Wybrane zagadnienia modernizacji uzwojenia tworników

Politechnika Opolska
Wydział Elektrotechniki, Automatyki i Informatyki
mgr inŜ. Henryk Borecki
Autoreferat rozprawy doktorskiej
Wybrane zagadnienia modernizacji uzwojenia
tworników hydrogeneratorów
PROMOTOR: Profesor zw. dr hab. inŜ. Piotr WACH
Opole 2009
SPIS TREŚCI
1. Wstęp............................................................................................................................................................2
2. Technologia izolacji maszyn elektrycznych WN.........................................................................................3
3. Analiza rozwiązań konstrukcyjnych uzwojenia stojana w świetle naraŜeń izolacji elementarnych
przewodów........................................................................................................................................................4
4. Analiza wybranych przypadków uszkodzeń uzwojeń generatorów i silników wysokiego napięcia...........6
5. Rozwój lokalnych wyładowań elektrycznych w izolacji międzyzwojowej stojana hydrogeneratora ..........9
6. Modernizacja uzwojeń hydrogeneratora - na przykładzie jednostek 125MW............................................10
7. Badania izolacji półprętów uzwojenia i pomiary temperatury w eksploatacji stojana hydrogeneratora ....14
8. Zalecenia technologiczne ............................................................................................................................17
9. Wnioski........................................................................................................................................................18
10.Podsumowanie............................................................................................................................................18
11. Literatura....................................................................................................................................................19
1. WSTĘP
Autor niniejszej pracy legitymuje się znacznym bagaŜem doświadczeń z analizy uszkodzeń maszyn
wirujących, doświadczenia te są wykorzystywane w przeglądach i remontach (A1÷17, E1÷200, P1- oznaczenia
objaśnione w rozprawie).
Uczestnictwo merytoryczne autora w rozwiązywaniu problemów technologii produkcji i przyczyn awarii
generatorów, transformatorów blokowych i sieciowych, oraz silników największej mocy, pozwoliło
skoncentrować się na analizie wpływu rozmaitych naraŜeń eksploatacyjnych na destrukcyjne zmiany układu
izolacyjnego, zwłaszcza izolacji zwojowej, powiązane z niedoskonałą technologią produkcji.
CEL PRACY, TEZA.
Ciągle jest aktualny temat doskonalenia produkcji izolacji zwojowej i modernizacji konstrukcji uzwojeń
stojanów generatorów, której stan jest często przyczyną przyspieszonej degradacji maszyn. Postępujące starzenie
cieplne moŜe przyczynić się do obniŜenia napięcia, przy którym pojawiają się wyładowania. Nieodpowiednie
nasycanie i proces polimeryzacji lakieru elektroizolacyjnego przewodów elementarnych uzwojeń, powoduje
znaczące obniŜenie się napięcia zapłonu wyładowań niezupełnych (WNZ) w stanie wyjściowym.
Typowa technologia produkcji izolacji zwojowej elementarnych przewodów profilowanych, polega na
oplocie przewodu włóknem szklanym, nasyceniu lakierem i podgrzewaniu w suszarni pionowej ciepłem
pochodzącym z elementów grzejnych oporowych, to znaczy ciepłem z otoczenia przewodu.
Praca ma charakter technologiczno- badawczy. Problemem badawczym i celem pracy jest analiza
kilkudziesięciu przypadków awarii [grupa E] uzwojeń maszyn elektrycznych wysokiego napięcia (Un≥6kV),
głównie hydrogeneratorów (w tym odwracalnych) i silników indukcyjnych, które są wykorzystywane takŜe jako
hydrogeneratory. W oparciu o tę analizę przeprowadzono identyfikację newralgicznych, to jest najsłabszych
miejsc w uzwojeniach, determinujących niezawodną długotrwałą pracę maszyn.
Problemem technologicznym jest wskazanie moŜliwości podwyŜszenia jakości wykonania uzwojenia
i podanie przykładów takich realizacji. Wpływ na niezawodną pracę maszyn mają przeglądy, konserwacje
i wymiana bądź naprawa elementów zuŜytych. Istotnym zagadnieniem w maszynach elektrycznych jest
diagnostyka, która daje odpowiedź na pytanie: jakie podzespoły w maszynie naleŜy wymieniać lub naprawiać
przy ponoszeniu minimalnych kosztów. Dlatego autor równieŜ powołuje się na metody diagnostyczne.
WaŜniejsze zagadnienia konserwacyjno- technologiczne hydrogeneratorów duŜej mocy w warunkach
eksploatacyjnych to:
- technologia wymiany słabych lub uszkodzonych prętów uzwojeń stojana,
moŜliwość wymiany uzwojenia uszkodzonego stojana bez demontaŜu wirnika,
- zagadnienie właściwej polimeryzacji lakieru izolacyjnego przewodów elementarnych profilowanych.
Przewody moŜna nagrzewać ciepłem zewnętrznym jak dotychczas, bądź stosować grzanie wewnętrzne
np. indukcyjne przewodu miedzianego, co znacznie poprawi jednorodność izolacji, a tym samym jej
wytrzymałość mechaniczną i elektryczną.
Fot. 1.1: Przegrzanie miejscowe izolacji przewodu w czasie suszenia lakieru
2
Problemy te równieŜ są przedmiotem badań autora pracy, ich rozwiązanie i poprawa technologii
wpłynie na Ŝywotność stojanów przezwajanych i nowo produkowanych hydrogeneratorów. Polskie normy nie
precyzują tego zagadnienia.
Badania i doświadczenie autora w tym zakresie pozwalają sformułować następującą tezę:
TEZA PRACY: Istnieje moŜliwość zmniejszenia ryzyka awaryjności hydrogeneratorów,
spowodowanego zwarciami zwojowymi, przez przeniesienie i pogłębienie nowatorskich doświadczeń
modernizacyjnych generatorów 150 MVA na inne jednostki hydrogeneratorów z wykorzystaniem
nowoczesnych materiałów i metod konstrukcyjno- technologicznych.
Problem naukowy związany z postawionym zagadnieniem polega na opracowaniu zmian
konstrukcyjnych uzwojeń wysokonapięciowych i ich analizy tak, aby w istotny sposób ograniczyć
moŜliwości uszkodzeń spowodowanych zwarciami elementarnych przewodów.
SłuŜy temu analiza porównawcza konstrukcji starego i nowego typu uzwojeń hydrogeneratorów
w zakresie rodzaju uzwojenia, przyrostu temperatury eksploatacji, oraz opracowanie przesłanek
decyzyjnych dotyczących wymiany lub modernizacji maszyn elektrycznych wysokonapięciowych.
W małych elektrowniach wodnych funkcję generatorów pełnią silniki indukcyjne klatkowe. Generatory
takie współpracując z siecią elektroenergetyczną są wzbudzane mocą bierną pobieraną z sieci. Dlatego
omówiono takŜe kilka wybranych przypadków awarii silników, spowodowanych uszkodzeniem izolacji
uzwojenia. Rodzaj izolacji w silnikach WN (6kV i 10kV) jest identyczny jak w generatorach.
Większość awarii maszyn elektrycznych ma swój początek w zwarciach zwojowych. Związek
przyczynowo skutkowy uszkodzeń leŜy w procesie produkcyjnym elementarnych przewodów [Fot.1.1].
Natomiast, przykładem nowatorskiego rozwiązania uzwojenia wymienionego w tezie pracy, jest jedna
z Elektrowni szczytowo- pompowych, gdzie w ostatnich latach, z udziałem projektowym i nadzorującym
autora, zmodernizowano 4 generatory 125MW znacznie lepszą technologią od fabrycznej.
2. TECHNOLOGIA IZOLACJI MASZYN ELEKTRYCZNYCH WN
śywotność maszyny elektrycznej zaleŜy głównie od trwałości izolacji, która z kolei zaleŜy od wielu
czynników, jak: temperatura, wilgotność, zabrudzenie, względne przesunięcia przy wydłuŜeniach i skurczach
oraz wibracje. Trwałość maszyny przy podwyŜszeniu temperatury pracy o 10ºC skraca się w przybliŜeniu do
połowy [L62]. Za średni czas Ŝycia hydrogeneratora przyjmuje się okres 25 lat. Czas ten jest moŜliwy do
wydłuŜenia do ok. 40 lat po wykonaniu odpowiednich modernizacji.
Tematem spornym jest elastyczność izolacji, która w starych technologiach produkcji maszyn,
zwłaszcza małych i średnich mocy była bezwzględnie wymagana. Dzisiaj, gdy moce znamionowe maszyn
sięgają kilkuset MW opcja technologiczna przeszła na stronę izolacji twardej.
Podstawowym materiałem dla wykonania uzwojeń maszyny jest profilowany drut nawojowy w izolacji.
Izolacja ta skrótowo w języku produkcyjnym [L62 p.3.1] nazywana jest izolacją zwojową, która to nazwa nie
tylko odnosi się do elementarnych przewodów, ale równieŜ do poizolowanej wiązki przewodów równoległych w
cewkach..
W maszynach WN stosuje się izolację zwojową elementarnych przewodów profilowanych z włókna
szklanego 2xSS nasycaną lakierem termoutwardzalnym elastycznym. W hydrogeneratorze 125MW zastosowano
najnowszą, produkcji szwajcarskiej firmy, generację izolacji zwojowej w przewodach o wymiarach Cu: 1,9 x 5,8
a w izolacji 2,12 x 6,02 mm. Na pierwszą warstwę uŜyto: emalię „Termex 200” odporną na temperaturę 200ºC,
na druga warstwę: dwukrotną taśmę szklaną poliestrową „Daglas”. W warunkach krajowych wykonuje się
przewody izolowane na niŜszą temperaturę: 180ºC o symbolu DNp2Sh i większych przyrostach grubości
izolacji. Jest to miedź w gatunku M1E wg normy PN-77/H-82120:
- DN(p) drut nawojowy profilowany,
- 2Sh podwójny oprzęd z włókna szklanego nasyconego lakierem poliestrowo- imidowym.
RóŜnica w ciepłoodporności przewodów izolowanych pochodzących od producenta zagranicznego i od
producentów krajowych wynika z dwóch diametralnie róŜnych technologii polimeryzacji lakieru izolacji
zwojowej: ciepłem wewnętrznym i zewnętrznym izolowanego przewodu. Autor proponuje utwardzanie lakieru
ciepłem wewnętrznym, metodą indukcyjną.
TECHNOLOGIE IZOLACYJNE W UZWOJENIU
Współczesne uzwojenia stojanów WN mają izolację ciągłą, twardą, na bazie Ŝywic epoksydowych,
gdzie podstawowym dielektrykiem jest mika naturalna. W produkcji uzwojeń maszyn elektrycznych o napięciu
6kV i wyŜszym stosowane są dwie technologie: VPI oraz RRC.
Technologia VPI- jest nowoczesną metodą impregnacji próŜniowo- ciśnieniową na bazie
importowanych materiałów izolacyjnych wysokiej jakości klasy F. PróŜniowe nasycanie w zasadzie eliminuje
3
wtrąciny gazowe wewnątrz struktury izolacji zwojowej i głównej, w wyniku czego izolacja jest budowy
monolitycznej.
Mankamentem technologii VPI jest bardzo skomplikowana ewentualna wymiana pojedynczych cewek
w przypadku awarii. W zasadzie wyjmuje się wówczas wszystkie cewki i poprzez pracochłonną regenerację
izolacji głównej moŜna większość z nich wykorzystać ponownie. Zasadniczą taśmą izolacyjną na izolację
zwojów i izolację główną jest porobant, który występuje równieŜ pod innymi nazwami, w zaleŜności od
modyfikacji.
Technologia Resin Rich Compact –RRC wprowadzona została w krajowej firmie Energoserwis w
początku lat 90-tych. /RR w 1972r./. Maszyny wykonane w tej technologii nadal pracują bez zastrzeŜeń ze
strony uŜytkowników maszyn, między innymi w hydrogeneratorach 125MW.
Jest to równieŜ nowoczesny układ izolacyjny klasy F wykonany z materiałów najwyŜszej jakości, który
charakteryzuje się wysoką skutecznością ochrony przeciwjarzeniowej oraz niskim poziomem intensywności
wyładowań niezupełnych. Wykonane tą technologią elementy uzwojenia (cewki, pręty) pozwalają na
zwiększenie szybkości produkcji, charakteryzują się duŜą jednorodnością, powtarzalnością parametrów
produkcyjnych, wysoką jakością izolacji, przede wszystkim względnie niskim kosztem wytwarzania.
Zewnętrzna ochrona przeciwjarzeniowa wykonana jest ze specjalnie dobranych, nienasyconych Ŝywicą
taśm: przewodzącej w części Ŝłobkowej i półprzewodzącej na czołach. Taśmy ochrony przeciwjarzeniowej
nakładane są przed procesem termicznego prasowania prętów i cewek. Dzięki zastosowaniu taśmowej powłoki
przeciwjarzeniowej uzyskano układ izolacyjny stanowiący monolit nie wymagający dodatkowej obróbki przed
umieszczeniem prętów w Ŝłobkach stojana.
Modernizację pierwszej maszyny, polegającej na przezwojeniu stojana przy wymianie uzwojenia typu
cewkowego na prętowy zastosowano w jednej z Elektrowni szczytowo- pompowych. Wyprodukowano 360
prętów o skomplikowanej budowie: dwupołówkowe z 360º przeplotem elementarnych przewodów miedzianych
w części Ŝłobkowej. Uzwojony stojan ma w wyniku tego pełną skuteczną ochronę przeciwjarzeniową. Po
osiągnięciu projektowanych parametrów maszyny odwracalnej powtórzono technologię RRC dla pozostałych
trzech maszyn z dobrym skutkiem.
3. ANALIZA ROZWIĄZAŃ KONSTRUKCYJNYCH UZWOJENIA STOJANA W ŚWIETLE
NARAśEŃ IZOLACJI ELEMENTARNYCH PRZEWODÓW
NaraŜenia termiczne.
Lokalne zwarcie elementarnych przewodów w uzwojeniu maszyn elektrycznych jest przyczyną
wydzielania się dodatkowych strat mocy. Zwarcie tych przewodów powstaje najczęściej podczas eksploatacji w
wyniku przetarcia się izolacji od drgań i ruchów dylatacyjnych. Pęknięcia izolacji występują równieŜ w strefie
czołowej, przy wyjściu ze Ŝłobka. Pochodzą one od nieodpowiedniej technologii wkładania ostatnich cewek,
zwłaszcza dwuwarstwowych pętlicowych, w hydrogeneratorach duŜej mocy. Elementarne izolowane druty są
tak ułoŜone względem siebie, aby zapewnić najmniejszą róŜnicę potencjałów w główce pręta między końcami
przewodów, i co za tym idzie w miarę równomiernego rozkładu prądu i zmniejszenia strat energii związanych
ze zjawiskiem wypierania prądu w kierunku szczeliny pomiędzy stojanem i wirnikiem. Pręty przeplecionetransponowane powinny być tak wykonane, aby kaŜdy elementarny przewód w Ŝłobku był skojarzony z w miarę
jednakowym strumieniem magnetycznym. W większości maszyn, z wyjątkiem maszyn największej mocy,
przewody przeplatane są tylko w części Ŝłobkowej i wzajemnie od siebie odizolowane. Stosowano takŜe
przeplecenia w strefie czołowej w wykonaniu cewkowym stojanów hydrogeneratorów 125MW. W strefie
czołowej- na główkach mogą się przewody te ze sobą stykać.
Zwarcie przewodów elementarnych moŜe wystąpić podczas produkcji uzwojenia z następujących
przyczyn: formowanie przewodów pod prasą z ostrymi krawędziami wkładek, nie eliminowanie odcinków
zlutowanych, przegrzany lakier przewodów, podkładanie izolacji w przepleceniach (podczas montaŜu) ostrym
narzędziem, nierównomierność w grubości nakładania izolacji- zbyt duŜe siły ściskające podczas prasowania
pręta w prasie, nieodpowiednie składowanie cewek/ prętów z ukształtowaną ewolwentą itp. Takie przewody
wykazują juŜ po wstępnym utwardzeniu w prasie zwarcia metaliczne o bardzo małej – rzędu 0,0001Ωrezystancji przejścia w miejscu styku. Rezystancja zamkniętego obwodu jest o rząd większa, więc znaczne straty
mocy będą się wydzielały wzdłuŜ tego obwodu zwarcia. Wielkość tej rezystancji określona była podczas badań
(z udziałem autora) rzeczywistych modeli prętów stojana TWW-200 z izolacją bitumiczną.
W zasadzie metaliczne zwarcie elementarnych przewodów lokalizuje bez problemu kontrola międzyoperacyjna,
więc autor skupi się na przypadkach zwarć powstałych podczas montaŜu uzwojeń i w eksploatacji. Zwarcia te
charakteryzują się tym, Ŝe rezystancja przejścia w miejscu powstawania styku jest większa od rezystancji
zamkniętego obwodu.
W powstałym obwodzie zamkniętym, na rezystancji przejścia wydzielają się straty mocy powodując
nagrzewanie lokalne miedzi, izolacji i Ŝelaza czynnego. Wg danych zaczerpniętych z [L54] dla
turbogeneratorów o mocy 235÷278 MVA z wodnym chłodzeniem prętów, straty mocy przy zwarciu przewodów
elementarnych o maksymalnej róŜnicy potencjałów osiągają 2860÷3530W, a przy zwarciu sąsiednich
4
przewodów o minimalnej róŜnicy potencjałów następuje wydzielanie się mocy o wartości 13÷15Ww przypadku dwóch przewodów i 116÷140W z przypadku czterech przewodów.
PowyŜsze dane nie mogą być bezpośrednio przenoszone na hydrogeneratory i turbogeneratory innych
typów, ale wyraźnie wskazują na zagroŜenie awaryjne maszyn elektrycznych z powodu zwarć elementarnych
przewodów i wskazują na konieczność prowadzenia badań i analiz przyczyn takich zwarć w maszynach starych
i nowych, między innymi w celu poprawiania procedur technologicznych.
W przypadku hydrogeneratorów z uzwojeniami cewkowymi naleŜy uwzględnić dwie takie same
rezystancje przejścia, poniewaŜ w tych cewkach zwarcia powstają takŜe w wyniku wzajemnego przemieszczania
się przewodów elementarnych i rezystancja przejścia równieŜ się zmienia i stabilizuje na jakimś poziomie, chyba
Ŝe obwód zamknięty zostanie przerwany. JeŜeli rezystancja przejścia jest o dwa rzędy większa od rezystancji
obwodu zamkniętego (pasoŜytniczego) w cewce hydrogeneratora, to tą ostatnią moŜna pominąć. W nowych
zmodernizowanych uzwojeniach hydrogeneratorów duŜej mocy, z uzwojeniami prętowymi, wystarczy jedno
zwarcie, aby powstał obwód zamknięty.
Straty mocy w miejscu zwarcia przewodów elementarnych wyznacza się z zaleŜności:
∆Pk max =E2k max/Rk
(1)
w którym:
Ek – napięcie w obwodzie zamkniętym,
Rk – rezystancja przejścia w miejscu zwarcia przewodów elementarnych.
W prętach GW /górnej warstwy/ siła elektromotoryczna w obwodach zwartych jest większa, ze względu
na przechodzenie przez Ŝłobek strumienia podstawowego.
NaraŜenia elektryczne.[L62, L54]
Pole elektryczne wywołane napięciem roboczym maszyny jest podstawowym źródłem naraŜeń
elektrycznych działających w sposób ciągły na układ izolacyjny. Wytrzymałość elektryczna nowoczesnych
układów izolacyjnych; RESIN-RICH [L62], czy VPI [L62] jest nie mniejsza niŜ 5-krotna wartość napięcia
znamionowego. Zatem, moŜna wykluczyć prawdopodobieństwo wystąpienia cieplnego lub elektrycznego
mechanizmu przebicia wyłącznie pod wpływem napięć roboczych. Działanie pola elektrycznego moŜe objawiać
się m.innymi jonizacją gazów zawartych w szczelinach układu warstwowego przy napięciu roboczym tj. podczas
normalnej eksploatacji. Następstwem wyładowań w szczelinie są straty energii doprowadzonej do układu.
Wydziela się ona w postaci ciepła oraz jako energia kinetyczna jonów i elektronów przyspieszonych w polu
elektrycznym. Część energii tracona w zderzeniach jonów z cząsteczkami gazu obojętnego działa niszcząco w
sposób pośredni, powodując wzrost temperatury i zmniejszanie energii wiązania molekuł materiału otaczającego
szczelinę.
Istotnym zagadnieniem jest próba izolacji elementarnych przewodów. Norma PN-88/E-06701 w p.17.1
„Próba izolacji zwojów” mówi, Ŝe próba izolacji zwojów nie jest normalnie uwaŜana za konieczną, odwołując
się do uzgodnień między wytwórcą a zamawiającym. Bardziej precyzyjnie temat badań izolacji przewodów
nawojowych profilowych ujmuje zakładowa norma firmy produkującej kable [N33].
NaraŜenia mechaniczne.
Przyczyną naraŜeń mechanicznych układu izolacyjnego są siły elektrodynamiczne. Dla uzwojeń
generatorów największe naraŜenia są wynikiem działania prądów zwarciowych. Ze względu na rodzaj naraŜeń
mechanicznych oraz róŜne warunki powstawania sił i napręŜeń, rozpatruje się osobno:
- siły i napręŜenia działające w części Ŝłobkowej uzwojenia,
- siły i napręŜenia występujące na połączeniach czołowych.
NaraŜenia termomechaniczne
NaraŜenia te prowadzą do niebezpiecznych rozwarstwień, pęknięć i innych deformacji układu izolacyjnego
i zmniejszają jego wytrzymałość elektryczną. Przyczyną tego są przede wszystkim ruchy uzwojeń względem
rdzenia stojana w następstwie cyklicznych zmian temperatury. Przy róŜnych współczynnikach rozszerzalności
cieplnej αCu miedzi uzwojeń i αFe rdzeni, róŜnicach temperatury oraz róŜnych cieplnych stałych czasowych
miedzi uzwojeń TCu i rdzeni TFe powstają ruchy dylatacyjne, powodujące przesunięcie uzwojeń w Ŝłobkach.
O wartościach względnych przesunięć miedzi uzwojenia stojana decydują więc następujące czynniki:
- róŜne współczynniki rozszerzalności cieplnej miedzi i stali rdzenia,
- długość uzwojenia i rdzenia stojana.
Regulując podczas rozruchów i zatrzymań wydatek i temperaturę czynników chłodzących moŜna zmniejszyć
wartość wzajemnych przemieszczeń uzwojeń i rdzenia.
5
4. ANALIZA WYBRANYCH PRZYPADKÓW USZKODZEŃ UZWOJEŃ
SILNIKÓW WYSOKIEGO NAPIĘCIA
GENERATORÓW I
Analiza uszkodzeń hydrogeneratorów
Są dwie zasadnicze metody oceny kondycji maszyn:
- na zasadzie „off-line” maszyna jest wyłączona z uŜytkowania i od właściwego dla niej źródła zasilania,
- na zasadzie „on- line” maszyna jest w trakcie eksploatacji.
Próby napięciem zmiennym od 1,3 do 1,75 Un skracały Ŝywotność maszyn, ale miały tą zaletę, Ŝe jednoznacznie
weryfikowały zdegradowane nawet częściowo izolacje. Proces starzenia izolacji bitumiczno- mikowej jest dość
dobrze znany. Naprzemienne nagrzewanie i stygnięcie maszyny (cykle termiczne) prowadzą do rozwarstwiania
struktury taśmy izolacyjnej i rozwoju procesu powstawania stosunkowo duŜych nieciągłości izolacji z wieloma
niezaleŜnymi miejscami wyładowań. Erozja wyładowcza wywołuje następnie stopniowe zmniejszenie
wytrzymałości izolacji, który to proces moŜe być powiązany ze skalą sumarycznej aktywności wyładowczej.
Trudno sobie wyobrazić nowoczesną izolację twardą, epoksydową stojanów generatorów o strukturze
jednorodnej bez wtrącin gazowych. Powstają one w procesie polimeryzacji, tak zwanego hartowania wstępnego
jak i polimeryzacji Ŝywic termo i chemoutwardzalnych coraz grubszej izolacji głównej Ŝłobkowej i czołowej
(co następuje wraz ze wzrostem mocy). Wg autora początek wyładowania we wtrącinach wewnętrznych odbywa
się w innych warunkach niŜ przy szczelinach zewnętrznych izolacji, z uwagi na brak styczności z elektrodą
metalową.
Jest jeszcze jedno zagadnienie generacji wyładowań niezupełnych w quasi zamkniętym zbiorniku
wtrąciny gazowej znajdującej się w zmiennym polu elektrycznym, zwłaszcza w izolacjach Ŝywicznych,
w przeciwieństwie do bitumicznych (literatura nie odnosi się do tego zjawiska). Według autora: jeŜeli w miarę
upływu czasu niewątpliwie powstaje coraz większa temperatura we wtrącinie gazowej, więc podnosi się
równieŜ, prawie proporcjonalnie do temperatury, ciśnienie. Następuje pewien rodzaj procesu izochorycznego,
w którym występują siły van der Waalsa. Asymetria elektryczna cząsteczek we wtrącinie powoduje
oddziaływanie orientacyjne i przyciąganie odpowiednio ustawiających się dipoli. Powstaje więc swego rodzaju
mechanizm mostkowy zwiększający temperaturę lokalną, a co za tym idzie wzrastające ciśnienie niszczy
strukturę ścianek wtrąciny, aŜ do wyładowania zupełnego włącznie. Wszystkie te oddziaływania składają się na
proces starzenia dielektryka, powodując jego degradację.
Aby ograniczyć liczbę awarii maszyn, spowodowanych zwarciami zwojowymi naleŜy zacząć od etapu
konstrukcyjno – technologicznego tworzenia dokumentacji. NaleŜy więc między innymi:
- dobrać odpowiednią twardość miedzi, bowiem zbyt twarda powoduje wyzwalanie się napręŜeń kształtowanych
przegięć w transpozycji Roebla, przy wyjściu ze Ŝłobka i na główce strefy połączeń czołowych,
- zaprojektować system usztywnień uzwojenia umoŜliwiający w miarę swobodny ruch dylatacyjny uzwojenia;
nie będzie wtedy pękania izolacji zwojowej z obydwu stron Ŝelaza czynnego,
- ściśle kontrolować załoŜone tolerancje od momentu przeciągania lub walcowania drutu poprzez wszystkie
procedury wykonywania uzwojeń. ZałóŜmy, np. Ŝe nie zanotowano wymiaru przekroju boku cewki po
hartowaniu wstępnym. MoŜe wówczas nastąpić zbyt duŜy nacisk lokalny na prasowanej izolacji głównej
i wojowej. Istnieją specjalne przyrządy pneumatyczne określające grubość izolacji w trakcie taśmowania
ręcznego lub maszynowego i naleŜy je wykorzystywać.
- nie dopuszczać do przegrzania izolacji zwojowej [Fot.1.2] w trakcie produkcji (polimeryzacji lakieru) jak
i w czasie eksploatacji; zbyt częste przeciąŜanie lub przeciąŜanie długotrwałe ponad dopuszczalne prowadzą
w pierwszym rzędzie do przegrzania izolacji elementarnych przewodów stratami mocy, proporcjonalnymi do
kwadratu prądu,
- chronić izolację przed wilgocią; po dłuŜszym okresie eksploatacji izolacja główna i zwojowa staje się krucha
i niejednolita, w pęknięcia i pory izolacji wnika wilgoć, która zmniejsza jej wytrzymałość elektryczną.
Po zlokalizowaniu zwarć zwojowych w trakcie uzwajania lub ujawnieniu się przegrzania lokalnego
w eksploatacji moŜliwa jest wymiana częściowa uzwojeń, bez konieczności przezwajania całego stojana, jeŜeli
uzwojenie jest w wykonaniu prętowym.
Uszkodzenia hydrogeneratora 26,1MW [E98]
Krater, widoczny na fot. 4.1 nie mógł powstać w wyniku próby napięciowej, bowiem widać było
stopioną miedź w postaci sklejonych perełek, a na ścianach rdzenia Ŝłobka nie występowały uszkodzenia. Jest to
więc wynik działania znacznego prądu, nie napięcia probierczego. Lokalna temperatura w tym miejscu musiała
mieć wartość ok. 800ºC. Poprzednie badania diagnostyczne metodą zastosowaną przez Instytut, wg autora
niestety nie doprowadziły do wykrycia tego słabego miejsca, co moŜna zaliczyć do wad tej metody. Wydaje się,
Ŝe badania metodą napięcia stałego stosowane w kraju [L24], dały by wynik negatywny znacznie wcześniej,
eliminując powstałe nieświadomie ryzyko eksploatacyjne.
6
Fot. 4.1.: „Krater” w gilzie Ŝłobkowej uzwojenia stojana hydrogeneratora spowodowany zwarciem
elementarnych przewodów
ZAKRES NAPRAWY
Przed wizją lokalną na miejscu zdarzenia odbyły się dyskusje o konieczności wyjmowania wirnika dla
dokonania wymiany pręta uzwojenia stojana. Autor pracy postawił sprawę jednoznacznie: nie jest konieczny
demontaŜ wirnika- bardzo kosztowny i długotrwały, bowiem hydrogenerator pionowy róŜni się od generatora
poziomego tym, Ŝe ma bieguny jawne, które moŜna zdemontować bez wyjmowania wirnika. Powstaje, więc
miejsce pracy, co prawda ograniczone i niewygodne dla wyjęcia części uzwojenia, tym bardziej pręta górnej
warstwy.
Generator/ silnik 177/210 MW, w technologii RESIN RICH
Znamienną cechą awarii było ujawnienie podczas kilkudniowego planowanego przeglądu usterek,
z którymi maszyna pracowała do czasu normalnego zatrzymania. Usterki te polegały na przetarciu do miedzi
izolacji w 2 obszarach stojana przez urwany występ –„nosek” belki Ŝelaza czynnego wirnika, wskutek
kilkunastoletniego zmęczenia materiałowego.
Generator 12MW, typ EAHV560-47-28, 10,5kV
Kolejny interesujący przykład na uszkodzenia izolacji elementarnych przewodów to lokalizacja zwarć
elementarnych przewodów w hydrogeneratorze 12MW firmy zagranicznej: połączenie poczwórnej gwiazdy, 276
Ŝłobków, średnica stojana 6370mm, długość rdzenia 1200mm, 32 bieguny. Procedury remontowe i skutki zwarć
widoczne są na fot. 4.2.
Fot. 4.2: Widoczny proces stopniowej degradacji izolacji elementarnych przewodów
Bezpośrednią przyczyną awarii było zwarcie elementarnych przewodów, a nie jak uwaŜano
w pierwszym etapie analiz- przegrzanie izolacji od Ŝelaza czynnego. Fotografia 4.2 oraz dokładne oględziny
i próbą nagrzewania rdzenia indukcją 1T nie wskazały uszkodzeń Ŝelaza czynnego.
Analiza i badania awarii silników wysokonapięciowych- wybrane przypadki z praktyki autora
Silniki asynchroniczne klatkowe teŜ mogą pełnić rolę hydrogeneratorów w MEW, a zjawiska
i przyczyny zwarć są bardzo podobne do siebie.
DuŜy prąd płynący w zwartych zwojach wywołuje odkształcenie pola magnetycznego w szczelinie, co
pociąga za sobą pojawienie się sił przemiennych działających na wirnik i stojan. Ich wynikiem jest wzrost
hałasu i drgań maszyny. Wykrywanie zwarć zwojowych moŜna oprzeć na pomiarze skutecznej wartości
prędkości drgań maszyny, zarówno globalnej, jak i składowej, o częstotliwości równej podwójnej częstotliwości
zasilania, bądź jej dalszych parzystych wielokrotnościach. Znaczące doświadczenie w tym temacie ma takŜe
Politechnika Opolska. Aktualną i wartościową pozycją w zakresie silników indukcyjnych jest monografia
Sławomira Szymańca [L62], gdzie przedstawione są zagadnienia dotyczące diagnostyki izolacji i stanu łoŜysk.
W cytowanej literaturze znalazły się równieŜ dwie publikacje autora; [A12, A15].
Wg autora, na podstawie ok. 100 ekspertyz, najbardziej naraŜonym elementem konstrukcyjnym silnika
na proces starzenia się jest izolacja uzwojeń. Przyczyną tego jest między innymi stosunkowo mała odporność
i szybciej przebiegający proces degradacji naturalnej lub przypadkowej w porównaniu z innymi materiałami
7
stosowanymi w budowie maszyn elektrycznych. Współczesne stojany silników mają izolację ciągłą, twardą, na
bazie Ŝywic epoksydowych.
Przyczyny zwarć zwojowych są róŜne: mogą to być fabryczne uszkodzenia izolacji przy wyginaniu
przewodów podczas formowania ich kształtu lub przy składaniu i prasowaniu cewki, ścieranie się izolacji
zwojowej przewodów przy drganiach lub podczas ruchów dylatacyjnych w trakcie eksploatacji silnika. JeŜeli
zwarcie przewodów elementarnych nastąpiło u wytwórcy, to rezystancja w miejscu zwarcia jest bardzo mała,
bowiem ściskane podczas prasowania cewki, mające źle izolowane powierzchnie, są zwierane metalicznie.
Rezystancja tak powstałego obwodu wewnętrznego cewki będzie na ogół większa od rezystancji miejsca zwarcia
i dlatego teŜ straty dodatkowe wydzielać się będą głównie wzdłuŜ długości obwodu. JeŜeli natomiast zwarcie
przewodów elementarnych nastąpiło w trakcie eksploatacji silnika, to wówczas charakteryzuje się ono znacznie
większą rezystancją miejsca zwarcia niŜ rezystancja obwodu zamkniętego. Straty dodatkowe są wówczas
skoncentrowane w małych obszarach, powodując lokalnie duŜe przyrosty temperatury. Wartości przejściowej
rezystancji styku w miejscu zwarcia przewodów elementarnych nie moŜna obliczyć, bowiem rezystancja ta jest
zmienna i zaleŜy od szeregu czynników jak: wartości płynącego prądu, nagrzewania się i utleniania styku,
względnych przemieszczeń elementarnych przewodów, itp. Ustabilizowaną rezystancję przejściową styku
w miejscu zwarcia moŜna określić na podstawie pomiarów. Dla cewek pętlicowych naleŜy uwzględnić dwie
przejściowe rezystancje, dla cewek prętowych wystarcza zwarcie w jednym miejscu, aby obwód był zwarty.
Takie pręty posiadają zmodernizowane silniki- generatory w elektrowni szczytowo pompowej, gdzie w skuwce
zwarte są wszystkie elementarne druty. W bokach górnej warstwy cewek leŜących bliŜej szczeliny powietrznej
siła elektromotoryczna w zwartych obwodach jest większa, ze względu na przechodzenie przez Ŝłobek
strumienia podstawowego. W miejscach zwarcia sąsiednich przewodów elementarnych, o maksymalnej róŜnicy
potencjałów, mogą powstać znaczne straty- dochodzące do kilku kW w generatorach z wodnym chłodzeniem
[L54-p.4.2.3.3]. Powoduje to znaczny przyrost temperatury, nawet do 300ºC, co doprowadza do uszkodzenia
izolacji sąsiednich przewodów elementarnych oraz izolacji głównej uzwojenia.
Czy głównie nie ulegają uszkodzeniu pierwsze zwoje w pasmach fazach?. Na to pytanie jednoznaczną
odpowiedź daje Profesor T. Glinka [L-76]. OtóŜ, przepięcia łączeniowe nie rozkładają się równomiernie,
największe są na wejściu fazy. W sieci EE występują „szpilki” napięciowe, które oddziaływują na pierwsze
zwoje. Pomiary takich szpilek, generowanych przez inne wyłączane odbiory, przeprowadzone w jednym z duŜych
kombinatów, w którym jest zainstalowanych ponad 20 tys. silników wykazały, Ŝe w sieci 6 kV występowało kilka
tysięcy :szpilek” o wartości ponad 10kV w ciągu doby.
Nowy układ izolacyjny, w tym izolacja zwojowa uzwojenia stojana, powinien charakteryzować się
jednominutową wytrzymałością elektryczną min. 3Un. NaleŜy sobie zdawać sprawę, Ŝe nawet nowoczesne
krajowe technologie izolacji maszyn, RRC czy VPI, powodują wyładowania niezupełne przy napięciu pracy.
Pisze o nich szczegółowo w swoich pracach Z.Ławrowski [L41, L42] oraz J.Hickiewicz, S.Szymaniec, P.Wach z
Politechniki Opolskiej [L30-L36]. Próby te są na ogół skomplikowane i wymagają specjalistycznej aparatury.
Wymagane są przy produkcji nowych uzwojeń.
Równie dobrą, znacznie tańszą i mniej skomplikowana metodą oceny stanu zuŜycia się izolacji są
badania diagnostyczne uzwojeń napięciem stałym. Propaguje i wprowadza ją do praktyki T.Glinka
z Politechniki Śląskiej [L16-L26]
Norma PN-88/E-06701 zaleca przeprowadzić pomiary rezystancji izolacji R15 i R60 to znaczy rezystancji
zmierzonych po czasie 15s i 60s od chwili załączenia napięcia stałego. Norma ta określa kryterium stanu
poprawnego układu izolacyjnego. Dla słuŜb utrzymania ruchu kryterium to jest wskaźnikiem zawilgocenia
izolacji i daje odpowiedź, czy daną maszynę moŜna włączyć do pracy, czy teŜ naleŜy przeprowadzić jej
suszenie. PowyŜsze kryterium nie daje odpowiedzi, jaki jest stopień zuŜycia izolacji i nie stanowi takŜe bazy
odniesienia, na podstawie której moŜna byłoby porównywać postępującą degradację układu izolacyjnego
maszyny w kolejnych latach jej eksploatacji. Autor, podczas analizy wysokonapięciowej maszyny przed
planowanym przezwojeniem, zetknął się z przypadkiem pozytywnych wyników pomiarów R60 i R60/R15,
tymczasem po zdemontowaniu cewek widoczne były kratery wypalenia w izolacji głównej, silnie przetarta
powłoka półprzewodząca, rozwarstwiona izolacja główna, popękana izolacja zwojowa itp. Jednym słowem
totalna degradacja izolacji świadcząca o silnie postępujących wyładowaniach niezupełnych. W takim stanie
przewidywany okres pracy wynosi maksymalnie kilka miesięcy. Nie weryfikują się, więc zalecenia w/w normy
dotyczące oceny poprawności izolacji nowej przy badaniach maszyn z mocno zuŜyta izolacją [L21].
8
5.
ROZWÓJ
LOKALNYCH
WYŁADOWAŃ
ELEKTRYCZNYCH
MIĘDZYZWOJOWEJ STOJANA HYDROGENERATORA
W
IZOLACJI
O rozkładzie napięcia we wtrącinie gazowej i stałej decydują pojemności lokalne.
W początkowym okresie eksploatacji warstwa izolacyjna elementarnych przewodów ma duŜą wytrzymałość
dielektryczną. Jednak występujące naraŜenia [L54, L62] w maszynie elektrycznej wirującej powodują, Ŝe
między przewodami występują natęŜenia pola elektrycznego, wzbudzające wyładowania niezupełne.
Wyładowanie te stopniowo degradują izolację zwojową aŜ do jej przebicia włącznie.
Ze zjawisk o kapitalnym znaczeniu dla czasu „Ŝycia” i trwałości maszyny są zwarcia wewnętrzne między
elementarnymi przewodami uzwojenia stojana. Przyczyną tych wewnętrznych zwarć zwojowych jest
uszkodzenie się izolacji podłuŜnej prowadzące do zetknięcia się przewodów o róŜnych potencjałach.
RównieŜ niszczący wpływ wyładowań niezupełnych pojawiających się w sprzyjających im warunkach lub
występujących trwale, prowadzi do uszkodzenia powoli, ale skutecznie. Siły elektrodynamiczne stałe, które
działają na pręty uzwojenia w Ŝłobkach i siły w czasie zwarcia udarowego są szczególnie groźne dla zestarzonej
izolacji oraz dla pogłębienia się wad ukrytych. Starzenie struktury izolacji pod wpływem temperatury, przede
wszystkim w punktach przegrzań lokalnych, jest przyspieszane przez obecność wtrącin powietrznych w
układzie izolacyjnym, zwłaszcza w strefie wyjścia ze Ŝłobka. Jak wspomniano, duŜe znaczenie dla osłabienia
izolacji mają wady ukryte, na przykład nie zauwaŜone podczas izolowania przewodów zadziory
i mikropęknięcia materiału uzwojenia, źle wykonane lutowania, zniekształcenia w miejscach przepleceń i inne
pozornie drobne wady.
Rozwój wyładowania w dielektryku gazowym- powietrzu
NaleŜy zwrócić uwagę, Ŝe w nowoczesnych izolacjach twardych, quasi szczelne zbiorniki
ciśnieniowe ze ściankami epoksydowymi zlokalizowane są w miejscach przeplotu Roebla i na zgięciu przy
wyjściu ze Ŝłobka. JeŜeli w powietrzu tego zbiornika powstaje podwyŜszona temperatura od wyładowań
niezupełnych to prawie proporcjonalnie wzrasta ciśnienie, a co za tym idzie wyzwalają się napręŜenia
w ścianach tego zbiornika z powodu opisanych wyŜej naraŜeń, co prowadzi do osłabienia izolacji zwojowej
w pierwszej kolejności, a w następnej niszczenie izolacji głównej uzwojenia. MoŜna przywołać w tym miejscu
równanie stanu gazu doskonałego, które dobrze opisuje gazy rzeczywiste /przy małych gęstościach/ :
pV = nRT
(2)
gdzie:
p- ciśnienie, [Pa]
v- objętość, [m3]
n- liczba moli, [mol]
(n= m/M ,m- masa substancji, M- masa molowa)
T- temperatura, [Kº]
R- współczynnik proporcjonalności, stała gazowa 8,31 [J/mol·Kº]
Wg analiz autora, izolacja elementarnych profilowanych przewodów w hydrogeneratorach, wykonana
z włókna szklanego i emalii, ma kilkakrotnie mniejszą wytrzymałość elektryczną na przebicie od gilzy
Ŝłobkowej cewek, dlatego większość uszkodzeń stojanów ma swój początek w izolacji zwojowej.
Stosując przeploty 360º, dwa skrajne przewody zwoju mogą leŜeć w Ŝłobku obok siebie, a napięcie
występujące między nimi wzbudza pole elektryczne. Przeskok ładunku elektrycznego we wtrącinie powietrznej
nastąpi, jeŜeli natęŜenie pola elektrycznego przekroczy wartość wytrzymałości dielektrycznej powietrza, to jest
ok. 30kV/cm, a przy małych odstępach międzyelektrodowych ok. 5kV/cm [14]. W tej fazie degradacji izolacji
występuje wyładowanie niezupełne, poniewaŜ izolacja przewodów elementarnych nie uległa przebiciu.
Elektryczny model obwodowy, przedstawiony na rys. 5.1 tłumaczy zjawisko wyładowań niezupełnych
we wtrącinach powietrznych izolacji maszyn elektrycznych.
Rys.5.1. Ilustracja zjawiska generacji wyładowań niezupełnych w izolacji uzwojeń maszyny elektrycznej; 1elementarny przewód miedziany, 2- izolacje przewodów, 3- powietrze.
9
Konkluzja:
- Bezpośrednią przyczyną degradacji izolacji elementarnych przewodów twornika hydrogeneratora są wtrąciny
powietrzne w izolacji, w których podczas eksploatacji generowane są wyładowania niezupełne.
- Skuteczną, nieniszczącą metodą określania czasu Ŝycia i stanu technicznego izolacji generatora jest
metoda odbudowy napięcia – metoda badań stanu izolacji prądem stałym [L21].
6. MODERNIZACJA UZWOJEŃ HYDROGENERATORA – na przykładzie jednostek 125 MW
Szczególne cechy i rozwiązania konstrukcyjne posiadają hydrogeneratory przeznaczone dla elektrowni
szczytowo- pompowych, bowiem muszą spełniać funkcje zarówno generatora jak i silnika; tzw. generatorosilniki z rozruchem asynchronicznym przy pracy silnikowej. DuŜa liczba rozruchów i zatrzymań w obydwu
kierunkach takich maszyn powoduje, Ŝe zagadnienia cieplno- wentylacyjne oraz wyzwalanie się napręŜeń
mechanicznych i zmęczenia materiałowego elementów uzwojeń, rdzenia i biegunów wirnika muszą być
rozwiązane konstrukcyjnie w sposób niekonwencjonalny, opisany w dalszej części. Takie wysokoparametrowe
maszyny odwracalne charakteryzują się krótkim czasem przejścia z postoju do pełnego obciąŜenia w cyklu
prądnicowym: od kilkudziesięciu sekund do kilku minut. Trochę dłuŜej trwa uruchamianie zespołu do pracy
silnikowej (pompowej) lub zmiana stanu z pracy pompowej na generatorową.
Budowa generatora przed modernizacją [E198]
Większość doświadczeń zdobytych przez autora przy analizach awarii i napraw maszyn elektrycznych
wykorzystano w trudnym zadaniu modernizacji stojana hydrogeneratora 125MW [E200]. Wadą oryginalnego
rozwiązania uzwojenia generatora typu ADV566M165 było:
- przeplecenie przewodów elementarnych zwoju w częściach czołowych uzwojenia,
- kształtowanie zezwoju w formie cewek podobnie jak w silnikach małej i średniej mocy,
- konieczność dodatkowego wyginania zezwojów przy montaŜu i demontaŜu uzwojenia,
- trudność w dobrym zaklinowaniu części Ŝłobkowej uzwojenia.
Dla ułatwienia transportu kadłub stojana został podzielony w fabryce na trzy części. Uzwojenie stojana
składało się z 180 dwuzwojnych, pętlicowych, dwuwarstwowych cewek wbudowanych do otwartych Ŝłobków
rdzenia [E198]. KaŜdy zwój składa się z 34 miedzianych przewodów elementarnych o przekroju prostokątnym
/2 przewody obok siebie i 17 na wysokość/. Izolacja zwojowa tych przewodów to krzyŜowy oprzęd/oplot
szklany na lakierze poliestrowym. W celu zredukowania do minimum strat w miedzi wywołanych prądami
cyrkulacyjnymi, kaŜdy ze zwojów miał na połączeniu czołowym po przeciwnej stronie od wyprowadzeń 180stopniowy przeplot Roebla.
Fot. 6.1: Cewka uzwojenia przed modernizacją hydrogeneratora
KaŜdy zwój był izolowany w części prostoliniowej, Ŝłobkowej, trzema warstwami termoutwardzalnej
taśmy mikapapierowej na lakierze epoksydowym zmodyfikowanym (samicatherm) oraz trzema warstwami
elastycznej taśmy mika –szkło-folia na lepiszczu izoftalowym w części czołowej. Główna izolacja połączeń
czołowych cewki składała się z nałoŜonych na zakładkę do połowy warstwy taśmy elastycznej mika-szkło-folia
na lakierze izoftalowym kończących się po przejściu w część prostą w ten sposób, Ŝe tworzy się stoŜkowe
przejście między tą izolacją, a izolacją części prostej. Główna izolacja w części prostej cewki składa się
z nałoŜonej maszynowo na zakładkę do połowy taśmy termoutwardzalnej mikapapierowej na lakierze
epoksydowym zapieczonej następnie w prasie z zachowaniem Ŝądanych wymiarów. Część czołowa była
wykończona jedną warstwą impregnowanej wstępnie taśmy szklanej kończącej się na styku z taśmą
zaprasowaną w części prostej. Na izolację główną części prostej nakłada się na styk jedną warstwę taśmy
azbestowej. Taśma ta zostaje następnie powleczona lakierem przewodzącym na długości przekraczającej nieco
długość rdzenia. W części czołowej taśma azbestowa jest powleczona lakierem półprzewodzącym.
Cewki są wbudowane do Ŝłobków bezpośrednio bez stosowania wykładziny Ŝłobkowej. Kliny
Ŝłobkowe i przekładki międzywarstwowe są wykonane z tekstolitu. Połączenia między cewkami są stopniowane,
wiązane taśmą i lutowane spoiwem cynowym. Wszystkie grupy cewek oraz wyprowadzenia są mocowane
sztywno i podparte w odpowiednich miejscach. Trzy podłączeniowe początki faz RST są rozmieszczone
w płaszczyźnie poziomej w górnej części kadłuba. Trzy końce faz są wyprowadzone w płaszczyźnie pionowej
10
nad czołami uzwojeń, gdzie przy pomocy zabudowanych przekładników prądowych jest utworzony punkt
zerowy generatora.
Czoła uzwojeń są usztywnione za pomocą dwóch segmentowych pierścieni wsporczych wykonanych
z włókna szklanego na Ŝywicy poliestrowej. W obszarze górnych połączeń czołowych pierścienie są mocowane
we wspornikach tekstolitowych przykręconych w odpowiednich miejscach na obwodzie stojana. Natomiast
pierścienie wsporcze dolnych połączeń czołowych są mocowane do wsporników metalowych. Boki dolne
i górne są usztywnione między sobą na połączeniach czołowych za pomocą rozpórek tekstolitowych ułoŜonych
w trzech rzędach. Dwa rzędy rozpórek są ułoŜone na wprost pierścieni wsporczych, a jeden mieści się między
pierścieniami. Dolne boki cewek są wiązane razem z rozpórkami do pierścieni wsporczych, natomiast górne
boki są wiązane między sobą poprzez rozpórki. KaŜde wiązanie składa się z pięciu zwojów koszulki szklanej.
Między prostoliniowe boki cewek wystające z obu stron Ŝelaza pakietu są włoŜone tekstolitowe wstawki
klinowe, a następnie wiązane między sobą i do cewek. Co szósta wstawka w górnej części kadłuba jest
wydłuŜona aŜ do zagięcia cewki na łuku i ma zadanie zapobieŜenia tendencji przesuwania się cewek wzdłuŜ
Ŝłobków w wyniku cyklicznego nagrzewania. Połączenia czołowe są pokryte wykończeniowo warstwą
czerwonej farby gliftalowej przeciwiskrowej.
Czujniki pomiaru temperatury uzwojenia stojana stanowią: 12 termopar zabudowanych w Ŝłobkach
stojana między górnymi i dolnymi bokami cewek, tj. 4 na jedną fazę, przy czym rozmieszczono je w miarę
moŜliwości równomiernie na całym obwodzie w pobliŜu środka wysokości rdzenia. Sześć termopar mierzy
temperaturę zębów, a sześć kolejnych temperaturę części jarzmowej rdzenia Ŝelaza czynnego.
Uzwojenie stojana jest dwuwarstwowe, podwójne o zezwojach pętlicowych dwuzwojnych,
wykonywanych na szablonach. Liczba zwojów fazy równa się liczbie zwojów jednej gałęzi równoległej.
Uzwojenie fazowe stanowi 5 gałęzi równoległych. Uzwojenie trójfazowe jest połączone w gwiazdę.
Doświadczenia produkcyjne i remontowe autora z dotychczasowym rozwiązaniem uzwojenia stojana
pozwalają na stwierdzenie, Ŝe ma ono szereg wad. Bok zezwoju jest stosunkowo wysoki (około 91mm)
i dokładne ukształtowanie, przede wszystkim części czołowych zezwoju jest utrudnione. Ponadto podczas
takiego kształtowania istnieje moŜliwość uszkodzenia zezwoju, głównie ze względu na wprowadzone
przeplecenia w częściach czołowych. Ukształtowany zezwój o stosunkowo wysokim boku musi być dodatkowo
wyginany podczas montaŜu lub demontaŜu uzwojenia, ze względu na zmieniającą się średnicę wzdłuŜ
wysokości Ŝłobka. Wyginanie stwarza zwiększone zagroŜenie uszkodzenia dobrego zezwoju. Ponadto utrudnia
ono dokładne rozmieszczenie boków zezwoju w Ŝłobku. Wykonanie zezwojów w formie „cewek” utrudnia
remont uzwojenia i zwiększa jego zakres w przypadku uszkodzenia pojedynczych zezwojów. Zachodzi bowiem
potrzeba demontaŜu nieuszkodzonych zezwojów, a taki demontaŜ często kończy się ich uszkodzeniem ze
względu na dodatkowe wyginanie.
Reasumując: do podstawowych wad dotychczasowego rozwiązania uzwojenia stojana naleŜy zaliczyć:
- przeplecenia przewodów elementarnych w częściach czołowych zezwojów,
- kształtowanie zezwojów w formie cewek, podobnie jak w maszynach mniejszej mocy,
- konieczność dodatkowego wyginania zezwojów przy montaŜu i demontaŜu zezwojów,
- zwiększony zakres remontu w przypadku uszkodzeń pojedynczych zwojów,
- trudności w dobrym zaklinowaniu i usztywnieniu boków zezwoju w Ŝłobku.
Budowa generatora po modernizacji
Te podstawowe wady dotychczasowego rozwiązania naleŜało wyeliminować lub ograniczyć,
co zostało spełnione podczas modernizacji maszyn w Elektrowni szczytowo- pompowej. Przy okazji
przezwajania stojana Ŝelazo czynne najbardziej grzejących się /po próbach/ stojanów zostało przepakietowane w
jedną całość. Wyeliminowano więc niekorzystną szczelinę w dotychczasowym 3 częściowym obwodzie
magnetycznym rdzenia. Operacja ta i uzwajanie stojana były moŜliwe wyłącznie na miejscu w hali maszyn
elektrowni.
Modernizacja nie mogła powodować zmian innych elementów samego generatora oraz urządzeń
związanych z generatorem, to znaczy transformatora blokowego, układu chłodzenia, zabezpieczeń.
Modernizację uzwojenia przeprowadzono, więc zachowując:
- znamionową prędkość obrotową,
- znamionowe napięcie uzwojenia stojana,
- wysięg części czołowych uzwojenia,
- objętość rdzenia magnetycznego stojana w tym liczbę i wymiary Ŝłobków.
Wymagania te wynikały między innymi z ograniczenia kosztów modernizacji.
11
W rozwiązaniach konstrukcyjnych newralgicznych węzłów uzwojeń stosowane są specjalne systemy
wytwarzania wstępnych sił, kompensujące powstawanie takich napręŜeń podczas ruchu i zapewniające
jednocześnie wymaganą sztywność całego układu:
- zastosowanie falistych izolacyjnych spręŜyn z materiału półprzewodzącego utrzymujących bok cewki
w kaŜdych warunkach temperaturowych centralnie w Ŝłobku i jednocześnie kompensujących siły ściskające,
które mogłyby uszkodzić izolację uzwojenia,
- opasanie i podparcie strefy połączeń czołowych uzwojenia od strony zewnętrznej oraz wewnętrznej poprzez
pierścienie z materiału izolacyjnego, przy czym cały „kosz czołowy” moŜe nieznacznie przemieszczać się
osiowo w zaleŜności od róŜnicy temperatur między rdzeniem stojana a uzwojeniem.
Boki zwoju stanowią ukształtowane pręty. KaŜdy pręt składa się z 34 równolegle połączonych
przewodów elementarnych, profilowanych o prostokątnym przekroju i wymiarach 1,9x5,8mm. Dotychczasowa
powierzchnia przekroju poprzecznego pręta wynosiła (2,0x5,5-0,105)·34= 370,43mm², w pracy naukowo
badawczej nr 5-95/NB-142/RE-4/95 [E198] przyjęto przekrój (1,9x6,0-0,105٠34= 384,03mm².
Fot 6.2.: Uzwojenie prętowe w technologii Resin Rich Compact
Przewody elementarne w części Ŝłobkowej boku zezwoju są w pełni przeplecione na całej długości
rdzenia magnetycznego stojana (360° przeplecenie Roeble`a), przez co eliminuje się prądy wyrównawcze
wynikające z róŜnego sprzęŜenia przewodów elementarnych z polem magnetycznym rozproszenia. Pełne
przeplecenie Roeble`a w części Ŝłobkowej umoŜliwia wykonanie zwoju w formie dwóch ukształtowanych
prętów i ich połączenie (tzw. połączenie rozłączne) za pomocą skuwek łączonych lutem twardym metodą
indukcyjną. Tak wykonane połączenie prętów zwoju gwarantuje:
- trwały styk o małej rezystancji przejścia,
- duŜą wytrzymałość mechaniczną,
- łatwość łączenia i rozłączenia.
Rys. 6.1: Przeplecenie przewodów elementarnych
Rys 6.2: Sposób usztywnienia czół uzwojenia stojana hydrogeneratora
W większych maszynach, o długim Ŝłobku, zmiany temperatury miedzi i Ŝelaza czynnego stojana
powodują przesunięcia uzwojeń w rdzeniu oraz prowadzą do trwałych deformacji i zmniejszania się
wytrzymałości elektrycznej izolacji. PowyŜsze obserwacje potwierdzają liczne ekspertyzy dokonane przez
12
autora niniejszej pracy, w trakcie których widoczne były odkształcenia spowodowane cyklicznymi zmianami
temperatury uzwojeń. W niektórych nowoczesnych maszynach nasycanych metodą VPI przemieszczanie
uzwojeń, zwłaszcza części prostej jest utrudnione, bowiem starano się zapewnić maksymalną ich sztywność.
Przy braku swobodnych ruchów dylatacyjnych miedzi napręŜenia mechaniczne przekroczyły granicę
spręŜystości miedzi, co w konsekwencji doprowadziło do jej trwałych odkształceń.
Technologia naprawy i konstrukcja stojana 125MW w starej i nowej wersji
Stojan przed modernizacją
Jak wspomniano wyŜej stojan składano na miejscu w maszynowni z trzech sekcji, o masie po 50 ton
kaŜda. Po załoŜeniu przekładek stalowych w stykach płyt sekcji i przyspawaniu ustalających kołków
walcowych naleŜało silnie dociągnąć wszystkie śruby, tak aby zlikwidować szczelinę w stykach pakietu. Po
kilku latach eksploatacji, na podstawie prób wysokoindukcyjnych (indukcji 1T) stwierdzono, Ŝe miejsce styku
trzech części rdzenia stojana bloku 2 jest źródłem powstawania znacznej temperatury, a co za tym idzie obniŜa
się „czas Ŝycia” maszyny.
Powstawanie wysokiej temperatury w/w miejsc jest związane z quasi „stykiem ruchomym” obwodu
elektrycznego w rdzeniu z uszkodzoną izolacją segmentowych blach.
Wykryte podczas przeglądów miejsca przegrzania jarzma lub uszkodzenia izolacji głównej były
moŜliwe do naprawy. W tym celu naleŜało:
- wyjąć wirnik ze stojana,
- rozklinować 3x15 szt. Ŝłobków,
- wyjąć cewki górnej i dolnej warstwy z miejsc podziału rdzenia,
- rozłączyć 3 części rdzenia,
- usunąć miejsca zwarte metodą szlifowania i przekładania blach miką naturalną,
- wykonać próbę grzania rdzenia,
- wykonać montaŜ uzwojeń, próby elektryczne, montaŜ wirnika i uruchomienie maszyny.
Koszt wyjęcia wirnika, wymiana cewki, montaŜ wirnika to ok. 300 tys.zł.:
• rozsprzęglenie wirnika generatora, demontaŜ wirnika, wykonanie podestu; 8 osób x 10 dni po 10
godzin x np. 60,-zł./rbg= 48 tys.zł + 2 tys. (cena podestu) = 50 tys. zł.
• prace przy wymianie cewki z podnoszeniem cewek w strefie poskoku- 15 dni, ok. 200,-tys.zł.
• montaŜ wirnika, zesprzęglenie z turbiną, próby; 10 dni
50 tys.zł.
Stojan po modernizacji
Po rekonstrukcji stojana, gdzie nie ma juŜ podziałów w rdzeniu i uzwojenie cewkowe zastąpione jest
uzwojeniami prętowymi, w przypadku uszkodzeń lokalnych prętów GW (górnej warstwy) uzwojeń naleŜy:
- wyjąć 2 bieguny wirnika, lub jeden biegun i obracać wirnikiem (w zaleŜności od przyjętego czasu naprawy),
- rozklinować jeden Ŝłobek,
- wymienić pręt uzwojenia bez wyjmowania wirnika (170 ton),
- wykonać próby elektryczne i uruchomić maszynę.
Czas ten jest znacznie krótszy: ok. 5 dni, a koszt ok. 30 tys.zł. (wg cen 2008r.)
Widać stąd, Ŝe dla maszyny zmodernizowanej ewentualny zakres remontu jest prosty, moŜliwy do
wykonania w krótkim czasie, bowiem nie ma potrzeby wyjmowania wirnika. RównieŜ całkowicie eliminuje się
moŜliwość zwarć blach w jarzmie rdzenia, bo trójpodział Ŝelaza czynnego został zlikwidowany.
Fot. 6.3.: Strefa połączeń czołowych i rdzeń stojana
13
7. BADANIA IZOLACJI PÓŁPRĘTÓW UZWOJENIA I POMIARY TEMPERATURY W
EKSPLOATACJI STOJANA HYDROGENERATORA
Badania na modelach i obiektach rzeczywistych były prowadzone przez autora pracy w: Elektrowni
Wodnej Porąbka śar, ENERGOSERWIS S.A , w Politechnice Śląskiej i w firmie Energokonsulting.
Celem badań było ustalenie wpływu napręŜeń montaŜowych na wytrzymałość elektryczną izolacji
zwojowej.
7.1 Badania wykonane wysokonapięciowym testerem izolacji typu DCR-50
Wytyczne przeprowadzania pomontaŜowych badań odbiorczych [N11] nakazują wykonywać próby
odbiorcze napięciem Up = 2 x Un +1kV, ale zezwalają jednocześnie na wykonanie wszelkich prób i pomiarów
eksploatacyjnych napięciem stałym. Diagnostyka przy uŜyciu napięcia przemiennego, w tym badania WNZ, jest
skuteczną formą oceny, ale niestety wymaga uŜycia cięŜkiego sprzętu. Zestaw wysokonapięciowy do badań
napięciem stałym DCR- 50 waŜy zaledwie 27kg.
Tester, po wprowadzeniu odpowiednich nastaw, automatycznie przeprowadza pomiar oraz jednocześnie
czuwa nad bezpieczeństwem próby. Wyniki pomiarów są dokładne i powtarzalne, testy nie pogarszają stanu
izolacji i mogą być stosowane dla róŜnych materiałów izolacyjnych.
Dla dobrej izolacji wartość rezystancji izolacji, a ściślej wartość prądu upływu nie zaleŜy od wartości
przyłoŜonego napięcia . Na skutek występowania defektów izolacji, pojemności reprezentujące układ izolacyjny
zwierają się, co jest powszechnie znane jako efekt wyładowań niezupełnych [L76].
Do badań wykorzystano rzeczywiste pręty uzwojenia oraz cewkę rezerwową stojana 125 MW.
Wymuszono napręŜenia odpowiadające deformacji podczas montaŜu ostatnich cewek do stojana.
Wnioski z badań:
1. Po wyzwoleniu się napręŜeń, czyli przywrócenia pierwotnego kształtu czoła, napięcie przebicia izolacji
elementarnych przewodów w cewce rezerwowej wynosi 2 kV –rys. 7.2- przy ułoŜeniu przewodów nad
sobą, a w przewodach elementarnych obok siebie napięcie przebicia wynosiło 5,5 kV po napręŜeniu, w
stosunku do napięcia przebicia 10kV przed napręŜeniem.
2. Uzwojenia prętowe są bardziej odporne od uzwojeń cewkowych na przegięcia montaŜowe, poniewaŜ
napięcie przebicia po napręŜeniu wynosi 9,7 kV –rys.7.1.-dla przewodów elementarnych ułoŜonych nad
sobą.
3. Tam gdzie jest to moŜliwe, zwłaszcza w hydrogeneratorach i innych maszynach wirujących duŜej mocy
naleŜy stosować uzwojenia prętowe w miejsce dotychczasowych uzwojeń cewkowych, ze względu na
problemy montaŜowe i niszczące procedury podczas wymiany pojedynczych cewek twornika
maszyny.
4. Przeprowadzone badania dowodzą celowości kontroli napręŜeń montaŜowych podczas modernizacji,
poniewaŜ nieostroŜny montaŜ moŜe doprowadzić do niszczenia przewodów elementarnych prętów.
Uwaga: Na poniŜszych rysunkach nie przedstawiono w szczegółach początku wykresu..
14
Rys. 7.1. Pręt nowej konstrukcji stojana 125 MW (wyk. Energoserwis) po napręŜeniu.
Napięcie przebicia 9,7 kV. Oznaczenie osi: napięcie przyłoŜone [kV]- oś pozioma, prąd upływu [µA]- oś
pionowa
Rys. 7.2. Cewka rezerwowa stojana 125MW po napręŜeniu.
Napięcie przebicia 2 kV. Oznaczenie osi: napięcie przyłoŜone [kV]- oś pozioma, prąd upływu [µA]- oś pionowa
7.2. Analiza pomiarów temperatur w eksploatacji
Analizie, polegającej na porównaniu temperatur uzwojeń podczas pracy pompowej, dla tych samych
wartości prądów stojana wynoszących 5,9kA i tych samych miejsc pomiarowych w strefie podziału ( Ŝłobki nr
33, 93 i 153) zostały poddane dwa stojany nr 2 i 3 o mocy 125MW [A16]. PoniŜej pokazano wyniki dla bl. 3.
Daty: 27.05.1998 – przed remontem
27.10.1998 – kilka dni po zakończeniu remontu
27.05.1999 – w warunkach porównywalnych chłodzenia (kilka miesięcy po zakończeniu remontu).
15
140
120
100
80
60
40
20
0
czoła m. 39-40d.
czoła m. 38-39g.
czoła m.98-99d.
czoła m. 98-99g.
czoła m. 159-160 d.
czoała m. 158-159 g.
27-05-1998
77
128
68
120
66
129
27-10-1998
32
44
38
51
32
44
27-05-1999
40
52
47
57
41
50
28-05-2001
41
57
49
60
41
47
27-05-2002
50
54
49
58
42
52
27-05-2003
51
54
51
61
43
54
27-05-2004
50
52
51
60
42
51
28-05-2005
46
57
52
64
46
59
26-05-2006
49
55
50
62
45
58
25-07-2007
48
57
51
65
46
60
Rys. 7.3. Wyniki pomiarów temperatur [°C] w częściach czołowych stojana hydrogeneratora HG3
Temperatura Ŝelaza czynnego (jarzma) stojana hydrogeneratora nr 3 w Elektrowni
Wodnej Porąbka śar
108
26-05-2006; 107
28-05-2005; 107
106
25-07-2007; 106
27-05-2004; 105
104
27-05-2003; 104
102
28-05-2001; 101
100
o
C
27-05-1999; 99
27-05-2002; 100
98
27-05-1998; 97
96
94
92
90
27-10-1998; 90
88
Rys.7.4. Wyniki pomiarów temperatur Ŝelaza czynnego /jarzma/ stojana hydrogeneratora nr 3 w trakcie
eksploatacji
KONKLUZJA
PowyŜsze wykresy temperatury uzwojeń analizowanego stojana bloku 3 jednoznacznie wskazują Ŝe:
- po wymianie uzwojeń generatora nr 3 bez przepakietowania, temperatury w Ŝłobku pozostały na tym samym
poziomie (obniŜka temperatury między odczytem 27.05.1997 a 31.05.1998 wynika z wymiany chłodnic
generatora w 1997 roku)
- zdecydowanie obniŜyły się temperatury czół uzwojeń na generatorze nr 3 po wymianie uzwojeń na cewki
prętowe.
7.3. Badanie izolacji przewodów hydrogeneratora 125MW napięciem stałym - metodą Prof. T. Glinki
Według T. Glinki, twórcy nowatorskiej metody diagnostyki izolacji, charakterystyka odbudowy
napięcia układu izolacyjnego Uod = f(t), po wcześniejszym naładowaniu go do napięcia U0 równego napięciu
znamionowemu Un i częściowym rozładowaniu poprzez zwarcie w przedziale czasu tz, a następnie rozwarciu,
jest podstawową charakterystyką kryterialną, na podstawie której określa się stopień zuŜycia izolacji
elementarnych przewodów i izolacji głównej. Jeśli izolacja jest mocno zuŜyta, to nawet po krótkim czasie
zwarcia tz =1s, napięcie na układzie izolacyjnym nie odbuduje się. Jeśli izolacja jest w dobrym stanie, to nawet
po zwarciu jej przez czas tz= 60s napięcie odbuduje się i to do wartości powyŜej 0,1Un, a czas odbudowy wynosi
kilka minut. Izolacja jest całkowicie zuŜyta, jeśli po odłączeniu napięcia zasilania (bez zwierania) napięcie na
układzie izolacyjnym spada do zera, tzn. gdy pojemność układu izolacyjnego nie podtrzymuje napięcia.
Przy badaniach pojedynczych wyjętych z maszyny zezwojów nie jest moŜliwe skuteczne zastosowanie
odbudowy napięcia. Dlatego wykonano następujące pomiary:
16
a) wyznaczenie charakterystyki
R60 = f (U ) - cewka pochodząca z rezerwy
WYNIK:
R60/Un=5kV= 3,33/5= 0,67- izolacja zawilgocona
b) wyznaczenie charakterystyki
R60 = f (U ) - pręt GW wyjęty ze stojana
WYNIK:
R60/Un=5kV= 6,66/5= 1,33- stan izolacji dostateczny
Przebieg czasowy prądu upływu układu izolacyjnego po skokowym załączeniu napięcia stałego 5kV
a) izolacja względnie nowa- pręt GW wyjęty ze stojana
WYNIK:
ip15/ip60= 220/152= 1,45- izolacja jest dobra
b) izolacja zuŜyta- cewka rezerwowa z magazynu EWPś
WYNIK:
ip15/ip60= 60/90= 0,67- izolacja jest zawilgocona
KONKLUZJA
a. po wymianie uzwojeń dotychczasowych- cewkowych na nowe prętowe stwierdza się po kilku latach
eksploatacji względnie niskie temperatury w strefie czół uzwojeń,
b. z badań przeprowadzonych metodą Profesora Glinki wynika, Ŝe cewki rezerwowe składowane
w elektrowni nie kwalifikują się do wymiany w przypadku awarii stojana
c. w eksploatowanych maszynach wirujących powyŜej 10 MW naleŜy wymieniać uzwojenia cewkowe na
uzwojenia prętowe.
8. ZALECENIA TECHNOLOGICZNE
W celu poprawy jakości izolacji elementarnych przewodów, konkurencyjnej w stosunku do czołowych
pod względem technologii koncernów światowych, naleŜy przede wszystkim bardziej zainteresować istniejących
w kraju producentów uzwojeń stojanów maszyn elektrycznych moŜliwościami modernizacyjnymi procedur
technologicznych. MoŜna tego dokonać przedstawiając oferty zainteresowanym firmom, dotyczącymi
najnowszej technologii izolacji.
Na podstawie analizowanych awarii stwierdzono, Ŝe ich początek tkwi w uszkodzeniu izolacji
zwojowej. Drugą przyczyną jest forma wykonania uzwojenia w postaci cewek. Przy zakładaniu uzwojenia
dwuwarstwowego cewkowego, pod ostatnim zwojonym biegunem, naleŜy podnosić górne boki cewek
pierwszego bieguna, co wiąŜe się z powstaniem napręŜeń mechanicznych w izolacji. Przy izolacji twardej
napręŜenia te powodują mikropęknięcia, osłabiając izolację uzwojenia.
Zasadniczym zaleceniem technologicznym
w produkcji i eksploatacji uzwojeń stojanów maszyn
elektrycznej WN duŜej mocy, rzędu kilkuset kW i większej, jest:
- poprawienie technologii utwardzania lakieru w procesie nakładania izolacji z włókna szklanego
przewodów profilowanych przechodząc z podgrzewania zewnętrznego na podgrzewanie wewnętrzne,
przejście z konstrukcji cewek pętlicowych na półprętowe, lutowane obustronnie,
co zmniejszy zagroŜenie awarii powodowanych zwarciami izolacji elementarnych przewodów i ułatwi
montaŜ ostatnich cewek i ewentualną wymianę części uzwojeń,
- sezonowanie termiczne zmontowanego uzwojenia i wyeliminowanie wszystkich luzów przed próbami
końcowymi warunkującymi włączenie ich do eksploatacji, w celu ograniczenia wyzwalania się
napręŜeń produkcyjnych i montaŜowych,
- dokonać diagnostyki porównawczej z wynikami wytwórcy po roku eksploatacji i usztywnić uzwojenie
w strefie Ŝłobkowej i czołowej,
- niedopuszczenie do stosowania acetonu w procesie polimeryzacji klejów Ŝywicznych, w przypadku
stosowania klinów magnetycznych, ze względu na rozpuszczanie się Ŝywicy w acetonie,
- kontrola wszystkich styków elektrycznych, zwłaszcza w połączeniach mostkowych w strefie czołowej,
- eliminacja połączeń lutowanych przewodów elementarnych w procesie nawijania cewek i prętów
uzwojenia,
- przeprowadzanie się okresowej analizy drgań węzłów łoŜyskowych, w trakcie eksploatacji, w celu
lokalizacji postępującej degradacji, między innymi z przyczyn niesymetrii magnetycznej.
17
Wydaje się Ŝe autor niniejszej pracy w znaczący sposób przyczynił się do poprawy układu izolacyjnego
tworników hydrogeneratorów duŜej mocy w Energetyce wodnej, bowiem nadzorowane przez niego prace
modernizacyjne generatorów doprowadziły do bezawaryjnej eksploatacji.
9. WNIOSKI
Teza pracy zastała udowodniona.
9.1. Na podstawie analiz uszkodzonych stojanów maszyn wirujących duŜej mocy, dokonanych przez autora
w ostatnich kilku latach, naleŜy stwierdzić, Ŝe zdecydowana większość awarii uzwojeń stojanów ma
związek z izolacją elementarnych przewodów.
9.2. Zwarcia zwojowe izolacji przewodów w cewce uzwojenia są przyczyną powstawania lokalnie
podwyŜszonej temperatury, co prowadzi do przyspieszonej degradacji izolacji maszyny, skutkując
miejscowym przegrzaniem izolacji głównej i skróceniem „czasu Ŝycia” uzwojenia.
9.3. Autor był współprojektantem nowej technologii wykonania uzwojenia hydrogeneratora 125MW
i nadzorował jej realizację.
Istotą tej technologii jest to Ŝe:
• przewody są przeplatane w Ŝłobku w pełnym cyklu 360°,
• izolacja przewodów elementarnych składająca się z włókna szklanego nasycona lakierem
izolacyjnym zostaje utwardzana poprzez grzanie od strony przewodu,
• uzwojenie zostało wykonane jako prętowe z izolacją ciągłą w części Ŝłobkowej i czołowej,
• pręty po włoŜeniu do Ŝłobków są ze sobą lutowane.
Poprawność działania tego uzwojenia zweryfikował czas. Generatory, w cyklu pracy odwracalnej,
poprzez zmianę kierunku wirowania (praca prądnicowa, praca silnikowa) średnio 3 razy na dobę,
pracują bezawaryjnie od 1996 roku, kiedy był przezwajany pierwszy generator.
Technologia ta moŜe być stosowana zarówno w generatorach jak i w silnikach.
9.4. Zaletą tej technologii jest moŜliwość wykonania modernizacji stojana hydrogeneratora w warunkach
na miejscu w elektrowni, bez demontaŜu części aktywnej, oraz podwyŜszenie sprawności maszyny.
W remontowanych stojanach zmieniono takŜe rdzeń stojana z segmentowego na jednolity.
Przepakietowanie segmentowych rdzeni na bezpodziałowe jarzmo powoduje obniŜenie się temperatury
w Ŝłobku i w strefie czołowej o kilkanaście stopni. Pokazały to wyniki badań i analiz po kilku latach
eksploatacji zmodernizowanych maszyn.
9.5. Wymiana uzwojeń na prętowe, bez przepakietowania rdzenia, powoduje znaczące
obniŜenie się
temperatury w strefie czołowej, nie obniŜając temperatury w strefie Ŝłobkowej.
9.6. Wymiana uzwojeń cewkowych z przeplotem czołowym elementarnych drutów, na prętowe z przeplotem
w Ŝłobku, powoduje moŜliwość wymiany kilku prętów bez wyjmowania wirnika, w sytuacjach
awaryjnych.
9.7. Analiza obniŜonych temperatur uzwojenia po modernizacji daje moŜliwość rozwaŜania podniesienia
mocy turbozespołów, bez naraŜania ich na przyspieszone zuŜycie.
9.8. Wskazana jest wymiana uzwojeń cewkowych na prętowe w stojanach generatorów duŜej mocy- powyŜej
10 MW, poniewaŜ jest to jedna z kilku metod dla wydłuŜenia „czasu Ŝycia” maszyny.
Wnioski zawarte w punktach 9.1-9.8 pokazują, Ŝe teza pracy została udowodniona.
10. PODSUMOWANIE
1. Wykrywanie zwarć elementarnych przewodów w toku produkcji uzwojeń maszyn elektrycznych
i podczas eksploatacji jest zagadnieniem trudnym. Niemniej naleŜy nad tym pracować, bowiem
krajowym firmom zagraŜa stopniowa likwidacja stanowisk pracy w procesie remontów maszyn
elektrycznych. Wynika to z tego, Ŝe coraz częściej sprowadza się przewody z importu, bowiem nie
potrafimy uporać się z właściwą jakością izolacji elementarnych przewodów. Nowoczesna,
impulsowa metoda wykrywania zwarć, stosowana zwłaszcza zagranicą jest szczegółowo opisana
w ksiąŜce Profesora S. Szymańca [L62].
2. Istnieje duŜe zainteresowanie problemami naraŜeń w strefie izolacji elementarnych przewodów.
NaleŜy więc kontynuować badania na temat: mechanizmy przebicia dielektryków stałych przy
uszkodzeniach uzwojeń maszyn elektrycznych WN.
3. Badania i analizy o charakterze naukowym zagadnień modernizacji uzwojeń tworników
hydrogeneratorów wymagają ścisłej współpracy z przemysłem.
Osobnym zagadnieniem, nie rozwaŜanym w tej pracy, jest dobór metod badań diagnostycznych
i skutecznej aparatury w odniesieniu do rozpatrywanych problemów. Tematyką tą zajmują się prace [L21, L62].
18
11. LITERATURA (wybrane pozycje).
I. Artykuły i monografie autora rozprawy [A1-A17]
[A1]
Adamek J., Borecki H., Kuboś E., Osadnik J., Sieradzki S.: Modernizacje generatorów
w Energoserwisie. Energetyka nr 8/1995r. Udział własny: 20%
[A2]
Borecki H.: Zebrane doświadczenia w modernizacji stojanów i wirników generatorów TGH120. III Konferencja Remontowa Energetyki - październik 1983r. Materiały Konferencyjne- str.1-10.
[A3]
Borecki H.: Modernizacje konstrukcyjno- technologiczne generatorów duŜej mocy
remontowanych przez ZPRE Lubliniec. IV Konferencja Remontowa Energetyki- wrzesień 1985r.
Materiały Konferencyjne- str.1-8.
[A4]
Borecki H.: Wyzwalające się napręŜenia przyczyną uszkodzeń generatorów. V Konferencja
Remontowa Energetyki- październik 1987r. Materiały Konferencyjne- str.1-11.
[A5]
Borecki H., Mendrela E.: Separator magnetyczny z polem quasi wędrującym do pyłów
kominowych w energetyce. VI Konferencja Remontowa Energetyki- wrzesień 1989r. Udział własny:
50%
[A6]
Borecki H., Borecki P.: Metody naprawy rdzeni stojanów generatorów. VI Konferencja
Remontowa Energetyki- wrzesień 1989, Materiały konferencyjne poz. 9. Udział własny: 50%
[A7]
Borecki H., Borecki P.: Obustronne przepakietowanie częściowe stojana generatora w pozycji
poziomej. VII Konferencja Remontowa Energetyki- wrzesień 1991r. Udział własny: 50%
[A8]
Borecki H.: Analiza pracy zestyku ślizgowego generatora TGH-120MW. X Konferencja
Remontowa Energetyki- wrzesień 1997r. Materiały Konferencyjne- str.121-131.
[A9]
Borecki H., Kulik A., Okręglicki S.: Modernizacja generatora ADV566M165 w Elektrowni
Wodnej PORĄBKA- śAR. XXXV Międzynarodowe Sympozjum Maszyn Elektrycznych – Maszyny
Elektryczne w Energetyce, prace naukowe z.111 Politechniki Warszawskiej, s. 173-177, Kazimierz
Dolny czerwiec 1999. Udział własny: 50%
[A10]
Borecki H.,: Serwis w zainstalowanych generatorach 200MW. XXXVI Międzynarodowe
Sympozjum Maszyn Elektrycznych-„Badania. diagnostyka, modelowanie maszyn elektrycznych”,
prace naukowe nr 49 IM, NiPE Politechniki Wrocławskiej, Studia i Materiały nr 21/2000r., str. 208211.
[A11]
Borecki H.: Awaryjność silników – wpływ izolacji zwojowej. Zeszyty Problemowe KOMEL
nr 64/2002, str. 91-97.
[A12]
Borecki H.: „NaraŜenia izolacji i innych elementów konstrukcyjnych maszyn elektrycznych”,
Komel- Zeszyty Problemowe nr 65/2003, str.55-61.
[A13]
Borecki H.: Uzasadnienie modernizacji stanowisk produkujących izolację elementarnych
przewodów stojanów maszyn WN. Zeszyty Problemowe KOMEL nr 67/2003, str. 93-101.
[A14]
Borecki H.: Rozwój lokalnych wyładowań elektrycznych w izolacji międzyzwojowej stojana
hydrogeneratora. Zeszyty Problemowe KOMEL nr 68/2004, str. 153-156.
[A15]
Borecki H.: Kontrola jakości izolacji elementarnych przewodów uzwojenia prętowego stojana.
Zeszyty Problemowe KOMEL nr 72/2005, str. 87-90.
[A16]
Borecki H., Pituła J., Zych L.: „Modernizacja hydrogeneratorów 125MW w ZEW Porąbka
śar SA”, XV Konferencja Energetyki – Energoserwis Lubliniec, wrzesień 2007r., Materiały
konferencyjne, str.91-102. Udział własny: 40%.
[A17]
Borecki H. : „Nieszczelność przewodów elementarnych generatorów 200MW”, KomelZeszyty problemowe- maszyny elektryczne nr 80/2008, str. 251-253, Rytro maj 2008
II. Ekspertyzy przemysłowe, opinie [E1-200]
[E1] Mizia W., Drak B., Okręglicki S., Borecki H., Kulik A.: „Modernizacja uzwojeń stojanów generatorów
w Elektrowni Porąbka śar”. Politechnika Śląska- Katedra Maszyn i Urządzeń Elektrycznych,
opracowanie 5-95/NB-142/RE- 4/95, listopad 1995. Udział własny:20%
[E2]Umowa: El. Porąbka śar- Energokonsulting, wieloletnia od 1997r. (DT/SS/97/503 do 2002 roku na
doradztwo techniczne i nadzór remontów kapitalnych hydrogeneratorów.
Pozostałe ekspertyzy przemysłowe (E3 do 200) są wykonane przez autora samodzielnie w latach 1997
do 2008 i są wyszczególnione w spisie literatury rozprawy doktorskiej.
Cały spis literatury jest zawarty w pracy doktorskiej i do tego spisu odwołują się odnośniki w tekście
autoreferatu.
V. Patenty [P1]
[P1] Patent, Polska, nr 137612. Klin Ŝłobkowy. H02K 3/487, Przedsiębiorstwo Produkcyjno- Remontowe
Energetyki Lubliniec, Polska. Twórcy: Henryk Ciarach, Józef Biela, Henryk Borecki, Zgłosz. 1984.
Opubl. 1987.
19