбоагрегатов,наметившийся за два последние десятилетия - это необходимое условие обеспечения огромных темпов роста выработки электроэнергии [l J . Увеличение ущерба от аварийного останова крупного энергоблока на первый план выдвигает задачи по обеспечению высоких показателей
надежности оборудования,в частности, турбогенератора.
Повышение единичной мощности турбогенератора,в основном, происходит за счет более интенсивного использования.активных материалов при форсировании охлаждения обмоток статора и ротора. Большие линейные токовые нагрузки и, как следствие, большие переменные электродинамические усилия, наличие воды как охлаждающего агента делают обмотку статора едва ли не самым уязвимым местом турбогенератора.
К числу самых распространенных повреждений обмотки статора мощного турбогенератора относятся: истирание корпусной изоляции, механические повреждения элементарных проводников и корпусной изоляции, нарушение герметичности соединения стержней по воде. Всё это,в конечном итоге,ведет к электрическому пробою обмотки статора.
Довольно распространенным является также ослабление и разрушение элементов крепления, следствием которого являются повреждения, перечисленные ранее [2,31 .
Практически все эти повреждения обусловлены повышенной вибрацией обмотки статора. На основании экспериментальных исследований мощных турбогенераторов установлено, что при недостаточной проработке конструкции системы крепления обмотки статора её виброперемещения в нормальных эксплуатационных режимах работы способны достигнуть недопустимо больших величин [4,5,6 J .
В зарубежной и отечественной практике известно много случаев, когда повышение вибрации обмотки статора являлись причинами возникновения крупных аварий. Так, в Англии, на турбогенераторах 500 МВт в процессе эксплуатации было выявлено неудовлетворительное вибрационное состояние обмотки, что привело к необходимости реконструкции 30 работающих турбогенераторов [7 ]. В этой связи, обеспечение допустимого уровня вибрации обмотки статора является одним из основных факторов, обеспечивающих надежную эксплуатацию турбогенераторов большой мощности.
Серьёзное внимание проблеме снижения вибраций обмоток статоров турбогенераторов уделяется во многих научных организациях страны, и в первую очередь во ВНИИЭлектромаш, НИИ ЛПЭО "Электросила", ВНИИЭ, НИИ завода "Электротяжмаш" и др.
Значительный вклад в постановку и решение задач исследования электродинамических и механических процессов в торцевой зоне турбогенераторов внесли советские ученые И.А.Глебов, Я.Б.Данилевич, Е.Я.Казовский, Л.Г.Мамиконянц, И.М.Постников, Г.Г.Счастливый,И.Д.Урусов, В.М.Фридман, Г.М.Хуторецкий, В.А.Цветков и др.
Создание надежной в механическом отношении в течение всего периода эксплуатации обмотки статора мощного турбогенератора требует большого объёма теоретических и экспериментальных исследований и конструкторских проработок.
В числе основных исследований [1,2,3,8,9,10,11,12] следующие:
- теоретический анализ вибрационного и напряженного состояния лобовых частей обмотки статора,
- накопление и анализ результатов вибрационных исследований в процессе длительной эксплуатации мощных турбогенераторов, в том числе и на модельных установках,
- конструктивная проработка узла крепления обмотки статора с использованием новых эффективных материалов,
- разработка новых схем обмоток с целью снижения электродина - 6 мических усилий,
- оценка вибрационного состояния лобовых частей обмотки статора на основе совместного анализа расчётных и экспериментальных данных.
Важное место среди исследований по созданию надежных обмоток статоров занимают методы теоретического анализа вибрационного и напряженного состояния лобовых частей. Этой проблеме посвящены работы,выполненные отечественными учёными В.И.Иогансеном, А.А.Каримовым, Л.В.Куриловичем, А.Л.Лившицем, Э.С.Остерником, В.А.Пикуль-ским, Т.В.Харитоновой, В.А.Цветковым и др.
Рассматривая вопрос о теоретическом анализе вибрационного и напряженного состояния обмотки можно выделить два основных момента. Во-первых,теоретический анализ электродинамических воздействий, во-вторых, поведение механически сложной конструкции,какой является лобовая часть обмотки статора.
При расчёте электродинамических усилий общий подход заключается в рассмотрении полей рассеяния в торцевой зоне статора генератора.
Важные результаты по расчёту полей в зоне лобовых частей получены А.И.Вольдеком и Я.Б.Данилевичем [іЗ,і4],К.С.Демирчяном [іб], И.М.Постниковым и Г.Г.Счастливым [іб],Тегопоулосом [17,18] и др.
Другой подход имеет целью лишь получение самих электродинамических усилий. Здесь лобовые части представляются системой прямолинейных отрезков,причём магнитная индукция для каждого из отрезков рассчитывается от токов остальных. Алгоритмы такого типа описаны в работах В.А.Цветкова [19],Харрингтона [ 20],Лоуренсона[&[], А.А.Чистякова [22] и др.,причём в работах [l8,I9] учитываются ферромагнитные границы в зоне лобовых частей, воздействие поля ротора, торцевое выпучивание основного магнитного потока, а также режим работы генератора.
Развитие теории расчета вибрационного и напяженного состояния лобовых частей обмотки статора имеет более чем полувековую историю. Щё в 1920 году Берманс [ 23 ] рассмотрел колебания лобовых частей обмотки,представляя лобовую часть стержня прямой многопролетной балкой с шарнирными опорами,имитирующими дистанционные распорки. Такая схема позволила,хотя и примитивно,рассмотреть деформации обмотки в зависимости от действующих на неё усилий, а также оценить влияние расстояния между распорками на собственные частоты лобовых частей.
Однако дальнейший анализ механизма колебаний лобовых частей стержней обмотки статора показал,что элементы крепления их достаточно упруги,а помимо изгиба значительную роль в деформировании стержней играет скручивание [241 .
Изучая вибрации "корзины" лобовых частей В.А.Цветков [25 1 рассмотрел каждую лобовую дугу,как одномассовую систему с некоторой эквивалентной массой и жёсткостью,связанную в циклически замкнутую систему.
Для мощных турбогенераторов с жестким креплением лобовой части В.И.Иогансеном [26 J предложено представлять систему крепления,состоящей из трёх упругосвязанных колец.
В последнее время А.А.Карымовым и Т.В.Харитоновой[27,28,29 В.А.Цветковым и В.А.Пикульским[30,Зі] разработаны пространственные стержневые расчетные схемы лобовых частей на упругих опорах,учитывающие реальную геометрию лобовой дуги и опирающиеся на теорию колебаний тонких стержней. Расчётная схема такого типа имеет следующую структуру. Лобовые части обмотки статора крупных турбогенераторов представляют систему стержней,связанных между собой и с внешней опорной конструкцией. Каждая лобовая дуга состоит из двух соединенных в головке стержней,начинающихся на выходе из паза статора. Лобовая часть стержня обмотки разделяется на прямой участок - 8 -продолжение пазовой части,эвольвентный участок-эвольвенту на конической поверхности и головку.
При рассмотрении колебаний подобных систем эффективно используются матричные методы,предложенные В.А.Троицким [32 J и Б.А.Смольниковым [ 33 J .
Предложенные расчетные схемы решаются двояко. В основе первого варианта лежит допущение о циклической симметрии "корзины", что позволяет свести задачу к рассмотрению отдельной лобовой части с учетом её связей. Однако,экспериментальные исследования показывают, что допущение о циклической симметрии и об идентичности условий крепления в корзине является слишком грубым.
Во втором варианте рассматривается отдельная лобовая дуга. В методах решения задачи в пределах данной расчётной схемы имеются существенные различия.
В [27,28] использованы теория криволинейных стержней и численные методы интегрирования. В [30,31] использована модель кусочно-линейного стержня,вписанного в лобовую дугу,а так как в этом случае погрешность в описании лобовой дуги зависит от числа прямолинейных участков,разработано аналитическое описание геометрии стержня.
В такой постановке уравнения,описывающие колебания стержня, имеют аналитическое решение.
Задаче совершенствования теоретического исследования вибрационного состояния лобовых частей/ учет составной структуры стержней обмотки и непрерывно-дискретного характера её закрепления, диссипация энергии при колебаниях,влияние вибрации статора/ посвящены работы [27,34,35,36] . Показано,что учет диссипации энергии позволяет исследовать распределение вибросмещений вдоль лобовой дуги,а также оценить влияние близости к резонансу на вибрацию и надежность узла лобовых частей.
Предложенная В.А.Пикульским [ 37] методика расчёта позволяет моделировать кусочно-непрерывное закрепление лобовых частей,учесть инерционное воздействие вибраций сердечника статора на колебания лобовых дуг.
Однако, результаты расчетов пока не обеспечивают необходимой для инженерной практики точности. Одна из основных причин создавшегося положения заключается в недостатках надёжной информации о механических параметрах обмотки и в значительной мере в неопределённости упругих свойств конструкции крепления. Соответствующие величины являются исходными для расчётов, что в конечном итоге определяет недостаточную точность результатов.
Сложившаяся ситуация дефицита информации об исходных данных для расчёта колебаний обмотки приводит к тому, что в исследованиях вибрации преобладают экспериментальные работы.
Отработка различных вариантов крепления обмотки статора в лобовой и пазовой частях производится на натурных машинах или на модельных установках. При моделировании исследуемая часть обмотки и все элементы крепления выполняются в натуральную величину. Характерным примером могут служить работы по совершенствованию системы крепления лобовых частей крупных турбогенераторов, выполненные фирмой "Дженерал электрик" / США /. Были изготовлены и испытаны три модели статора с натурными лобовыми частями обмотки [ 12 J . Длина сердечника модели 50,8 см, остальные размеры в натуральную величину. Модель имела жидкостное охлаждение обмотки. Для испытаний модели фирме пришлось установить дополнительный источник питания и батарею конденсаторов I4I000 кВАр. Испытания проводились как при установившейся нагрузке, так и при многократных внезапных коротких
замыканиях.
Для исследования конструкций крепления стержней в пазу в
- 10 НИИ ЛПЭО "Электросила" для турбогенератора типа ТВВ-ЮОО-4 и в НИИ завода "Электротяжмаш" для турбогенератора типа ТГВ-300 [ 38 ] проводились испытания на специальных моделях в длительных режимах.
Высокая стоимость модельных экспериментов заставляет проводить исследования на натурных турбогенераторах, а отработку конструкций крепления проводить по результатам этих исследований.
Такие исследования проводились на турбогенераторах серии ТВВ [4,39,40,41] , ТГВ [5,6,42,43,44] и ТВМ [45 ].
В настоящее время все крупные турбогенераторы проходят вибрационный контроль на стендах предприятий-изготовителей и периодический контроль в первые годы эксплуатации. Многолетний опыт исследований позволил выделить общие для различных типов турбогенераторов особенности вибраций лобовых частей обмотки статора. Величины вибросмещений зависят от электродинамических усилий,определяемых не только током в стержне,но и другими параметрами обмотки,от инерционного возбуждения со стороны сердечника статора,колеблющегося с той же частотой,что и обмотка. Использование недостаточно жестких систем крепления на генераторах большой мощности приводит к возникновению недопустимого уровня вибраций [4,5,39 J .
Проблема надежного закрепления статорной обмотки представляет одну из основных трудностей конструирования мощных турбогенераторов.
До середины 60-х годов,когда,в основном,выпускались турбогенераторы средней мощности / 200-300 МВт /,основное внимание при проектировании обращалось на прочность крепления лобовых частей обмотки статора при внезапных коротких замыканиях. При этом основным элементом крепления двухслойных статорних обмоток с компаундированной изоляцией и с конической формой лобовых частей были вязки. Повышение единичной мощности турбогенераторов и переход на термореактивную изоляцию привели к авариям и отказам в работе даже в номинальных режимах работы и привлекли внимание конструкторов и исследователей к проблеме недопустимо высоких вибраций статорных обмоток.
Обширный аналитический обзор [46] ,посвященный конструкциям крепления обмоток статоров турбогенераторов,свидетельствует о наличии в практике зарубежного электромашиностроения большого числа систем крепления. Таким образом,оптимальный подход к конструктивному решению этой проблемы ещё не найден.
Вместе с тем имеют место некоторые общие принципы в закреплении обмоток,основанные на создании новых материалов и проведенных исследованиях механизма колебаний обмоток на моделях и натурных образцах [ 47 J .
Так, в работе Г.П.Вороновского,И.А.Глебова,Я.Б.Данилевича, А.Ш.Колтового [ 8 J показана необходимость использования во всех конструкциях крепления обмотки статора мощных турбогенераторов полупроводящего эластичного бокового уплотнителя в пазу,формообразующих материалов и самоусаживающихся бандажных шнуров в лобовых частях, рас клиновки стержней на выходе из паза.
Введение новых материалов,создание жёстких систем крепления, как показали экспериментальные исследования,позволили снизить уровень вибраций обмоток статоров мощных турбогенераторов.
Так, [39] на турбогенераторе 800 МВт при ICT = JHвибрация лобовых частей превысила 250 мкм.Снижение вибрации велось в два этапа. Вначале была повышена монолитность стержневой части путём заполнения зазоров формующимися материалами. В результате тангенциальные вибрации снизились в 4-5 раз. Уровень радиальных вибраций практически не изменился,так как с повышением статической жёсткости, собственная частота радиальных колебаний вплотную приблизилась к рабочему диапазону / 96-98 Гц /.
- 12 -На втором этапе к лобовым частям была достаточно надёжно присоединена внешняя система крепления. Эта система обладала высокой жёсткостью и была сопоставима по массе с лобовыми частями. В результате при неизменной собственной частоте радиальных колебаний / 97-98 Гц / вибрация снизилась до 45 мкм на головках. Данный путь носит эмпирический характер и основан на высоком затухании
механических колебаний в материалах лобовых частей и их креплении.
Как показали исследования [5,42],применения модернизированных систем крепления на турбогенераторах типа ТГВ-200-2М и ТГВ-500 позволило снизить вибрацию лобовых частей в 5-7 раз. Уровень вибрации обмотки этих генераторов существенно зависит от геометрии стержня и монолитности лобовой части. Комплексным показателем,характеризующим закрепление обмотки,является собственная частота лобовых частей,а усиление опорных конструкций приводит к существенному росту их низшей частоты.
Большой объём расчётных и экспериментальных исследований, выполненных в последние 15 лет, всё же не позволил полностью решить задачу прогнозирования уровня вибрации лобовых частей обмотки ста-тора-одну из важнейших задач на уровне проектирования мощного турбогенератора. Это, в сущности, легко объяснить, если рассмотреть множество идеализации в самых подробных Басчётных методиках. Необходимость идеализации расчётной схемы связана как со сложностями геометрии лобовых частей, характерами связей их между собой и опорными конструкциями, так и с особенностями технологии, используемыми материалами, недостоверностью многих исходных данных. Даже многовариантный подход [ 5,37] к теоретической оценке вибрационного состояния с помощью алгоритмов массовых расчётов колебаний лобовых частей даёт слишком широкий диапазон прогнозируемых величин,требуя при этом значительного объема подготовительной и вычислительной работы.
С целью повышения надежности конструкции крепления и разработки метода, позволяющего уверенно прогнозировать вибрационное состояние лобовых частей обмотки статора мощного турбогенератора уже на стадии проектирования были поставлены следующие основные задачи исследования.
1. Создать измерительный комплекс, позволяющий получать достоверную, пространственную картину распределения вибраций, для анализа вибрационного состояния обмоток статоров различных турбогенераторов в условиях стендовых испытаний и в условиях длительной эксплуатации.
2. Провести исследования вибрационного состояния лобовых частей обмоток статоров действующих турбогенераторов в косвенных режимах и режимах нагрузки с целью определения эффективных путей проектирования и изготовления надежных конструкций крепления.
3. На основании проводимых исследований накопить банк данных по вибрации лобовых частей обмотки статора турбогенераторов серии ТГВ с различными исполнениями конструкций крепления.
4. Разработать алгоритм многомерной аппроксимации вибраций лобовых частей обмотки статора турбогенератора, определив параметры, наиболее существенно влияющие на её вибрационное состояние.
5. Провести расчетные исследования вибрационного состояния лобовых частей обмотки статора турбогенераторов серии ТГВ с определением достоверности полученных с помощью аппроксимации многомерных поверхностей вибросмещений для использования при проектировании новых электрических машин.
Настоящая работа проводилась в соответствии с целевой комплексной научно-технической программой ГКНТ СССР и АН СССР 0Ц.002 "Создание новых видов оборудования для производства новых видов электрической и тепловой энергии" по заданию 09 подпрограммы 0.01. 01.Ц "провести научно-исследовательские и проектно-конструкторские работы по совершенствованию энергетического оборудования крупных блоков с целью улучшения их технико-экономических показателей" и в соответствии с тематическими планами НИИ завода "Электротяжмаш" по темам ТОЇ.9041 "НИР по обоснованию конструктивного исполнения перспективных турбогенераторов" и ТОЇ.9060 "НИР иОКР по повышению надежности турбогенераторов,находящихся в эксплуатации."
Хотя основная работа проведена на турбогенераторах серии ТГВ, полученные данные имеют достаточно общий характер и могут быть распространены на другие типы машин.
Диссертация состоит из 3-х основных глав. В первой главе рассмотрены существующие методы и средства исследований вибраций обмоток статоров турбогенераторов,методы расчета электродинамических усилий, действующих на обмотку статора,предложен расчетный метод оценки вибрационного состояния лобовой дуги обмотки статора турбогенератора. Во второй главе представлены результаты экспериментальных исследований вибраций обмоток статоров турбогенераторов серии ТГВ. Показаны пути повышения надежности крепления обмоток в пазовой и лобовых частях турбогенераторов типа ТГВ-200-2М, ТГВ-300, ТГВ-500-2. В третьей главе изложен расчётно-экспериментальный метод прогнозирования вибраций лобовых частей обмотки статора турбогенератора на основе представления массива дискретных экспериментальных данных обобщенной функцией " П " переменных. Выполнены ,интерполяционные и экстраполяционные расчеты вибраций обмоток статора турбогенераторов серии ТГВ. Проведено сравнение расчётных и экспериментальных данных.
Основные положения работы отражены в статьях 5,6,36,42,43, 47,48,49,50,60,66,67,68,72,73,74,81,82]и технических отчетах[58, 61,63,65,69] .
Результаты работы используются при. модернизации существующих и проектировании новых турбогенераторов в НИИ завода "Электро-тяжмаш".
Электродинамические усилия, действующие на лобовые части обмотки статора турбогенератора, и пути их снижения
Как видно из выражения (2.1)эффективным способом снижения уровня вибраций обмотки статора является уменьшение амплитуды возмущающей силы.
Электродинамические силы,действующие на стержни лобовой части обмотки статора где F - вектор силы,действующей на некоторую точку обмотки, 6 - вектор магнитной индукции в той же точке, Аи - длина отрезка,в середине которого находится точка, I - вектор тока обмотки. - -Расчёт магнитной индукции в зоне лобовых частей обмотки статора согласно [14 ] ведётся через векторный потенциал А
Векторный потенциал А ,если пренебречь токами смещения и вихревыми токами в проводниках обмотки,может быть определен через вектор плотности тока обмоток 1 . Д А - P J (2.4 )
Магнитное поле в зоне лобовых частей обмоток определяется наложением полей рассеяния статорной обмотки,обмотки ротора и воздушного зазора.
При расчете принимаются следующие допущения.1.Магнитная проницаемость окружающих ферромагнитных поверхностей принимается равной бесконечности.2. Кривизна поверхностей,в том числе и обмотки,не учитывается.3. Воздушный зазор между статором и ротором учитывается системой добавочных токов,полагая что сам зазор отсутствует.
Алгоритм решения уравнения (2.4) следующий: і) по заданной конфигурации лобовых частей и заданным токам в обмотках определяется распределение вектора плотности тока в пространстве; 21 по заданному распределению плотности тока и заданным граничным условиям определяется как функция координат значение векторного потенциала А .Далее по (2.2) и (2.3) определяются индукция и электродинамические усилия.Поле,создаваемое обмоткой статора рассчитывается отдельно от токов трёх зон,на которые она разбита (рис. 2.2): I зона- прямолинейная часть обмотки при выходе из пазов,II зона - наклонная часть обмотки,III зона - головки обмотки.Опуская все промежуточные расчеты,приводим выражения длямагнитной индукции.
Результирующее магнитное поле,создаваемое обмоткой статора с учетом влияния воздушного зазора,равно
Результирующее магнитное поле,создаваемое обмоткой возбуждения с учетом влияния воздушного зазора,равно
Результирующее магнитное поле,определяемое совместными действиями обмоток статора и ротора находится по формуле. где 6 - угол между 8сг и & по диаграмме Потье.
Определив в точке с координатами X, J/,і? суммарную индукцию, а также составляющие тока,определяем электродинамическое усилие, действующее в этой точке обмотки.
Как показывают экспериментальные исследования,такой подход обеспечивает удовлетворительное соответствие расчётных и фактических индукций в зоне лобовых частей турбогенераторов. В этой связи можно ожидать удовлетворительного соответствия фактических и расчётных электродинамических усилий.
Расчёты электродинамических сил указанным способом для турбогенераторов серии ТГВ показывает,что максимальные усилия наблюдаются на участках выхода из паза,а также в начале эвольвенты, а минимальные - в головках. Усилия на верхний стержень больше, чем на нижний.При прочих равных условиях усилия увеличиваются с ростом тока в обмотке. Однако,заметную роль играют при этом конструктивные особенности. Так, в результате большого расстояния между стержнями в лобовых частях турбогенераторов типа ТГВ -200-2М усилия в полтора-два раза ниже,чем в ТГВ-500-2, несмотря на то,что ток в стержнях турбогенератора типа ТГВ- 00-2М даже немного выше, чем в ТПВ-500-2. Сопоставление электродинамических усилий турбогенераторов типа ТГВ-500-2 и ТГВ-500-4,имеющих одинаковые токи в стержнях, показывает, что в четырёхполюсных генераторах за счёт увеличения расстояния между стержнями и меньшей длины лобовых дуг усилия в полтора-два раза ниже,чем в двухполюсных. Однако,определение электродинамических усилий в лобовых частях обмотки статора указанным способом, да и анализ зависимостей их от различных параметров чрезвычайно затруднён. В этой связи,для анализа и определения мер по снижению усилий целесообразно воспользоваться более простыми выражениями [4б], из которых достаточно наглядно устанавливаются зависимости электродинамических усилий от конструктивных и других параметров турбогенератора. Тангенциальные усилия, действующие на единицу длины эволь-вентной части крайнего стержня данной группы, определяются формулой
Режимы исследований
Большую часть времени турбогенератор работает с номинальной нагрузкой, поэтому вибрация лобовых частей обмотки статора в этом режиме оказывает решающее значение на долговечность обмотки и элементов ее крепления. По принятой в отрасли "единой методике измерений вибрации лобовых частей обмоток статоров турбогенераторов , разработанной с участием автора, основная часть виброисследова- ний приходится на режимы с номинальной нагрузкой в первые годы эксплуатации турбогенератора. Решающей характеристикой конструкции крепления обмотки, при этом, является стабильность уровня вибрации в течение длительного периода эксплуатации турбогенератора.
Как указывалось выше, основными источниками вибрации лобовых частей обмотки при номинальной нагрузке являются электродинамические усилия от протекающего по обмотке тока и инерционное возбуждение со стороны сердечника статора.
Для оценки влияния каждого из этих источников на величину и форму колебаний лобовых частей обмотки статора, а также для оценки уровня колебаний в косвенных режимах, проводятся испытания в режимах холостого хода с номинальным или частичными напряжениями и в режиме установившегося 3-х фазного короткого замыкания /к.з./ с номинальным или частичными токами статора.
Важнейшей объективной характеристикой лобовых частей обмотки статора и её крепления является частота собственных колебаний, для определения частоты собственных колебаний лобовых частей и отдельных её элементов крепления измеряется вибрация лобовых частей обмотки при ступенчатом изменении частоты вращения ротора через 50-100 об/мин и фиксированном возбуждении колебаний в режиме установившегося 3-х фазного к.з. при токе статора 0,7-1,01 /, в режиме холостого хода при напряжении статора 1,0 Ш. Строится график зависимости амплитуды колебаний от удвоенной частоты вращения. Максимум на графике соответствует частоте собственных колебаний.
Среди неустановившихся режимов, для оценки работоспособности конструкции, наибольшее значение имеет вибрация при внезапном коротком замыкании /ВКЗ/. Уровнем вибрации лобовых частей обмотки статора при ВКЗ характеризуют предельную деформацию обмотки, которую она выдерживает. Учитывая очень большие нагрузки, которые испытывают элементы турбогенератора, в том числе и лобовые части обмотки статора, опыты ВКЗ проводятся для мощных турбогенераторов при напряжении 0,7Uv»
Как в условиях эксплуатации, так и в условиях стендовых испытаний невозможно обеспечить точное постоянство условий измерений, поэтому каждое измерение повторяется неоднократно. Результаты измерений подвергаются статистической обработке, при этом определяется среднее значение, дисперсия, доверительный интервал. Величиной, характеризующей вибрацию лобовых частей обмотки стато pa,является среднее значение, а дисперсия служит мерой рассеяния результатов. вибрационного состояния для повышения надежности конструкций крепления обмоток статоров турбогенераторов 3.3.1. Исследования и доводка турбогенератора типа ТГВ-200-2М Турбогенератор типа ТГВ-200-2М мощностью 200 МВт имеет обмотку статора с одной параллельной ветвью,которая уложена в 30 пазов сердечника статора.
Первые опытные генераторф этого типа имели компаундированную изоляцию стержней статора и традиционное шнуровое крепление лобовых частей обмотки статора /Рис.3.2/. Лобовые части крепились посредством бандажной вязки к кронштейнам, а внутри слоев и между слоями обвязывались стеклошнуром, зазоры при этом выдерживались с помощью дистанционных текстолитовых прокладок между стержнями. Па-зная часть обмотки крепилась клином и подклиновыми стеклотекстоли-товыми прокладками.
Из анализа данных эксплуатации этих генераторов следует,что в процессе работы отмечалось истирание изоляции лобовых частей обмотки статора кронштейнами и дистанционными прокладками, ослабление и обрывы бандажных вязок, течь дистиллята и увлажнение изоляции. Все это свидетельствовало о повышенных вибрациях обмотки.
Исследования вибрационного состояния лобовых частей обмотки статора этого генератора показали 5] , что максимальные вибрации -двойная амплитуда колебаний с частотой 100 Гц отдельных стержней в режиме установившегося 3-х фазного к.з. с номинальным током статора сразу после пуска генератора в эксплуатацию достигали 140 мкм на головке, 134 мкм на эвольвенте и бімкм на выходе из паза, при этом по окружности "корзинки" лобовых частей вибрации были распре делены крайне неравномерно.
Вибрационные исследования генератора были проведены в режиме холостого хода с номинальным напряжением, в режиме установившегося 3-х фазного к.з. с номинальным током статора, в режиме нагрузки с активной мощностью 180-200 МВт. Кроме того, были сняты электродинамические характеристики, т.е. зависимость вибрации от тока статора, и амплитудно-частотные характеристики, т.е. зависимость вибрации от частоты вращения, на выбеге турбогенератора в режиме установившегося 3-х фазного к.з. с током 0,71А/.
Схема установки датчиков на лобовых частях обмотки статора показана на рис. 3.3. Результаты исследований представлены в таблице 3.1.
На рис.3.4 представлена амплитудно-частотная характеристика, из которой следует, что первая собственная частота колебаний лобо:-вых дуг в радиальном направлении составляла 57 Гц. После 3200 часов эксплуатации генератора со средней мощностью 180 Ют собственная частота лобовых дуг практически не изменилась, однако уровень вибрации заметно возрос, в том числе и в районе резонанса.
Улектродинамические характеристики снимались в режиме установившегося 3-х фазного к.з. /рис.3.5/ и в нагрузочных режимах /рис.3.6/. для возможности оценки динамики изменения вибрационного состояния в процессе эксплуатации проводились исследования после 700 и 3200 часов эксплуатации генератора со средней нагрузкой 180 МВт. Исследования показали, что вибрации обмотки расли, наибольший рост наблюдался в тангенциальном направлении /рис.3.7/.
Вибрации лобовых частей обмотки в режиме холостого хода с номинальным напряжением вызываются инерционным возбуждением сердечника статора и весьма малы. Уто объясняется тем, что собствен
Статистическая оценка достоверности экспериментальных данных вибрационного состояния лобовых частей обмотки статора
Помимо получения экспериментальных данных важной проблемой является оценка их по достоверности. Здесь можно выделить несколько отдельных задач, решение которых связано с использованием методов математической статистики. уровень вибраций
Допуски и неизбежные отклонения, имеющие место в производстве, не дают возможности изготовить все стержни идентичными. Это значит, что и уровень вибраций стержней, на которые действуют одинаковые электродинамические усилия, различен. Это приводит к необходимости проводить оценку влияния индивидуальных особенностей стержней при оценке общего уровня вибрации турбогенераторов данного типа. Для проведения такого анализа на нескольких турбогенераторах с модернизированной системой крепления лобовых частей обмотки статора были проведены специальные испытания. При этом в поставленных опытах изменяющимися факторами являлись случайные изменения жесткости отдельных стержней и элементов их крепления.
В этом случае можно представить модель эксперимента [69J в виде
Предполагается, что&\ -независимые, нормально распреде ленные случайные величины с нулевым средним и дисперсией, не зависящей от уровня.Все 7 считаются постоянными параметрами, если уровни фиксированы /что и имеет место в нашем случае:стержни,на которых проводились опыты,не изменялись в течение всего исследования/. Кроме того,предполагаетея,что У Т\ = О . В принципе выбор стержней был случайным,поэтому используется однофакторный дисперсионный анализ.
Для всех стержней проверяется гипотеза"Tj = 0,что эквивалентно гипотезе о независимости уровня вибрации от индивидуальных особенностей стержня. Если эта гипотеза верна,то никаких существенных эффектов, обусловленных индивидуальными особенностями стержней нет. При этом необходимо заметить,что гипотезу не следует понимать в том смысле, что уровень вибрации вообще не зависит от индивидуальных особенностей стержня. Это утверждение всего лишь означает,что влияние индивидуальных особенностей стержней мало и в проведенных опытах меньше погрешности измерений.
Индекс "точка" обозначает суммирование соответствующих величин. За критическую область распределения принимается верхний шлейф кривой F - распределения. Если f -it F-eji»T0 гипотеза отвергается. Здесь оС -вероятность того, что рассматриваемая величина подчиняется F - распределениюПроведенный выше анализ результатов измерений вибрации лобовых частей обмотки статора турбогенератора показал, что влияние индивидуальных особенностей стержней несущественно для уровня вибрации. Следовательно, при оценке погрешности измерений можно использовать показания вибропреобразователей, установленных на разных стержнях в аналогичных местах и даже для различных турбогенераторов данного типа.
Ниже, в качестве примера, приводится оценка погрешности измерений по показаниям вибропреобразователей, установленных на головках стержней в радиальном направлении турбогенератора типа ТГВ-200-2М Кураховской ГРЭС. Погрешность измерений вычисляется по 4-х циклов измерений в установившемся режиме 3-х фазного к.з. при номинальном токе статора. Результаты этих измерений приведены в таблице ЗЛО.Среднее значение уровня вибрациигде /V- количество измерений, X? - результат одного измерения.
Не смотря на то, что оценка достоверности полученных экспериментальных данных по вибрации лобовых частей обмотки статора иллюстрируется на примере исследования одного турбогенератора,она может быть обобщена на все турбогенераторы серии ТГВ с модернизированной системой крепления лобовых частей обмотки статора, т.к. проводилась неоднократно и ,практически, на всех типах машин данной серии.3.5. Выводы 3.5.1. Измерительная система, состоящая из вибропреобразователей типа 1ПА-9 и виброусилителей 2120 /фирма Брюль и Къер, Дания/,поверяемая в сборе на специальной калибровочной установке, позволяет получать надежные результаты по вибрации лобовых частей обмотки статора турбогенератора как на стенде завода, так и в процессе эксплуатации, при этом погрешность измерений не превышает 10%. Для обеспечения безопасности исследований предусмотрены меры по исключению попадания высокого напряжения на испытательную аппаратуру. 3.5.2. На основании анализа вибрационных исследований тур - -богенераторов серии ТГВ разработана эффективная система крепления лобовых частей обмотки статора с применением формопластичных материалов и специальных натяжных устройств, позволяющих производить подтяжку отдельных стержней в процессе эксплуатации турбогенераторов / в период профилактических и капитальных ремонтов /. Эта система крепления позволила получить на турбогенераторах серии ТГВ мощностью 200-500 Шт уровень вибрации лобовых частей обмотки статора 40-90 мкм во всех стационарных режимах работы. 3.5.3. На основании проведенных исследований доказано, что жесткая система крепления лобовых частей обмотки статора без применения специальных формопластичных заполнителей не обеспечивает допустимого уровня вибрации.
Определение независимых переменных
Если параметры Xj, Х2.» Х , Xg для любого турбогенератора, в том числе и для вновь проектируемого, определяются по рабочим чертежам, то определение остальных параметров связано с расчетными или экспериментальными исследованиями.
Стержни обмоток статоров турбогенераторов состоят из разнородных материалов. Сюда относятся изолированные элементарные медные проводники, термореактивная изоляция, стеклолента, асбестовая замазка и другие вспомогательные материалы. При непосредственном водородном охлаждении сюда также относятся стальные трубки, по которым циркулирует водород. Эти материалы технологически соединены и, как правило, обладают существенной анизотропией.
В качестве расчетной модели 36] рассматривается прямой стержень длиной Си, , прямоугольного сечения exru , состоящий из 2k+i слоев постоянной толщины / К - число слоев от срединной поверхности по каждую сторону/. Все слои упруго ортотропны, причем плоскости упругой сишлетрии слоев параллельны боковым граням стержня. Стержень обладает симметричной структурой,то есть при где pi \ - плотность І, \ -го слоя, lJ\ т) , г - модуль Юнга, коэффициент Пуассона и модуль сдвига Z , \ -го слоя, ЛгЛ - расстояние от поверхности контакта слоев І , \ И(ЧІ)" 1 до срединной поверхности стержня XOU . Ось X направлена вдоль стержня, ось U по ширине стержня, ось 2? по высоте стержня. Нагрузка p приложена к торцу стержня -=- у и отнесена к единице длины.
Отказываясь от гипотезы Бернулли о недеформируемости нормали поперечного сечения, но оставаясь в рамках одномерной теории, предполагаем, что деформации и перемещения упругие и малые, слои работают совместно, без отрыва и скольжения, так что при функцию old) характеризующую искривление нормали, задаем Отыскание неизвестной функции і , а также прогиба V0 составляет существо краевой задачи. Константы Я{ определяются из условий совместной работы слоев и из способа нагружения стержня.
Объемными статическими силами, осевыми силами инерции и затуханием в материале стержней пренебрегаем. Считаем, что срединная поверхность стержня остается нейтральной, т.е. На основании линеаризованных формул Коши и обобщенного закона Гука из (4.4) следует
Интегрируем (4.7) по 2 с учетом условия совместности ра По условиям эквивалентности изгибающий момент М и перере Подставив (4.4) и (4.10),выразим ИиО через искомые функции краевой задачи /константы подсчитывайте я по Fi () ,o(fe), Лг и параметры стержня/
Подставив в (4.14)-(4.16) выражения для напряж малые, слои работают совместно, без отрыва и скольжения, так что при функцию old) характеризующую искривление нормали, задаем Отыскание неизвестной функции і , а также прогиба V0 составляет существо краевой задачи. Константы Я{ определяются из условий совместной работы слоев и из способа нагружения стержня.
Объемными статическими силами, осевыми силами инерции и затуханием в материале стержней пренебрегаем. Считаем, что срединная поверхность стержня остается нейтральной, т.е. На основании линеаризованных формул Коши и обобщенного закона Гука из (4.4) следует
Интегрируем (4.7) по 2 с учетом условия совместности ра По условиям эквивалентности изгибающий момент М и перере Подставив (4.4) и (4.10),выразим ИиО через искомые функции краевой задачи /константы подсчитывайте я по Fi () ,o(fe), Лг и параметры стержня/
Подставив в (4.14)-(4.16) выражения для напряжений, получим следующую структуру действия I где R - некоторая обобщающая подинтегральная функция,
Из вариационного исчисления известен трехмерный функционал 3 со всеми закрепленными концами по У , 2 , "fc от Г функцийи их производных ений, получим следующую структуру действия I где R - некоторая обобщающая подинтегральная функция,
Из вариационного исчисления известен трехмерный функционал 3 со всеми закрепленными концами по У , 2 , "fc от Г функцийи их производных На базе соотношений (4.13)-(4.20) выводим систему дифференциальных уравнений движения слоистого стержня
Краевые условия на торцах стержня В В » следующие из (4.13), в применении к исследуемому стержню, выводим в форме естественных силовых условий и кинематических условий Исключение 2 в соотношениях С4.ИИ)(4.і!3)приводит при не изменном закреплении
