автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.01, диссертация на тему:Диагностирование изоляции обмоток статоров синхронных машин большой мощности с помощью измерения частичных разрядов

На правах рукописи

ХУДЯКОВ АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ

I

ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ИЗОЛЯЦИИ ОБМОТОК СТАТОРОВ СИНХРОННЫХ МАШИН БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ С помощью ИЗМЕРЕНИЯ ЧАСТИЧНЫХ РАЗРЯДОВ

Специальность 05.09.01 - Электромеханика и электрические аппараты

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

/

Москва - 2005

Работа выполнена на кафедре «Электромеханика» Московского энергетического института (технического университета).

Научный ру доводите ть' кандидат технических наук, профессор

Извеков Владимир Иванович Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Гольдберг Оскар Давидович кандидат технических наук, доцент Орлов Александр Васильевич Ведущая организация: ОАО «ВНИИЭ», г. Москва

Защита состоится «24 » их с о ]__2005 года в час. 00 мин.

в ауд. на заседании диссертационного совета Д 212.157.15 при

Московском энергетическом институте (техническом университете). Адрес: 111250, Москва, ул. Красноказарменная, д 13

Отзыв на автореферат (в двух экземплярах, заверенных печатью) просим присылать по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый Совет МЭИ (ТУ).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ) Автореферат разослан «• » 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.157.15

кандидат технических наук.

доцент Соколова Е.М.

1М0&

¿/Л77Г

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Необходимость сохранения ресурса электрических станций России, их надежной работы в условиях старения генераторного парка, а также совершенствование обслуживания, оптимизация затрат на модернизацию и техперевооружение электростанций требует как создания новых методов диагностирования, так и усовершенствования уже разработанных способов обнаружения дефектов в турбо- и гидрогенераторах.

Разработка и внедрение современных методов диагностирования позволяет сохранить остаточный ресурс и увеличить надежность эксплуатации оборудования за счет своевременного выявления возникающих дефектов, а также принятия мер для их устранения. Применение современных методов диагностики также позволяет выявлять наиболее изношенные узлы генераторов и определить очередность модернизации оборудования. Развитие методов диагностирования, особенно применяемых во время работы генераторов, позволит перейти от планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по техническому состоянию.

Надежность генераторов и их остаточный ресурс во многом определяется техническим состоянием изоляции обмотки статора. Исчерпание ресурса изоляции приводит к пробою корпусной изоляции во время работы и создает повреждения, которые в тяжелом случае влекут за собой значительные ремонтные работы, вплоть до замены статора. Число отказов турбогенераторов из-за пробоя корпусной изоляции в настоящее время составляет 10,5% от общего числа аварий генераторов электрических станций.

В настоящее время в крупных синхронных машинах в России используются два типа изоляции обмотки статора - микалентная компаундированная и термореактивная. Микалентная компаундированная изоляция применялась в машинах до 70-х годов выпуска - она имеет более низкие характеристики, нежели термореактивная и больше подвержена воздействию воды, масла и ряду других факторов. На сегодняшний ^ н, которые при из-

готовлении имели обмотку с микалентной компаундированной изоляцией, уже перемотаны, но часть машин еще имеет этот тип изоляции, и с помощью средств диагностики весьма важно заблаговременно узнать состояние изоляции этих машин и определить как необходимость, так и сроки перемотки. Термореактивная изоляция, применяемая на вновь изготовляемых машинах, имеет высокие технические характеристики и меньше подвержена влиянию внешних факторов, но при воздействии перегревов и вибрации также теряет свои изоляционные свойства. Поэтому и здесь средства диагностики позволяют отследить ухудшение состояния изоляции и вовремя предотвратить аварийную ситуацию.

В действующем в настоящее время Руководящем документе "Объем и нормы испытаний электрооборудования" в качестве основного метода контроля обмотки статора указан метод испытания повышенным напряжением, выпрямленным или промышленной частоты. При испытании выпрямленным напряжением значение испытательного напряжения составляет 2,5-3UHOM, напряжением промышленной частоты - l,5-l,7UHOM. Во время испытания изоляция обмотки должна выдерживать воздействие повышенного напряжения в течении 1 мин. Данное испытание позволяет выявить и пробить уже ослабленные стержни обмотки, заметить места разрядов в лобовых частях. Но испытание повышенным напряжением не в состоянии выявить частично ослабленные стержни, которые могут быть пробиты в межремонтный период.

Одним из наиболее информативных и перспективных методов оценки изоляции высоковольтного оборудования считается метод измерения частичных разрядов. Исследования данного вопроса в СССР (ВНИИЭ), но вследствие сложной экономической ситуации, начиная с 90-х годов, были значительно сокращены. За рубежом исследования в данном направлении постоянно ведутся такими фирмами как Iris Power Engeneering, Hitachi, ABB, ELIN и многими другими.

Изложенное выше свидетельствует, что разработка новой аппаратуры для измерения частичных разрядов в обмотке статора, проведение научных исследований, натурных экспериментов, создание рекомендаций и критериев для свое-

временного выявления повреждений изоляции является важной и актуальной проблемой для мирового турбогенераторостроения, решение этой задачи потребовало выполнить:

- анализ известных методов и средств измерения частичных разрядов в обмотке статора электрических машин;

- провести теоретические и экспериментальные исследования процессов происходящих при частичных разрядах в обмотке статора электрических машин;

- разработку и создание новой аппаратуры для измерения и анализа частичных разрядов в изоляции обмотки статора электрических машин;

- установку аппаратуры на работающих турбо и гидрогенераторах;

- сбор реальных диагностических данных, с их последующим анализом и проверкой.

Наиболее важным из вышеперечисленных этапов этой работы является разработка новой действующей контрольно-измерительной аппаратуры, научно-техническое обоснование заложенных в нее физических принципов работы и проверка эффективности ее использования на генераторах электрических станций России, выработка рекомендаций по дальнейшему практическому применению на электрических станциях страны. Решению вышеперечисленных задач и посвящена настоящая работа.

Методы исследования. Исследования, проведенные в данной работе, базируются на использовании электромеханики, электротехники, электроники и техники высоких напряжений.

Научная новизна исследований состоит в следующем:

- произведен анализ существующих методов и средств измерения частичных разрядов в России и мире. Выяснена недостаточность развития средств измерения частичных разрядов на работающих генераторах и необходимость их разработки и внедрения;

- проведены исследования процессов проходящих при частичных разрядах в изоляции обмотки статора крупных электрических машин. Произведена оценка емкосшых и индуктивных связей влияющих в обмотке статора на распространение импульсных сигналов. Разработана схема замещения обмотки статора генератора ТВВ-165-2, на ее основе рассчитана граничная частота для импульсных разрядов, распространяющихся в обмотке статора турбогенератора ТВВ-165-2;

- разработана аппаратура контроля частичных разрядов в нейтрали обмотки статора на работающей синхронной машине, для этого разработана система вырезки помехи от тиристорного возбуждения:

- разработанная аппаратура установлена на турбогенераторе ТВВ-165-2 Пермской ТЭЦ-14 и генераторе-двигателе Загорской ГАЭС;

- произведен контроль работы установленной аппаратуры и собраны и проанализированы данные измерения частичных разрядов на остановленных синхронных машинах, во время их капремонтов.

Достоверность разработанного в работе метода диагностирования и созданной па основании этого метода аппаратуры проверена как экспериментально на отдельных секциях обмотки статора воспроизведением парамефического отказа изоляции, так и непосредственными испытаниями аппаратуры на действующих генераторах электростанций в течение года.

Практическая ценность работы.

1 Проведена оценка распространения импульсного сигнала в условиях обмогки крупной синхронной машины, рассчитана граничная частота полосы пропускания обмотки турбогенератора ТВВ-165-2.

2. Разработал прибор для контроля частичных разрядов в нейтрали обмотки статора крупной синхронной машины.

3. Разработанные приборы, после проверки прибора в лабораторных условиях, установлены на турбогенераторе ТВВ-165-2 Пермской ТЭЦ-14 и генераторе-двигателе Загорской ГАЭС.

4. Проведены испытание и анализ работы прибора

5. Разработанная аппаратура находится в эксплуатации и включена в общую систему непрерывного контроля генераторов.

Реализация результатов работы. Результаты диссертационной работы приняты к реализации на Пермской ТЭЦ-14 турбогенератор ТВВ-165-2 и Загорской ГАЭС генератор-двигатель для контроля состояния изоляции обмотки статора.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертации докладывались и обсуждались на XIX и XXI Международной межвузовской школе-семинаре «Методы и средства технической диагностик» (г. Йошкар-Ола, 2430 июня 2002 г., 28 июня - 2 июля 2004 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 3 печатные работы

Структура диссертации и ее объем. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы. Общий объем работы 150 страниц, 6 таблиц, 41 рисунок. Библиография включает 52 наименования.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы диссертации, дана характеристика типов изоляции применяемых на крупных синхронных машинах в России, описаны основные воздействия, которые уменьшают срок службы изоляции и приводят к ее повреждению, приведены методы испытания изоляции, которые используются на электростанциях и их недостатки, определена цель работы.

В первой главе проведен анализ состава парка турбогенераторов и статистики отказов на основе данных ОРГРЭС и ВНИИЭ, определена необходимость усовершенствования средств диагностирования изоляции обмотки статора крупных синхронных машин для уменьшения процента отказов.

Срок службы почти 100% турбогенераторов мощностью до 50 МВт и более 50% генераторов мощностью 60 МВт и выше превышает установленный по ГОСТ 533-76 срок службы 25 лет. Следует подчеркнуть, что сведения по возрастному составу основаны на данных 4-5 летней давности, что связано с прекращением фи-

нансирования сбора статистических данных в ОРГРЭС и ВНИИЭ. Поэтому количество генераторов мощностью 60 МВт и выше со сроком службы более 25 лет на данный момент в действительности составляет около 75% от всего парка. Возраст основной массы гидрогенераторов, также как и турбогенераторов, более 25 лет.

Рассмотрена статистика отказов турбо и гидрогенераторов за последние 10 лет. На основании статистики повреждаемости гидрогенераторов мощностью более 60 МВт за период 1990-1995 г общее количество отказов, неисправностей, дефектов составило 97. Из них доля, приходящаяся на аварийные остановы с устранением неисправностей составила 23 (23%), а количество неисправностей, выявленных в процессе производства ремонтов, - 74 (77%).

К основным относятся повреждения следующих узлов (систем):

- статора - от 50 до 86 % суммарного количества повреждений в разные годы, около 77 % за весь рассматриваемый период при удельной повреждаемости 0,05;

- ротора - от 30 до 40 % суммарного количества повреждений в разные годы, около 20 % за весь рассматриваемый период;

- прочие узлы, в том числе вспомогательные системы (около 3 %).

Повреждаемость статоров турбогенераторов за рассматриваемый период

(1992-1996 гг.) имела место, в основном, для генераторов ТВВ-165-2, ТГВ-200, ТГВ-200М, ТВВ-320-2, ТГВ-500, ТВМ-300, ТВМ-500 и ТЗВ-800-2. Основным видом повреждений являются дефекты и пробой обмотки статора, нарушение герметичности тракта водяного охлаждения обмотки, в том числе и элементарных проводников, а также ослабление прессовки, истирание изоляции и повреждение крайних пакетов активной стали.

Вторая глава посвящена анализу существующих методов и средств диагностирования. Проведенный анализ повреждаемости показал, что пробой изоляции обмотки статора один из наиболее частых дефектов возникающих в крупных электрических машинах. Регламентные испытания повышенным напряжением не всегда способны выявить развивающиеся дефекты. Наиболее перспективным методом оценки состояния обмотки статора является метод из-

мерения частичных разрядов. Первые опыты по изучению частичных разрядов были проделаны еще в начале тридцатых годов, и с тех пор им уделяется постоянное внимание. Большое развитие получило измерение частичных разрядов в изоляторах воздушных линий, трансформаторах и другом высоковольтном оборудовании. Здесь применяются методы инфракрасного наблюдения за короной на линиях электропередач с приборами типа «Филин», акустические в трансформаторах и выключателях, измерение высокочастотных сигналов в нейтрали трансформатора и т.д. Но измерение частичных разрядов в обмотке статора синхронных машин вызывает определенные трудности, связанные с конструктивными особенностями обмотки и наличия системы тиристорного возбуждения, которая во время работы наводит в обмотке статора помеху превышающую уровень частичных разрядов.

За рубежом, в частности на конференциях СГОКЕ вопросу измерения и анализа частичных разрядов уделяется значительное внимание, однако в России данное направление не получило соответствующего развития, что свидетельствует о необходимости развития данного метода и разработки аппаратуры для измерения и анализа частичных разрядов в обмотке синхронных машин.

В третьей главе проведено исследбвание распространения импульсных сигналов в обмотке электрической машины. Для турбогенераторов характерны петлевые схемы обмоток, для гидрогенераторов - волновые. Для анализа распространения высокочастотного сигнала рассмотрим обмотку турбогенератора ТВВ-165-2.

Отдельно взятый стержень обмотки можно разделить на три части - одну пазовую и две лобовых (рис 3.1).

Пазовая часть обмотки имеет распределенную емкость на заземленный сердечник статора. Ее можно приблизительно определить по формуле плоского конденсатора:

(3.1)

с1

где е0 - диэлектрическая постоянная е0 = 8,85-10"12 Ф/м; е - диэлектрическая проницаемость;

в - площадь электродов, м ;

<1 - расстояние между электродами, м.

Пазовая часть

Лобовая частьу

«- --> /

-

^Лобовая часть

О*

Рис. 3.1. Эскиз стержня обмотки турбогенератора ТВВ-165 Учитывая геометрические размеры стержня емкость на корпус согласно формуле (3.1):

5.8,85.10-М,09 = 1ЛЛГФ-1Л»Ф 6,25-10'3

В лобовых частях присутствует распределенная емкость между стержнями обмотки, лежащими в соседних пазах и имеющими одно положение в пазу (т.е. оба верхние или оба нижние) (рис. З.2.),

Рис. 3.2. Распределенная емкость в лобовых частях между двумя верхними стержнями обмотки статора

Для ее определения также воспользуемся формулой плоского конденсатора (3.1). Диэлектрическую проницаемость сложного диэлектрика (микалентная изоляция - воздух) можно оценить по формуле:

и

(3.2)

м

где е, - диэлектрическая проницаемость ¡-го компонента; т - число компонентов диэлектрика;

у, - объемная концентрация 1-го компонента, определяется по формуле:

Распределенная емкость в лобовых частях по (3.1):

_ 1,776-8,85-Ю"'2 -0,1543 _ ^ = 0,0645

В пазовой части между верхним и нижним стержнем есть связь за счет взаимоиндуктивности между стержнями. Ее учесть можно за счет сопротивления рассеяния:

х* = хи+х, (3-3)

где х1т1 - индуктивное сопротивление пазового рассеяния;

х„ - индуктивное сопротивление рассеяния лобовых частей. Сопротивление Х1„ определим по формуле:

8 +0,2] (3.4) г, 4 ( 3-й,, 2-Г,+<5/2 )

где С0| - число последовательно соединенных витков фазы статора; 1а1 - расчетная длина поля пазового рассеяния; Ъ\ - число пазов статора; Р - укорочение шага;

Ьц, Ь4, Ь„1 - геометрические размеры паза по рис. З.4.;

5 - немагнитный зазор между статором и ротором, для ТВВ-165-2 5 =

85мм;

11 - пазовое деление статора. Сопротивление хл определим по формуле:

*,=3,23-(^}2./л1.10- (3.5)

По формуле (3.4):

3,724 3-0,81+1 (0,1985 + 3-0,03225 0,085

х, =0,47-1— -------—---+---=0,235Ом

У0; 42 4 I, 3-0,0356 2 • 0,875 + 0,085/2)

По (3.5):

X, = 3,23114\°;9131 -2,925 -Ю"2 = 0,1690л,

10 ) По (3.3):

х„ = 0,169 + 0,235 = 0,4040м Индуктивность рассеяния найдем по формуле:

I =-

0,404

= 1,286-10"3 Гн = \,2%ЬмГн

2-тг-/ 2 ■ я- • 50 Индуктивность рассеяния одного витка фазы:

' -1' -1'286 10"3 =92-10-6Г»=92л«Г«

(3.6)

(3.7)

""" й>, 14

Индуктивность рассеяния одного стержня можно приблизительно определить по формуле:

г <39 .ю-6

4„,- * — * = 23 ЛО^Гн = 2ЪмкГн

4 4

(3.8)

Взаимоиндуктивность М с достаточной точностью равняется Ьсто. Стержни обмотки лежащие в одном пазу можно представить схемой замещения представленной на рис. 3.3.

Сл/2

~ТуТ

Рис. 3.3. Схема замещения стержней лежащих в одном пазу с учетом емкостных и индуктивных связей.

Общая схема индуктивных и емкостных связей, составленная основываясь на схеме обмотки, для генератора ТВВ-165-2 представлена на рис. 3.4. Для гидрогенераторов, которые имеют в несколько раз большее число пазов, схема связей имеет значительно более сложный вид. На рис. 3.5 представлена схема связей гидрогенератора СВ 850/120-60.

Рис. 3.4. Связи между стержнями обмотки генератора ТВВ-165

Вбаее-е

•Ж

Рис. 3.5. Связи между стержнями обмотки гидрогенератора СВ 850/120-60. Для

наглядности представлены емкостные связи первой четверти фазы С1-С4 и индуктивные связи первой четверти фазы СЗ-С6.

Спектр частот внутренних разрядов имеет граничную частоту 1,6 МГц. Но для того чтобы достичь нейтрали сигналу частичных разрядов необходимо пройти через десяток и более стержней, а учитывая значительную емкость на землю, можно предположить что граничная частота внутренних разрядов будет значительно ниже. Используя рассчитанные выше параметры схемы замещения, определим граничную частоту. В данном случае можно пренебречь емкостной связью между стержнями в лобовых частях и взаимоиндуктивностью в

пазовой части, поскольку данные связи влияют на спектральный состав сигнала незначительно. Тогда обмотку можно представить в виде длинной линии, элементарный элемент которой - стержень можно представить в виде схемы замещения представленной на рис. 3.6.

Для определения воздействия схемы замещения на сигнал воспользуемся теорией четырехполюсников. Схема замещения представляет собой симметричный «П»-образный пассивный четырехполюсник, замкнутый на повторное сопротивление.

Определим полосу пропускания четырехполюсника. Четырехполюсник замкнут на повторное сопротивление, что является необходимым условием распространения волны через фильтр без искажения. Для передачи сигнала без затухания нужно, чтобы модуль X для данной частоты был равен 1. При этом оба корня Х.1 и Х2 являются комплексными и сопряженными. Следовательно, их сумма вещественна и заключена между -2 и +2. Действительно, два сопряженных комплексных числа с модулем 1 могут быть написаны в виде:

Сумма их равна 2собф и заключена между -2 и +2. Сумма равна Тогда в нашем случае:

Следовательно, неравенство, определяющее полосу пропускания, будет:

/ожг

Рис. 3.6. Схема замещения стержня обмотки

СОБ (р + ) Бтр,

соэда-уйт ср.

<1 или -2<-^-<0 2,

Исходя из схемы замещения (рис. 3.6):

2

2, =-—

Отсюда:

О < а ^сто ' С** <; 2 2

Из этого делаем заключение, что полоса пропускания будет ниже частоты:

'•-ИЗ?

Характеристика пропускания обмотки, которая представляет собой цепной фильтр, представлена на рис. 3.5.

кК

о

ь

Рис. 3.7. Характеристика пропускания фильтра

По формуле (3.9) граничная частота цепного фильтра

и = -,г°'32^ = I У2 = 7,6 105 Л, = 760кГц у!Ь„„-Ст д/23-10 -7,7-10

В четвертой главе рассмотрен разработанный прибор, его структурная схема и принцип действия. Измерения частичных разрядов на работающей синхронной машине производятся в нейтрали обмотки статора. Датчик прибора представлен на рис 4.1.

При работе синхронной машины с тиристорным возбудителем в обмотке статора наводится помеха, вызванная переключением тиристоров. Данная помеха по спектральному составу частично перекрывает спектр импульсов частичных разрядов. А так как она наводится равномерно во всей обмотке, то это создает значительные трудности при измерении частичных разрядов. Но импульсы частичных разрядов и импульсы помехи от тиристоров имеют различное время возникновения. На рис 4.2. представленная осциллограмма трехфазных токов с отмеченными временными интервалами импульсов частичных разрядов и импульсов помехи от тиристорного возбуждения.

Рис. 4.1. Схема датчика и схема подключения его к нейтрали обмотки статора. Конденсаторы С1 и С2 - тип К15У-1, номинальное напряжение частоты 50 Гц - 20 кВ. Ь - трансформатор. С корр - конденсатор коррекции частоты датчика. Р450 - защитный разрядник, Т1, Т2, ТЗ, Т4 и Т5 - штатные трансформаторы, установленные в нейтрали обмотки статора.

новения разрядов. Интервалы с вертикальной штриховкой - помехи от тири-сторного возбуждения, интервалы с горизонтальной штриховкой - импульсы

частичных разрядов.

По данным исследований импульсы от тиристоров возникают в моменты максимумов и минимумов синусоиды, а импульсы частичных разрядов в мо-

менты перехода синусоиды через ноль (рис. 4.3). Поэтому необходимо исключить из времени измерения моменты максимумов и минимумов синусоиды.

ив ш - амплитуда напряжения на включении, и, 3 - напряжение зажигания разряда во включении. иа „ - напряжение погасания разряда во включении.

Разработанный прибор представляет собой схему оценки величины импульсного сигнала в нейтрали электрической машины. Импульсный сигнал снимается с нейтрали посредством датчика, усиливается и интегрируется. При этом из сигнала вырезается помеха от тиристорного возбудителя, посредством разработанной схемы синхронизации. Для исключения помехи от тиристорного возбуждения схема синхронизации, используя синусоидальное напряжение сети 220В, формирует импульсы коммутации, которые управляют работой коммутатора и вырезают помеху от тиристоров системы возбуждения. Структурная схема прибора представлена на рис. 4.4.

Схема синхронизации

Входной I | Дифференциальный филмр | | усилитель

Предварительный усилитель

Коммутатор

Интегратор

Блок питания

Схема I Выходной

ъ

[ усилитель |

Схема сигнализации

Рис. 4.4. Структурная схема прибора В пятой главе приведены результаты испытания прибора в лабораторных условиях и анализ его работы на генераторах электростанций РФ.

Для испытаний прибора была собрана установка представленная на рис. 5.1. Напряжение испытательного трансформатора составляло ЗкВ. Напряжение зажигания разряда 1,8 кВ. Ди = 3 - 1,8 = 1,2 кВ.

к прибору

Для проверки правильности выбора настройки прибора при установке его на генераторе сигнал на прибор через датчик подавался от генератора прямоугольных импульсов напряжения типа Г5-15.

На данный момент данные приборы для непрерывной регистрации частичных разрядов в нейтрали генератора установлены на генераторе ТВВ-165-2. Пермской ТЭЦ-14 и на генераторе-двигателе Загорской Г АЭС.

На рис. 5.2 и 5.3 представлены осциллограммы характеризующие работу прибора, установленного на генераторе-двигателе Загорской ГАЭС.

Как видно из рис. 5.3. после коммутатора из сигнала вырезаются импульсные помехи от тиристорного возбуждения и для измерения на интегратор подаются только импульсные сигналы частичных разрядов.

Пока увеличения уровня ЧР на данных генераторах не наблюдалось.

Кч>=60

Рис. 5.1. Схема испытательной установки.

Нпрьсы чхтичных разрядов Импульсы понехи от тирисщтго доз5ухдения

Рис. 5.2. Осциллограмма сигнала, после предварительного усилителя

/Нх/ла чхтти рафядоб

Рис. 5.3. Осциллограмма сигнала, после коммутатора ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

Таким образом в представленной работе выполнено:

- проведен анализ статистики по отказам генераторов, установленных на электростанциях Российской Федерации, при этом установлено, что повреждения обмотки генераторов составляют 10,5 % от общего числа генераторов;

- на основе анализа публикаций в российских и зарубежных источниках, сделан вывод о возникшем отставании из-за отсутствия финансирования российской науки в области диагностирования крупных синхронных машин с помощью измерения частичных разрядов от зарубежных фирм;

л 3 22 2006^4 13406

- проведен анализ электрических и конструктивных особенностей изоляции крупных электрических машин, определены индуктивные и емкостные связи между отдельными частями обмотки, рассчитана полоса пропускания импульсных сигналов обмоткой крупных электрических машин, которая необходима для определения диапазона измеряемых частот при измерении частичных разрядов;

- разработана и изготоштена действующая аппаратура для контроля частичных разрядов в нейтрали обмотки статора крупных синхронных машин, аппаратура установлена на ряде генераторов электростанций Российской Федерации;

- проведены испытания в лабораторных условиях и анализ работы установленной аппаратуры, а также измерения и анализ частичных разрядов на генераторах российских электростанций во время капитальных ремонтов.

Практическое применения разработанной аппаратуры позволит своевременно определять необходимость вывода в ремонт крупных синхронных машин, позволяя избежать аварийных ситуации, а соответственно огромных материальных затрат связанных с аварийным ремонтом и недоотпуском электрической энергии.

Основные положения работы отражены в следующих публикациях:

1. Дефекты турбогенераторов и методы их диагностики на начальной стадии появления. / Кузнецов Д.В., Маслов В.В., Худяков А.Н. и др. // Электрические станции. - 2004, -№ 8. - С. 21-27.

2. Худяков А.Н. Изоляция крупных синхронных машин, находящихся в длительной эксплуатации, и методы ее диагностирования. // Методы и средства технической диагностики. Сборник научных статей. - Йошкар-Ола., Map. гос. ун-т. - 2004. - Вып. XXI. - С. 65-71.

3. Худяков А.Н. Методы диагностирования турбогенераторов. // Методы и средства технической диагностики. Сборник научных статей. - Йошкар-Ола. Map. гос. ун-т. - 2002. - Вып. XIX. - С 36-40.

Подписано в печать Я? *С-ШЗак. Ь1% Тир. (00 П.л.

Полиграфический центр МЭИ (ТУ)

Красноказарменная ул., д. 13

Введение.

1. Анализ статистических данных о повреждаемости турбо и гидрогенераторов.

1.1. Состав парка турбо и гидрогенераторов.

1.2. Анализ статистических данных повреждаемости гидрогенераторов.

1.3. Анализ статистических данных повреждаемости турбогенераторов.

1.4; Выводы.

2. Анализ существующих средств и методов диагностирования состояния изоляции.

3 . Исследование распространения импульсных сигналов в обмотке электрической машины.

3:1. Модель обмотки электрической машины.

3.2. Расчет спектрального состава импульсного сигнала при распространении в обмотке электрической машины.

3.3. Выводы.

4. Разработка аппаратуры для контроля уровня частичных разрядов в обмотках генераторов.

4.1. Датчика для регистрации частичных разрядов в обмотке статора.

4.2. Разработка схемы подавления помехи от системы возбуждения.

4.3. Описание работы схемы.

4.4. Выводы.

5. Испытание разработанной аппаратуры и анализ ее работы.

5.1. Испытание прибора в лабораторных условиях.

5.2. Анализ работы приборов установленных на электрических машинах.

5.3. Анализ данных, снятых на остановленных электрических машинах.

5.3. Выводы.

Необходимость сохранения ресурса электрических станций России, их надежной работы в условиях старения генераторного парка, а также совершенствование ремонтного обслуживания, оптимизация затрат на модернизацию и техперевооружение электростанций требует как создания новых методов диагностирования, так и усовершенствования уже разработанных способов обнаружения дефектов в турбо- и гидрогенераторах.

Разработка и внедрение современных методов диагностирования позволяет сохранить остаточный ресурс и увеличить надежность эксплуатации оборудования за счет своевременного выявления возникающих дефектов, а также принятия мер для их устранения. Применение современных методов диагностики также позволяет выявлять наиболее изношенные узлы генераторов и определить очередность модернизации оборудования. Развитие методов диагностирования, особенно применяемых во время работы генераторов, позволит перейти от планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по техническому состоянию.

Надежность генераторов и их остаточный ресурс во многом определяется техническим состоянием изоляции обмотки статора. Исчерпание ресурса изоляции приводит к пробою корпусной изоляции во время работы и создает повреждения, которые в тяжелом случае влекут за собой значительные ремонтные работы, вплоть до замены статора. Число отказов турбогенераторов из-за пробоя корпусной изоляции в настоящее время составляет 10,5% от общего числа аварий генераторов электрических станций.

В настоящее время в крупных синхронных машинах в России используются два типа изоляции обмотки статора - микалентная компаундированная и термореактивная. Микалентная компаундированная изоляция применялась в машинах до 70-х годов выпуска - она имеет более низкие характеристики, нежели термореактивная и больше подвержена воздействию воды, масла и ряду других факторов. На сегодняшний день большая часть машин, которые при изготовлении имели обмотку с микалентной компаундированной изоляцией, уже перемотаны, но часть машин еще имеет этот тип изоляции, и с помощью средств диагностики весьма важно заблаговременно узнать состояние изоляции этих машин и определить как необходимость, так и сроки перемотки. Термореактивная изоляция, применяемая на вновь изготовляемых машинах, имеет высокие технические характеристики t и меньше подвержена влиянию внешних факторов, но при воздействии перегревов и вибрации также теряет свои изоляционные свойства. Поэтому и здесь средства диагностики позволяют отследить ухудшение состояния изоляции и вовремя предотвратить аварийную ситуацию.

В процессе работы изоляция подвергается следующим воздействиям:

- повышенные нагревы; возникают при аварийных режимах работы электрических машин, при? дефектах системы возбуждения; при перегревах мика-лентная компаундированная; изоляция1 расслаивается и становится хрупкой, термореактивная изоляция? при перегревах обугливается и происходит вытекание связующего;

- перенапряжения; возникают при аварийных ситуациях во внешней сети, переходных процессах в ЛЭП и генераторе, они не только увеличивают ионизационное старение изоляции, но и вызывают ее пробой в ослабленных местах;

- ионизационное старение; которому в основном подвержена микалентная компаундированная изоляция; это коронные: и частичные разряды, возникающие в воздушных и газовых включениях в корпусной изоляции, разрушающие связующее и межвитковую изоляцию, из-за чего под действием электродинамических сил возникает вибрация элементарных проводников;

- пазовые разряды; возникают при плохом уплотнении стержней обмотки с термореактивной изоляцией полупроводящими прокладками и при разрушении полупроводящего покрытия стержня, как следствие происходит вибрация стержня в пазу, возникают разряды и излом элементарных проводников;

- увлажнение; происходит при дефектах системы водяного охлаждения статора и течах газоохладителей; изоляция практически не подвержена объемному увлажнению, которое происходит лишь при очень длительном воздействии воды, но возникает поверхностное увлажнение, что снижает поверхностное сопротивление изоляции и увеличивает вероятность пробоя;

- воздействие масла; возникает в основном при дефектах масляного уплотнения в машинах с водородным охлаждением статора и ротора; особенно воздействию масла подвергается микалентная компаундированная изоляция, в которой происходит растворение связующего и изоляция размягчается;

- термомеханические воздействия; возникают при тепловых циклах (нагревании и охлаждении обмотки) вследствие разницы в температурах и коэффициентах линейного расширения активной стали, меди и изоляции, а также наличия значительного трения между поверхностью стержня и стенками паза, при неблагоприятных условиях термомеханические циклы могут привести к пробою;

- вибрация и истирание; вибрация возникает в генераторе вследствие ряда причин и при наличии ослабления в системе крепления лобовых частей может привести к появлению трещин, истирания и в конечном итоге пробою.

За период 1992-1996 гг. повреждаемость статоров турбогенераторов типа ТВВ-165-2, ТГВ-200, ТГВ-200М, ТВВ-320-2, ТГВ-500, ТВМ-300, ТВМ-500 и ТЗВ-800-2 возникала вследствие дефектов и пробоя обмотки статора, истирания изоляции и дефектов трактов водяного охлаждения. На гидрогенераторах также отмечены случаи повреждения изоляции обмотки статора, как во время испытаний, так и во время работы.

В действующем в настоящее время Руководящем документе "Объем и нормы испытаний электрооборудования" в качестве основного метода контроля обмотки статора указан метод испытания повышенным напряжением, выпрямленным или промышленной частоты. При испытании выпрямленным напряжением значение испытательного напряжения составляет 2,5-^3U„OM, напряжением промышленной частоты - 1,5-^1,7UHom- Во время испытания изоляция обмотки должна выдерживать воздействие повышенного напряжения в течении 1 мин. Данное испытание позволяет выявить и пробить уже ослабленные стержни обмотки, заметить места разрядов в лобовых частях. Но испытание повышенным напряжением не в состоянии выявить частично ослабленные стержни, которые могут быть иробиты в межремонтный период.

Работы по созданию и исследованию методов диагностирования изоляции во время ремонта и работы проводятся; как в ряде отечественных организаций (ОАО "ВНИИЭ", ОАО ВНИИэлектромаш, ОАО "Электросила" и др.), а также и очень интенсивно за рубежом.

Одним из, наиболее информативных и перспективных методов оценки изоляции высоковольтного оборудования f считается» метод измерения частичных разрядов. Данный метод также широко используется для оценки состояния изоляторов воздушных линий, трансформаторов и др. высоковольтного оборудования. В • применении к электрическим машинам данный метод имеет ряд особенностей:

1) меньшая толщина изоляции и соответственно достаточно высокая емкостная? проводимость обуславливают фильтрацию (затухание) высокочастотной составляющей разрядов;

2) наличие помех от системы возбуждения во время работы; искажает данные регистрации частичных разрядов;

3) многочисленные и сложные индуктивно-емкостные связи между стержнями обмотки статора как в лобовых, так и в пазовых частях статора приводит к многочисленным наложениям импульсов напряжений от частичных разрядов, в результате чего» резко осложняется не: только расшифровка, но и локализация места возникновения.

Все это требует специального подхода и аппаратуры для применения этого метода в электрических машинах. Исследования данного вопроса проводились в СССР (ВНИИЭ), но вследствие сложной экономической ситуации, начиная с 90-х годов, были значительно сокращены. За рубежом исследования в данном направлении постоянно ведутся такими фирмами как Iris Power Engeneering, Hitachi, ABB, ELIN и многими другими. Разработано большое количество методов измерения частичных, разрядов, начиная от измерения ЧР в нейтрали обмотки статора с помощью высокочастотного трансформатора тока до методов емкостного отбора сигнала от выводов обмотки статора и использования в качестве датчиков термопар в обмотке статора. На данный момент за рубежом идет сбор данных измерений частичных разрядов с целью разработки критериев для выявления дефектов по результатам накопленных измерений.

Изложенное выше свидетельствует, что разработка новой аппаратуры для измерения частичных разрядов в обмотке статора, проведение научных исследований, натурных экспериментов, создание рекомендаций и критериев для своевременного выявления повреждений изоляции является важной и актуальной проблемой для мирового турбогенераторостроения. Решение этой задачи потребовало выполнить:

- анализ известных методов и средств измерения частичных разрядов в обмотке статора электрических машин;

- провести теоретические и экспериментальные исследования процессов происходящих при частичных разрядах в обмотке статора электрических машин;

- разработку и создание новой аппаратуры для-измерения и анализа частичных разрядов в изоляции обмотки статора электрических машин;

- установку аппаратуры на работающих турбо и гидрогенераторах;

- сбор реальных диагностических данных, с их последующим анализом и проверкой.

Наиболее важным из вышеперечисленных этапов этой работы является разработка новой действующей контрольно-измерительной аппаратуры, научно-техническое обоснование заложенных в нее физических принципов работы и проверка эффективности ее использования на генераторах электрических станций России, выработка рекомендаций по дальнейшему практическому применению на электрических станциях страны. Изложению результатов решения вышеперечисленных задач и посвящена настоящая работа.

10. Выводы.

На основе результатов настоящего обследования, анализа эксплуатационной и ремонтной документации техническое состояние гидрогенератора № 2 Чиркейской ГЭС оценивается как неудовлетворительное по следующим причинам.

1. В процессе монтажа статора были допущены отклонения от технологии, что повлекло за собой пробой изоляции обмотки статора в работе, появление и дальнейшее развитие других дефектов (ослабление бандажных вязок лобовых частей обмотки, выпадение пазовых клиньев, ослабление прессовки пакетов сердечника статора) уже через 5 лет после начала его эксплуатации.

Вследствие дефицита электроэнергии в системе послеаварийные ремонты выполнялись в сжатые сроки, что не позволяло в полной мере устранять последствия аварий и предотвращать развитие имеющихся дефектов.

2. К настоящему времени обмотка статора достигла практически неработоспособного состояния в связи с выявленными серьезными дефектами:

- массовое ослабления вязок лобовых частей и выпадения дистанционных колодок;

- загрязнения лобовых частей проводящей грязью;

- загрязнения вентиляционных каналов сердечника статора;

- повреждения изоляции посторонними ферромагнитными предметами;

- массовое ослабления и выпадения пазовых клиньев и подклиновой выкладки;

- неудовлетворительное закрепление стержней в пазах;

- протяженные пустоты под корпусной изоляцией многих стержней.

3. На сердечнике статора выявлены «распушение» и разрушение крайних пакетов зубцовой зоны активной стали, выкрошивание пакетов спинки сердечника в пазах «ласточкин хвост».

Длительное время имели место недопустимые (300-350 мкм) уровни радиальных «полюсных» (100 Гц) вибраций разъемного сердечника вследствие разуплотнения стыков секторов. Это явилось причиной повреждений спинки сердечника и узлов крепления его к корпусу в пазу «ласточкин хвост». Следует отметить, что устранение этих повреждений в условии эксплуатации не представляется возможным. Недопустимая вибрация сердечника вызвала повышенную вибрацию обмотки статора, что явилось одной из вероятных причин пробоев ее изоляции.

4. Выявлена недопустимая форма статора, поскольку степень ее искажения составляет 16% и превышает нормативное значение (15%). Данная форма статора не позволяет обеспечить необходимую плотность стыков при их переуплотнении. Исправление формы статора в эксплуатационных условиях невозможно.

5. Техническое состояние ротора оценивается как удовлетворительное. Искажение формы ротора от концентрической не превышает максимально допустимого нормативного значения, что и определяет низкий уровень низкочастотной («оборотной») радиальной вибрации сердечника статора (не более 40 мкм при максимально допустимом значении 80 мкм). Несоосность ротора и статора

• отсутствует.

11. Рекомендации.

1. Учитывая неудовлетворительное состояние обмотки и стальных конструкций статора гидрогенератора № 2 Чиркейской ГЭС, отсутствие запасных частей обмотки, своевременна постановка вопроса о замене статора в целом. Учитывая особенности эксплуатации и конструкции гидрогенератора (большое количество внешних динамических воздействий на статор и относительно малый диаметр статора) новый статор целесообразно выполнить с неразъемным сердечником.

2. С целью продления срока службы статора до его замены следует вывести гидрогенератор № 2 в расширенный капитальный ремонт для выполнения следующих работ:

- удаление всех вязок обмотки и пазовых клиньев, поиск и удаление посторонних предметов из промежутков лобовых частей;

- тщательная очистка и промывка обмотки, расточки, вентиляционных каналов сердечника, посадочных мест пазовых клиньев, полок корпуса статора в камере горячего воздуха;

- щадящие высоковольтные испытания выпрямленным и переменным напряжением (l,2U„xl,6 и 1,2UH соответственно) с заменой стержней в случае их пробоя;

- дополнительное уплотнение стержней в пазах боковыми прокладками;

- установка новых пазовых клиньев с применением волнистых полос из полупроводящего стеклотекстолита для подклиновой выкладки или установка встречных клиньев;

- обвязка лобовых частей с применением лавсанового шнура, пропитанного антипиреном и эпоксидным клеем горячего отвердения;

- удаление возможных обломков и уплотнение «распушенных» зубцов активной стали;

- переуплотнение стыков секторов при необходимости.

3. Целесообразно выполнить оценку технического состояния статоров гидрогенераторов №№ 1, 3, 4 Чиркейской ГЭС в периоды плановых капитальных ремонтов с целью предупреждения возможного возникновения и развития дефектов, имеющих место на ГТ-2.

Заключение.

- Изоляция и токоведущие части обмотки; статора опасных дефектов не имеют, исключение составляют стержни с повышенным уровнем ЧР, выделенные в таблице, поскольку имеется вероятность повышенной вибрации? их токо-ведущих частей. Контролировать развитие дефекта можно путем: профилактических высоковольтных испытаний изоляции обмотки статора, измерением сопротивления фаз или: ветвей постоянному току, измерением ЧР во время капитальных ремонтов. В настоящее время, поскольку обмотка выдержала все испытания, следует считать ее работоспособной до следующего капремонта.

- Активная сталь сердечника статора опасных замыканий шихтованных листов не имеет, поэтому проводить испытания на потери и нагрев методом кольцевого намагничивания нецелесообразно. В сердечнике имеется большое количество распушенных зубцов, листы которых при развитии дефекта могут обламываться и повреждать изоляцию, поэтому во время следующего планового ремонта следует ревизовать ослабленные зубцы и при наличии их изломов произвести уплотнение в соответствии с рекомендациями данного протокола. В настоящее время сердечник статора пригоден к дальнейшей эксплуатации.

- Ротор не имеет серьезных дефектов и после выполнения регламентных ремонтных работ и рекомендаций данного протокола будет работоспособен до следующего капремонта.

Руководитель работы:

Зав. сектором изоляции синхронных машин

ОАО «ВНИИЭ», к.т.н. Маслов В.В.

Исполнители:

Младший научный сотрудник Мастер

Худяков А.Н. Квятковский Я. А.

ПРОТОКОЛ по результатам обследования «Оценка технического состояния статора, ротора гидрогенератора ст.№2 Чиркейской ГЭС».

Работа выполнена в соответствии с договором № 1-114/05 между Чиркейской ГЭС и ОАО «ВНИИЭ».

Заведующий отделом №1, к.т.н.

Руководители работы::

Заведующий сектором: режимовs и техперевооружения гидрогенератров, к.т.н.

Заведующий сектором электоромеханиче-ских исследований гидрогенераторов; к.т.н.

В.А. Пикульский

Б.В. Кислицкий

В. В. Маслов

Ответственный исполнитель:

Научный сотрудник А.Н. Худяков

1. Введение.

На Чиркейской ГЭС установлено четыре гидрогенератора типа ВГСФ 930/233-30; номинальная мощностью250МВт; номинальное* напряжение 15;75кВ; изоляция обмотки статора типа «Монолит-2». Генераторы изготовлены заводом «Уралэлектротяжмаш» и вводились в эксплуатацию в период 1974-1975 г.г. В процессе эксплуатации генератора № 2 (введен в эксплуатацию в 1975 г.; зав. № 16660) имели место мощные короткие замыкания в генераторе (3 случая), на блочном трансформаторе (1 случай), многочисленные короткие замыкания на отводящих линиях и воздушном переходе от здания ГЭС до ОРУ-ЗЗОкВ (около 80 случаев). По мнению персонала ГЭС некачественная! сборка при монтаже генератора явилась причиной недопустимой вибрации сердечника статора, которая в 8-13 раз превышала максимально допустимые занчения.

Оценка проводилась в соответствии с требованиями нормативного документа [ 1 ]. Необходимость работы отражена ? в переписке между Чиркейской ГЭС и ОАО «ВНИИЭ» [2-4]; Целью обследования ; была разработка рекомендаций по эксплуатации ГГ-2 и объёму ремонтно-профилактических мероприятий^ обеспечивающих необходимую надёжность узлов статора и ротора.

2. Содержание работы.

Оценка технического состояния ротора, обмотки и стальных конструкций статора ГГ-2 проводилась на остановленном агрегате и при провороте ротора краном. Подготовительные работы включали демонтаж рифленых перекрытий и воздухоразделяющих щитов, 4-х полюсов ротора, а также воздухоохладителей, установленных на стыках секторов статора.

Испытания и обследование включали в себя следующие работы:

- оценка состояния изоляции обмотки статора на основе визуального обследования обмотки и стержней, ранее извлеченных из статора после аварий, а также измерение частичных разрядов по методике ВНИИЭ в изоляции каждого, доступного для измерений, стержня обмотки статора;

- оценка результирующей несимметрии воздушного зазора с анализом вклада составляющих - форм ротора и статора, взаимного положения осей ротора и статора;

- оценка состояния прессовки пакетов сердечника статора, выявление опасных очагов замыкания листов активной стали методом высокочастотного сканирования расточки (методика «ELIN» (Австрия) - ВНИИЭ);

- оценка плотности стыков секторов сердечника статора, состояния узлов крепления сердечника к корпусу статора и корпуса к фундаменту на основе результатов осмотров и с учётом имеющихся на ГЭС результатов измерений вибрации, другой эксплуатационной информации;

- анализ эксплуатационной и ремонтной документации по ГГ-2;

- разработка рекомендаций по эксплуатации и объёму ремонтных работ с целью обеспечения необходимой надёжности генератора, а также рекомендаций по необходимости и объёму модернизации или замене отдельных конструктивных узлов гидрогенератора.

3. Данные опыта эксплуатации и ремонтов статора ГГ-2.

Анализ и обобщение данных опыта эксплуатации выявили следующее.

1. 23.11.1980. пробита изоляция верхнего стержня 243в. Причина пробоя: распушение зубца активной стали между пазами № 243 и 244, вибрация лепестков и истирание изоляции стержня.

2. 21.07.1982. аварийное отключение генератора, пожар.

Повреждения: На стыке секторов №№ 4 и 5 повреждены выводные шины фазы «В». В секторе № 5 повреждены выводная шина фазы «С» и выводная шина фазы «А». Выводные шины и лобовые части обмотки в зоне сектора № 5 и половина сектора № 4 закопчены. Нижние стержни пазов №№ 8 и 9 выгорели на участке между головками верхних лобовых частей и верхним бандажным кольцом. Повреждена верхняя головка нижнего стержня 48н. Верхние стержни пазов №№ 54, 55 и 57 выгорели в верхней лобовой зоне.

3. 22.04.1983. Во время тепловых испытаний в режиме короткого замыкания произошел пробой изоляции стержня 173в у выхода из паза.

4. 3.07.1983 при включении в работу пробита изоляция стержня 173в в результате механического повреждения.

5. Во время капитального ремонта 01.09.1984-21.05.1985. при проведении высоковольтных испытаний напряжением промышленной частоты 23,6 кВ пробита изоляция стержня 385в в пазовой части на расстоянии 95 см от верхней кромки активной стали.

6. Во время капитального ремонта 28.03-14.06.1993. при проведении высоковольтных испытаний напряжением промышленной частоты 23,6 кВ пробита изоляция стержня 3 91 в.

7. 17.03.97 в работе пробита изоляция стержня 298н в нижней лобовой части на расстоянии 45 мм от активного железа. Стержень восстановлен без выемки из паза.

8. Во время капитального ремонта 02.03-21.06.1998. при проведении высоковольтных испытаний напряжением промышленной частоты 23,6 кВ пробита изоляция стержня 40в, произошел также пробой верхних головок стержней в. пазах №322- 323.

9. Во время капитального ремонта 01.02-31.03.2001 г. при проведении высоковольтных испытаний после ремонта напряжением промышленной частоты 23,6 кВ пробита изоляция стержня 87н на расстоянии 25 см от активного железа. Стержень восстановлен на месте.

10. Аварийный ремонт 25.12.2002-18.01.2003. Разрушение воздухоразде-ляющего щита и повреждение его обломками верхних лобовых частей. Заменены верхние поврежденные стержни пазов №№11, 49, 95, 96, 151, 188, 215, 399, 412, 419-455. Восстановлена без выемки из пазов поврежденная изоляция лобовых частей стержней пазов №№ 70, 113, 123, 136, 137, 141, 156-158, 203-205, 231, 254,255, 264,276, 278, 279, 294-297, 343, 404, 450, 503, 528.

11. Аварийный ремонт 04.05. - 24.05.2004. Междуфазное короткое замыкание фаз «А» и «В» в результате пробоя изоляции стержней 276н и 277н в нижних лобовых частях. Замыкание произошло на расстоянии 120-140 мм от железа. Произошло обугливание изоляции нижних лобовых частей пазов №№149-291. Были заменены нижние стержни пазов №№ 275-278. 21.05.2004. во время испытания повышенным выпрямленным напряжением пробиты 2-я и 3-я ветви фазы «С» при напряжении 35 кВ. 22.05.2004. во время испытания повышенным напряжением промышленной частоты 19 кВ пробиты 3-я ветвь фазы «В» и 1-я ветвь фазы «С».

12. Во время всех капитальных ремонтов отмечались и устранялись ослабление и выпадение пазовых клиньев, ослабление бандажных вязок и выпадение дистанционных колодок лобовых частей, ослабление прессовки крайних пакетов сердечника статора.

13. В период 1998-2001гг. выявлялись и устранялись серьёзные повреждения спинки сердечника и узлов крепления его к корпусу в результате воздействия недопустимых вибраций; вызванных разуплотнением стыков секторов сердечника разъёмного статора.

4. Результаты измерения частичных разрядов.

Измерения уровня частичных разрядов (УЧР) проводились по методике ВНИИЭ при пофазной подаче напряжения промышленной частоты;8,3-9 кВ от постороннего источника. Результаты измерений в стержнях, доступных для измерений, приведены в таблице Т.

1. Об оценке технического состояния гидрогенераторов его систем и узлов для технического перевооружения ГЭС, нормативные документы - № Ц-02-95(Э), РД.34.31.304-95.

2. Письмо Чиркейской ГЭС в ОАО «ВНИИЭ», №001.410 от 17.08.2004г.

3. Письмо ОАО «ВНИИЭ» на Чиркейскую ГЭС, № 989/АО-1 от 08.09.2004г.

4. Письмо ОАО «ВНИИЭ» на Чиркейскую ГЭС, № 1277/АО-1 от 24.11.2004г.1. Литература

5. Абрамов А.И., Иванов-Смоленский А.В. Проектирование гидрогенераторов и синхронных компенсаторов: Учеб. пособие для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 2001. - 389 с.

6. Абрамов А.И., Извеков В.И., Серихин Н.А. Проектирование турбогенераторов: Учеб. пособие для электромехан. и электротехн. спец. Вузов. М.: Высш. шк., 1990.-336 с.

7. Алексеев Б.А. Определение состояния (диагностика) крупных турбогенераторов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. - 152 с.

8. Анализ нарушений в работе электроустановок и рекомендации персоналу. Выпуск 1. М.: Союзтехэнерго, 1990. - 32 с.

9. Анализ нарушений в работе электроустановок и рекомендации персоналу. Выпуск 2. М.: Союзтехэнерго, 1990. - 31 с.

10. Анализ нарушений в работе электроустановок и рекомендации персоналу. Выпуск 1.-М.: ОРГРЭС, 1991. 28 с.

11. Анализ нарушений в работе электроустановок и рекомендации персоналу. Выпуск 2. М.: ОРГРЭС, 1992. - 35 с.

12. Анализ нарушений в работе электроустановок и рекомендации персоналу. Выпуск 1/92. М.: ОРГРЭС, 1992. - 32 с.

13. Анализ нарушений в работе электроустановок и рекомендации персоналу. Выпуск 2/92. М.: ОРГРЭС, 1993. - 35 с.

14. Анализ причин технологических нарушений в работе электроустановок. Выпуск 1.-М.: ОРГРЭС, 1993. 29 с.

15. Анализ причин технологических нарушений в работе электроустановок. Выпуск 1/93. М.: ОРГРЭС, 1994. - 28 с.

16. Анализ причин технологических нарушений в работе электроустановок за 1993 год. М.: ОРГРЭС, 1995. - 33 с.

17. Анализ причин технологических нарушений в работе электроустановок. Ежегодный выпуск. М.: ОРГРЭС, 1996. - 32 с.

18. Анализ причин технологических нарушений в работе электроустановок. Ежегодный выпуск. М.: ОРГРЭС, 1997. - 34 с.

19. Аналитический обзор причин технологических нарушений в работе электроустановок. Ежегодный выпуск. М.: ОРГРЭС, 1998. - 29 с.

20. Аналитический обзор причин технологических нарушений в работе электроустановок. Ежегодный выпуск. М.: ОРГРЭС, 1999. — 34 с.

21. Аналитический обзор причин технологических нарушений в работе электроустановок. Ежегодный выпуск. М.: ОРГРЭС, 2000. - 28 с.

22. Аналитический обзор причин технологических нарушений в работе электроустановок. Ежегодный выпуск. — М.: ОРГРЭС, 2001. 33 с.

23. Белицкая М.С., Лиманов Е.А. Трансформаторы постоянного тока и напряжения для высоковольтных преобразовательных установок. М.-Л.: Энергия, 1964. - 236 с.

24. Вартаньян А. Г., Котова И. П., Сивков А. П., Хуторецкий Г. М. О технической диагностике турбогенераторов // Электротехника. 1987. — № 7. -С. 26-29.

25. Геллер Б., Веверка А. Импульсные процессы в электрических машинах. Пер. с англ. М.: «Энергия», 1973. - 440 с.

26. Глебов И.А., Данилевич Я.Б. Диагностика турбогенераторов. — Л.: Наука. Ленингр. отд-е, 1989. 119 с.

27. Дефекты турбогенераторов и методы их диагностики на начальной стадии появления. / Кузнецов Д.В., Маслов В.В., Худяков А.Н. и др. // Электрические станции. 2004, - № 8. — С. 21 -27.

28. Жерве Г. К. Вопросы испытания крупных турбогенераторов. — JI.: Энергия, 1970. 184 с.

29. Иванов-Смоленский А.В. Электрические машины: В 2-х т. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2004. - 2 т.

30. Каганов 3. Г. Волновые напряжения в электрических машинах. М.: «Энергия», 1970. -208 с. ил.

31. Кучинский Г.С. Частичные разряды в высоковольтных конструкциях. -Л.: Энергия. Ленингр. отд-ние, 1979: 224 с.

32. Маслов В.В. Новые методы диагностики статора генераторов. // Электрические станции 1993.-№3. -С. 18-25.

33. Николаев Д.С. Частичные разряды в изоляции электрических машин. -Владивосток: ИНТЕРМОР, 1999. 70 с.

34. Обмотки электрических машин. 7-е изд., перераб. и доп. / В.И. Зимин, М.Я. Каплан, М.М. Палей и др. - Л.: Энергия, 1975. - 488 с.

35. Объем и нормы испытаний электрооборудования / Под. общ. ред. Б. А. Алексеева, Ф. Л. Когана, Л. Г. Маникоянца. 6-е изд., с изм. и доп. - М;: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. - 256 с.

36. Поливанов К. М. Теоретические основы электротехники. В трех частях, ч. 1, Линейные электрические цепи с сосредоточенными постоянными. -М.-Л.: Энергия, 1965. 360 с.

37. Теумин И.И. Экспериментальный анализ переходных процессов в линейных электрических цепях. М., «Советское радио», 1956. - 536 с.

38. Технические средства диагностирования: Справочник / В. В. Клюев, П. П. Пархоменко, В. Е. Абрамчук и др.: Под общ. ред. В. В. Клюева. — М.: Машиностроение, 1989. 672с.

39. Технология крупного электромашиностроения: В 3-х т. Т. 1/Фомин Б. П., Циханович Б. Г., Виро Г. М. Турбогенераторы. 2-е изд., перераб. и доп. -Л.: Энергоиздат. Ленингр. отд-ние, 1981. - 392 с.

40. Универсальный метод расчета электромагнитных процессов в электрических машинах / А.В. Иванов-Смоленский, Ю.В. Абрамкин, А.И. Власов, В.А. Кузнецов; Под ред. А.В. Иванова-Смоленского. М.: Энергоатомиз-дат, 1986.-216 с.

41. Худяков А.Н. Изоляция крупных синхронных машин, находящихся в длительной эксплуатации, и методы ее диагностирования. // Методы и средства технической диагностики. Сборник научных статей. Йошкар-Ола., Map. гос. ун-т. - 2004. - Вып. XXI. - С. 65-71.

42. Худяков А.Н. Методы диагностирования турбогенераторов. // Методы и средства технической диагностики. Сборник научных статей. Йошкар-Ола, Map. гос. ун-т. - 2002. - Вып. XIX. - С 36-40.

43. Binder E., Draxler A., Egger H., Hummer A., Fuchs H.R., Koglek H., Muller F., Drpic M., Hoof M., Kafer R., Lanz S. Developments and verification tests of diagnosis methods for hydro-generators. // CIGRE. 11-301. - Session 2000.

44. Duarte E., Warren V. Testing for stator windings: power factor testing and partial discharge monitoring. // Iris Rotating Machine Conference. — Santa Monica. С A. June 2003.

45. Emery F.T., Harrold R.T. On line incipient arc detection in large turbine generator stator windings. // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-99. 1980 - № 6 Nov/Dec - C. 2232-2238.

46. Kimura K., Kaneda Y., Itoh K., Kogi Т., Morooka K., Takashima M. On-line condition monitoring of winding insulation in turbine generators. // CIGRE. -11-305.-Session2000.

47. Piel S., Koziel R., Aumann R., Meissner R. PD Identification and Fault Localization in Power Plants by Means of Remote Controlled Pulse Propagation Measurements. // CIGRE. 11-203. - Session 2002.

48. Rabach G., Visintin M., Razza F. On the interpretation of partial discharge patterns detected at motor terminals. // CIGRE. 11-304. - Session 2000.

49. Stone G.C., Warren V., Sedding H.G., McDermid W. Advances in interpreting partial discharge test results from motor and generator stator winding. // CIGRE. 11-202. - Session 2002.

50. Witos F., Gacek Z. Investigation of partial discharges in generator coil bars by means of acoustic images and location. // CIGRE. 11-101. - Session 2002.

51. Zhu H., Green V., Sasic M., Halliburton S. On-line PD testing on lower-voltage rotating machines using high sensitivity capacitors. // CIGRE. 11204. - Session 2000.