Prace Naukowe Instytutu Maszyn, Napędów i Pomiarów Elektrycznych



Pobieranie 58.98 Kb.
Data29.04.2016
Rozmiar58.98 Kb.


Prace Naukowe Instytutu Maszyn, Napędów i Pomiarów Elektrycznych


Nr 48 Politechniki Wrocławskiej Nr 48
Studia i Materiały Nr 20 2000
turbogenerator, wibracje, monitoring,
diagnostyka

Andrzej BYTNAR*, Teresa STAWARZ**



HARMONICZNE WIBRACJI STOJANA TURBOGENERATORA

Omówiono harmoniczne wibracji elementów stojana turbogeneratora pochodzące od wymuszenia elektromagnetycznego. Przedstawiono wpływ obciążenia elektrycznego i czasu pracy turbogeneratora na parametry harmonicznych wibracji. Wyznaczono symptomy wibracyjne stanu technicznego elementów stojana dużego turbogeneratora. Podano wyniki i interpretację pomiarów wibracji własnych elementów stojana turbogeneratora przy mechanicznym wymuszeniu udarowym.

1. WPROWADZENIE

W widmie wibracji elementów stojana turbogeneratora mogą pojawiać się wyższe harmoniczne wzbudzane harmonicznymi głównego strumienia magnetycznego maszyny [1, 5, 7, 8, 10, 13]. Z przeprowadzonych licznych badań wynika, że zjawisko to związane jest z wibracjami własnymi elementów, których parametry zależą od stanu technicznego stojana. W artykule przedstawiono metodę oceny stanu technicznego elementów stojana turbogeneratora bazującą na analizie widma wibracji przy wymuszeniach elektromagnetycznych i mechanicznych udarowych.

2. WYNIKI BADAŃ WIBRACYJNYCH TURBOGENERATORÓW

2.1. UWAGI OGÓLNE

W poniższych rozważaniach wzięto pod uwagę wyniki badań wibracyjnych turbogeneratorów o mocy 200–230 MW pracujących w systemie elektroenergetycznym. Stojan tych maszyn o tradycyjnym rozwiązaniu (pakiety z blach zimnowalcowanych, promieniowe kanały wentylacyjne, płyty i palce dociskowe, pierwsze skrajne pakiety o konstrukcji schodkowej, trzydzieści żłobków i belek ściągających rdzeń, uzwojenie dwuprętowe trójfazowe z twardą izolacją i chłodzeniem wodnym bezpośrednim) jest mocowany elastycznie w korpusie stojana (poprzez dodatkowe belki dzielone, przyspawane do żeber korpusu).

W turbogeneratorach zainstalowano czujniki przyspieszeń wibracji: na powierzchni zewnętrznej rdzenia i korpusu – wzdłuż długości i obwodu maszyny, w niektórych skrajnych pakietach rdzenia – na wysokości głów zębów oraz na wspornikach koszyków połączeń czołowych uzwojenia.

Badania wibracji elementów stojana prowadzono w różnych stanach obciążeń elektrycznych turbogeneratora za pomocą wielokanałowego mikroprocesorowego urządzenia rejestrująco-analizującego, wykonanego w Instytucie Energetyki.

Dla zachowania zgodności z licznymi normami [np. 12] w artykule analizowano prędkości wibracji elementów stojana. Zapisywano je w skali decybelowej, przyjmując jako wartość odniesienia v0 =1,610–8 m/s; (0 dB).

2.2. GENERACJA HARMONICZNYCH

Podczas pracy turbogeneratora w widmach wibracji niektórych elementów mogą pojawiać się wyższe harmoniczne rzędu k2f, gdzie: k – liczba całkowita, f – częstotliwość synchroniczna, których wartości skuteczne są zbliżone do (a nawet większe od) wartości podstawowej harmonicznej f = 0,1 kHz. Na rysunku 1 pokazano – w formie przykładu – harmoniczne wibracji promieniowych elementów stojana, jednego z turbogeneratorów, przy zwarciu trójfazowym ustalonym.





Rys. 1. Prędkości harmonicznych wibracji
promieniowych bocznych elementów stojana
turbogeneratora o mocy 230 MW przy zwarciu
trójfazowym ustalonym
Fig. 1. Velocity harmonics of radial vibrations of
stator side elements observed at 3-phase steady-state short circuit of 230 MW turbogenerator

Harmoniczne wibracji pojawiają się wraz ze zmianą sztywności elementów, głównie na skutek powstawania luzów oraz zmian sił tarcia w ich konstrukcji (strukturze) lub w połączeniu z innymi elementami. W tym przypadku częstotliwości wibracji własnych elementów przesuwają się w kierunku częstotliwości harmonicznych sił wymuszających, co zwiększa wibracje wypadkowe na skutek rezonansu. I tak np. przy znacznym pogorszeniu się stanu technicznego węzła konstrukcyjnego zawieszenia rdzenia, wartości harmonicznych wibracji korpusu mogą być większe niż rdzenia stojana, na który działają bezpośrednio siły elektromagnetyczne.

Harmoniczne sił wymuszających są ściśle związane z odkształceniem krzywej indukcji wypadkowej w szczelinie przywirnikowej, które wynika przede wszystkim: z założonego (konstrukcyjnie) rozkładu uzwojenia wzbudzenia na beczce wirnika, zmian reluktancji szczeliny oraz oddziaływania twornika – zależnego od kąta, rodzaju obciążenia i stopnia jego niesymetrii. Niesymetria obciążenia elektrycznego stojana turbogeneratora powoduje generację wszystkich harmonicznych rzędu kf w wypadkowym strumieniu magnetycznym oraz wzrost ich wartości wraz z jej wzrostem [6, 13].

Dla tych samych elementów stojana, przy różnych obciążeniach mocą czynną i bierną turbogeneratora, występują często inne wyższe harmoniczne wibracji o znaczącej wartości. Dla wielu turbogeneratorów o mocy 230 MW stwierdzono np. znaczny wzrost składowych harmonicznych elementów korpusu stojana (szczególnie o częstotliwości 0,2; 0,4 i 0,8 kHz) w procesie obniżania mocy czynnej przy stałym kącie obciążenia (tj. kolejno przy obniżaniu mocy biernej indukcyjnej i wzroście mocy biernej pojemnościowej) – rysunek 2. Świadczy to o wpływie sił mechanicznych, pochodzących od momentu obrotowego i sił termomechanicznych na poziom sztywności i częstotliwości wibracji własnych elementów stojana.

Przy małym obciążeniu czynnym turbogeneratora zwykle nie występują już dodatkowe usztywnienia elementów stojana. Powoduje to pojawianie się znaczących wartości harmonicznych wibracji elementów, przy złym stanie technicznym stojana.

Chcąc uzyskać właściwą ocenę stanu technicznego stojana, należy jego badania wibracyjne prowadzić przy różnych mocach czynnych (P) i biernych (Q) turbogeneratora w całym obszarze – obciążeń dopuszczalnych – wyznaczonym przez wytwórcę.


a) b)



Rys. 2. Prędkości wibracji promieniowych górnych elementów stojana w funkcji długości maszyny
jednego z turbogeneratorów o mocy 230 MW przy różnych obciążeniach elektrycznych:
a) o częstotliwości 0,1 kHz, b) w paśmie częstotliwości 0,01–1 kHz
Fig. 2. Velocities of radial vibrations of stator upper elements along the machine length of
230 MW turbogenerator for various electrical loads: a) of frequency 0.1 kHz,
b) of frequency within the range 0.01–1 kHz

Z upływem czasu eksploatacji turbogeneratora ulegają zmianie wartości wibracji jego elementów stojana. W większości badanych maszyn stwierdzono znaczny wzrost wibracji, szczególnie w przedziale częstotliwości 0,1–0,8 kHz (rys. 3).

Z przeprowadzanych oględzin elementów konstrukcyjnych wynika, że pogarszanie się stanu technicznego powoduje generację, znaczących wartości, coraz to niższych harmonicznych ich wibracji (w ww. przedziale częstotliwości).

Należy podkreślić, że stwierdzano również przypadki obniżenia się wartości harmonicznych wibracji skrajnych zębów rdzenia. Poprawa stanu wibracyjnego wynikała ze wzrostu sztywności części skrajnych pakietów na skutek doprasowania ich żłobkowymi siłami termomechanicznymi – podczas szybkich zmian mocy turbogeneratora.




Rys. 3. Prędkości harmonicznych wibracji


bocznej części korpusu stojana turbogeneratora przy P = 219 MW, Q = 0 Mvar, U = 15,75 kV,
w drugim i piątym roku eksploatacji
Fig. 3. Velocity harmonics of stator frame side elements vibrations at the load P = 219 MW,
Q = 0 Mvar, U = 15.75 kV, registered in second and fifth years of turbogenerator operation

Wnioski z opisanych obserwacji zostały wykorzystane przy wyznaczaniu symptomów wibracyjnych stanu technicznego elementów stojana.

2.3. POZIOMY WIBRACJI ELEMENTÓW STOJANA

Największe harmoniczne prędkości wibracji występują przeważnie w częściach czołowych uzwojenia i zębach skrajnych pakietów stojana turbogeneratorów. Są one znacznie większe od wibracji jarzma rdzenia i korpusu stojana – odpowiednio o ok. 3 i 10-krotnie, a w niektórych maszynach osiągają nawet poziom 126 dB (w paśmie 0,01–1 kHz), przy maksymalnej mocy czynnej w obszarze głębokiej pracy pojemnościowej. Tak wysoki poziom wibracji stwierdzano w turbogeneratorach bezpośrednio po ich modernizacji, jak również w turbogeneratorach pracujących przez wiele lat ze zmiennym obciążeniem. W pierwszym przypadku wynika on głównie z małej sztywności grupy podobnych elementów (w widmie wibracji dominuje składowa o częstotliwości 2f), w drugim zaś – z rozwijających się uszkodzeń elementów (dominują składowe harmoniczne o częstotliwości 0,2–1 kHz).

Z przeprowadzonych przez Instytut Energetyki badań turbogeneratorów wynika, że wartości prędkości wibracji połączeń czołowych uzwojenia (vpc ) i zębów rdzenia (vrz) mogą być utrzymane na poziomie dopuszczalnych wibracji jarzma rdzenia (vrj < 112,4 dB w paśmie częstotliwości 0,01–1 kHz) nawet w turbogeneratorach starej konstrukcji. Taki poziom wibracji można uzyskać przez dobre mocowanie prętów uzwojenia w obszarze połączeń czołowych oraz w żłobkach lub przez ograniczenie dopuszczalnych obciążeń turbogeneratora [2].

Wdrażane przez niektóre firmy nowe rozwiązania konstrukcyjne (umożliwiające – podczas eksploatacji turbogeneratora – zmianę sztywności mocowania poszczególnych części kosza połączeń czołowych uzwojenia) pozwalają na utrzymanie ww. wartości prędkości wibracji połączeń czołowych i zębów stojana. Dla pełnej realizacji tego zamierzenia wymagany jest jednak ciągły monitoring wibracji tych elementów.

W poprawnie wykonanym turbogeneratorze (właściwa konstrukcja, technologia i kontrola jakości) prędkość wibracji korpusu (vk) nie przekracza 102,9 dB w paśmie częstotliwości 0,01–1 kHz i jest ok. 3-krotnie mniejsza niż wibracje rdzenia. W wielu turbogeneratorach, po kilku latach eksploatacji lub bezpośrednio po niewłaściwie przeprowadzonej modernizacji, stwierdza się jednak wibracje znacznie większe (vk 112 dB).

2.4. SYMPTOMY WIBRACYJNE STANU TECHNICZNEGO
ELEMENTÓW STOJANA DUŻEGO TURBOGENERATORA

Badania zmian parametrów wibracyjnych i oględziny stojanów (podczas remontów) dużych turbogeneratorów umożliwiły wyznaczenie symptomów wibracyjnych, związanych ze stanem technicznym ich elementów.

Stan techniczny elementów stojana sklasyfikowano w skali czterostopniowej – w zależności od wartości prędkości wibracji w paśmie częstotliwości 0,01–1 kHz, tj. bardzo dobry, dobry, zły, bardzo zły.

Biorąc pod uwagę rozwiązania konstrukcyjne oraz wyniki przeprowadzonych analiz wibracyjnych rozpatrywanych maszyn, wyznaczono oddzielnie symptomy dla elementów rdzenia i uzwojenia stojana oraz dla zawieszenia rdzenia w korpusie stojana (tab. 1).

W stanie technicznym A i B nie występują zagrożenia uszkodzeń mechanicznych stojana. Turbogenerator można eksploatować długotrwale w obszarze obciążeń elektrycznych P; Q podanym przez wytwórcę.

Jako próg wibracji alarmowej przyjęto (w paśmie częstotliwości 0,01 kHz  fp  1 kHz) prędkość 112,4 dB dla elementów czynnych stojana (zęby i jarzmo rdzenia, połączenia czołowe uzwojenia) oraz prędkość 102,9 dB dla elementów korpusu stojana. Natomiast jako próg wibracji niedopuszczalnej przyjęto (w paśmie częstotliwości 0,01 kHz  fp  1 kHz) prędkość 121,1 dB dla elementów czynnych rdzenia oraz (w paśmie częstotliwości 0,1 kHz  f 1 kHz) prędkość 110,4 dB dla elementów korpusu. Wartości te są zbieżne z przyjętymi w kraju i za granicą [4] – w przypadku pierwszym oraz zgodne z normami krajowymi [11, 12] – w przypadku drugim.

Tabela 1. Symptomy wibracyjne stanu technicznego elementów stojana dużego turbogeneratora

Stan techniczny elementów stojana

Elementy rdzenia
i uzwojenia stojana

Elementy korpusu stojana

Uwagi




Prędkość wibracji vrj;rz;pc
w paśmie 0,01 kHz  fp  1 kHz *

Prędkość wibracji vk w paśmie 0,01 kHz  fp  1 kHz *




A – bardzo dobry .

vrj;rz;pc  102,4 dB

vk  92,9 dB




B – dobry

102,4 dB  vrj;rz;pc 112,4 dB

92,9 dB  vk  102,9 dB




C – zły

112,4 dB  vrj;rz;pc 121,6 dB (znaczne wartości
harmonicznych w paśmie
0,1  fp  1 kHz)

102,9 dB  vk  110,4 dB (znaczne wartości
harmonicznych w paśmie
0,1  fp  1 kHz)

Praca maszyny
dopuszczalna przejściowo w ograniczonym zakresie mocy
P; Q

D – bardzo zły

vrj;rz;pc  121,1 dB
(b. duże wartości harmonicznych 0,1; 0,2 i 0,4 kHz)

vk  110.4 dB w paśmie
0,1 kHz  fp  1 kHz (b. duże wartości harmonicznych 0,1; 0,2 i 0,4 Hz)

Maszyna powinna być wyłączona z ruchu i remontowana

*Poziom odniesienia prędkości wibracji v0 = 1,6  10–8 m/s ; (0 dB).

W stanie technicznym C szybko rozwija się proces degradacji elementów stojana (np. powstają odkształcenia i mikropęknięcia elementów konstrukcyjnych). W widmie wibracji badanych elementów (lub w ich pobliżu) w paśmie częstotliwości 0,2–1 kHz pojawiają się znaczące wartości prędkości (zbliżone do wartości wibracji o częstotliwości 0,1 kHz tych elementów).

Praca maszyny w tym stanie może być dopuszczona przejściowo, ale w ograniczonym zakresie mocy P; Q. Należy zaplanować w najbliższym czasie jej postój i częściowy demontaż, w celu wyjaśnienia rozmiaru rozwijających się uszkodzeń oraz zastosowania odpowiednich środków zapobiegawczych.

W stanie technicznym D występują wyraźne uszkodzenia elementów stojana (np. pęknięcia, urwania, trwałe przemieszczenia elementów). W widmie wibracji uszkodzonych elementów (lub w ich pobliżu) dominują zwykle niskie częstotliwości, np. 0,2 i 0,4 kHz, których wartość znacznie przekracza wartość harmonicznej składowej o częstotliwości


0,1 kHz. W takim stanie technicznym maszyna powinna być wyłączona z ruchu i poddana remontowi.

Wnioski te są zbieżne z wynikami badań wibracyjnych korpusów stojanów turbogeneratorów 300 MW pracujących w energetyce rosyjskiej [5].

3. OCENA STANU TECHNICZNEGO ELEMENTÓW STOJANA
METODĄ UDARU MECHANICZNEGO

3.1. METODA BADAŃ

Ocenę stanu technicznego stojana, podczas postoju turbogeneratora lub w poszczególnych etapach jego produkcji (remontu), umożliwiają badania wibracji własnych jego elementów metodą udaru mechanicznego [5, 9]. W badaniach wykorzystuje się: czujniki przyspieszeń wibracji (umieszczone na elementach badanych), cechowany młotek (z czujnikiem siły) do generowania impulsów i analizator sygnałów.

Z pomiarów udarowych wyznacza się :

 widmową funkcję przejścia (WFP) – odniesienie sygnału przyspieszenia odpowiedzi; [ms–2] do sygnału siły wymuszenia; [N] w funkcji częstotliwości,

 fazę – różnica faz sygnału wyjściowego i wejściowego w funkcji częstotliwości,

 koherencję – znormalizowany w dziedzinie częstotliwości pomiar korelacji między dwoma sygnałami. Wynik koherencji jest liczbą bezwymiarową mieszczącą się w zakresie 0–1. Dwa w pełni koherentne sygnały dają w wyniku pomiaru koherencję równą 1, co implikuje, iż są one skorelowane poprzez liniową funkcję przejścia.

Istotny wpływ na wartość parametrów harmonicznych WFP, które z kolei charakteryzują stan techniczny elementów stojana (sztywność, luzy, pęknięcia itp.), ma usytuowanie miejsc generowania impulsów mechanicznych i pomiaru wzbudzanych wibracji.

W zależności od rodzaju elementu stojana miejsca te usytuowano:

a) obok siebie w obrębie główki połączenia czołowego uzwojenia,

b) na przeciwległych końcach belek ściągających rdzeń,

c) na przeciwległych powierzchniach zębów rdzenia (kąty godzinowe 1200–600 , 300–900) w trzech jego przekrojach poprzecznych (skrajnych od strony turbiny i pierścieni ślizgowych oraz w środkowym maszyny),

d) na powierzchni zewnętrznej korpusu, podobnie jak w punkcie c.

Nie opracowano jeszcze jednolitej skali ocen stanu technicznego dla elementów stojana, wynikającej z wartości harmonicznych WFP. Ocenę poszczególnych elementów prowadzono na podstawie analizy porównawczej związanej z zawartością harmonicznych i przyrostów ich wartości. W widmie WFP poszukiwano głównie harmonicznych o częstotliwości odpowiadającej częstotliwości synchronicznej turbogeneratora i jej wielokrot-


ności (kf).

3.2. WYNIKI BADAŃ

Poniżej przedstawiono przykłady widmowych funkcji przejścia (WFP) różnych elementów turbogeneratorów powietrznych i wodorowych.

Na rysunku 4 przedstawiono wyniki badań główki połączenia czołowego uzwojenia stojana turbogeneratora powietrznego. Pomiar wykonano w kierunku stycznym do zakresu częstotliwości 0–200 Hz. Stwierdzono wystąpienie rezonansu przy częstotliwości 97,75 Hz, a więc blisko wartości składowej harmonicznej pochodzącej od częstotliwości obrotów maszyny (rys. 4a). Zastosowano dosztywnienie główki za pomocą specjalnych klinów i ponownie wykonano pomiar. Zabieg dosztywnienia główki okazał się skuteczny, bowiem w widmie wystąpiła tylko harmoniczna – małej wartości – o częstotliwości 125 Hz (rys. 4b).




a)



b)



Rys . 4. WFP główki połączenia czołowego uzwojenia stojana turbogeneratora powietrznego:
a) przed dosztywnieniem, b) po dosztywnieniu
Fig. 4. Spectral response function of head connection of air turbogenerator end stator winding:
a) before stiffening, b) after stiffening

WFP dla dwóch różnych belek ściągających rdzeń stojana turbogeneratora wodorowego przedstawiono na rysunku 5. Badania przeprowadzono w kierunku osiowym w zakresie częstotliwości 0–5 kHz – dla belki nr 2 i 0,1–2,1 kHz – dla belki nr 23. Piki rezonansowe o wyższych poziomach wystąpiły powyżej 5 kHz dla belki nr 2, a ich poziom w całym badanym widmie był niski. Niskie poziomy pików świadczą o minimalnym luzie między belką i rdzeniem. Dla belki nr 23 znaczne piki rezonansowe pojawiły się w zakresie 1,1–1,6 kHz.


a)



b)



Rys. 5. WFP belek ściągających rdzeń stojana turbogeneratora wodorowego: a) belka nr 2, b) belka nr 23
Fig. 5. Spectral response function of contracting beams of hydrogen turbogenerator stator core:
a) contracting beam No. 2, b) contracting beam No. 23

Kolejnym przykładem są WFP zarejestrowane na kadłubie turbogeneratora wodorowego i przedstawione na rysunku 6. Pomiary wykonano w kierunku promieniowym w zakresie częstotliwości 0–1 kHz. Większość odpowiedzi wibracyjnych skupiona była w paśmie częstotliwości 0,2–0,5 kHz (rys. 6a). Niepokojącym zjawiskiem było wystąpienie harmonicznych położonych w pobliżu częstotliwości 0,3, 0,4 i 0,5 kHz. W wyniku przeprowadzonych prac naprawczych doprowadzono do wyeliminowania niebezpiecznych częstotliwości z widma. Po naprawie dominowała w widmie tylko jedna składowa harmoniczna o częstotliwości 478 Hz (rys. 6b).


a)



b)



Rys. 6. WFP kadłuba stojana turbogeneratora wodorowego w płaszczyźnie od strony napędu na godzinie 1200:
a) przed zmianami konstrukcyjnymi, b) po zmianach konstrukcyjnych
Fig. 6. Spectral response function of stator frame of hydrogen turbogenerator in the surface
from driving side at 1200: a) before structural modifications, b) after structural modifications

Na rysunku 7 pokazano WFP wyznaczone podczas pomiarów na rdzeniu stojana dużego turbogeneratora. Pomiary wykonano w wybranych punktach w trzech płaszczyznach rdzenia w kierunku promieniowym w zakresie częstotliwości 0–1 kHz. Podstawowym celem pomiarów było wyznaczenie częstotliwości własnych występujących w widmie wibracji rdzenia, aby określić zakres remontu (rys. 7a) oraz stan techniczny po remoncie (rys. 7b). W pierwszym przypadku w widmie widać wyraźnie harmoniczne o częstotliwości 7,5, 33,8, 73,8, 202, 528 Hz. Występowanie niskich częstotliwości wibracji własnych (7,5; 33,8 Hz) świadczy o znacznym obniżeniu zwartości pakietu, a więc o pogorszeniu się jego sztywności. Po ponownym spakietowaniu i wibracyjnym prasowaniu rdzenia stojana pojawiły się piki rezonansowe przy wyższych częstotliwościach (196,25 i 656 Hz). Wynika stąd, że uzyskano znaczną poprawę zwartości rdzenia i cel prac modernizacyjnych został osiągnięty.

a)



b)



Rys. 7. WFP rdzenia stojana turbogeneratora wodno-wodorowego w płaszczyźnie środkowej na godzinie 300:
a) przed remontem, b) po remoncie
Fig. 7. Spectral response function of stator core of hydrogen-water cooled turbogenerator
in the middle surface at 300: a) before repair, b) after repair

4. WNIOSKI

1. Analiza widmowa wibracji elementów stojana, wywoływanych wymuszeniami elektromagnetycznymi – podczas pracy turbogeneratora oraz udarowymi mechanicznymi – w czasie jego postoju, umożliwia ocenę ich stanu technicznego. Bardziej precyzyjne informacje uzyskuje się z badań wibracyjnych prowadzonych w całym obszarze dopuszczalnych obciążeń P; Q turbogeneratora.

2. Przy dobrym stanie technicznym elementów: rdzenia, połączeń czołowych uzwojenia i korpusu stojana ich prędkości wibracji są mniejsze odpowiednio od 112,4 dB i 102,9 dB w przedziale częstotliwości 0,01–1 kHz. Podane w artykule symptomy wibracyjne umożliwiają pełną ocenę stanu technicznego stojana turbogeneratora.

3. Wyznaczanie wibracji własnych elementów konstrukcyjnych turbogeneratora (metodą wymuszenia mechanicznego), w kolejnych etapach jego budowy, jest skutecznym sposobem wykrywania wad konstrukcyjnych i technologicznych.

4. Należy prowadzić dalsze badania wibracyjne dużych turbogeneratorów w celu poszerzenia zakresu i udokładnienia metod oceny stanu technicznego ich elementów.

LITERATURA

[1] BYTNAR A., Obciążalność dużego turbogeneratora w aspekcie niektórych zjawisk fizycznych występujących w jego stojanie, Wydaw. Politechniki Warszawskiej „Elektryka”, 1990, z. 94.

[2] BYTNAR A., Sposób wyznaczania dopuszczalnych obciążeń energetycznych turbogeneratora, Patent PL 169002.

[3] DANILEVIČ Ja.B. et al., Čislennye metody analiza električeskich mašin, Leningrad, „Nauka”, Leningradskoe Otdelenie 1988.

[4] DANILEVICH Ja. B., Turbogenerators: achievements, state of art, future, Proc. XXXI Inter. Symposium on Electrical Machines, Synchronous Machines, Ustroń, 20–23 September 1995.

[5] GRIGOREV A.V. et al., O vibracionnom kontrole techničeskogo sostojanija statorov turbogeneratorov TGV - 300, Električeskie Stancii, 1998, nr 8.

[6] LATEK W. Turbogeneratory, Warszawa, WNT, 1973.

[7] LAWRENSON P. J., Forces on Turbogenerator End Windings, Proc. IEEE, Vol. 112, No 6, June 1965.

[8] McKOSKY R. H. et al., Measurements of stator end winding vibrations in high voltage machines. Proc. of the LASTED Inter. Conf. High Technlogy in the Power Industry, Orlando, Florida USA, October


27–30, 1977.

[9] MOREL J., Vibration des machines et diagnostic de leur état mécaniqu, Edition EYROLLES, 61 Bd Saint – Germain Paris 5°, ISSN 0399-4198, 1992.

[10] NAGANO S. et al., Early detection of excessive coil vibration in high-voltage rotating electric machines, IEEE Trans. on Power Apparaturs and Systems, Vol. PASS-101, No 6, June 1982.

[11] PN-80/B-0340, Fundamenty i konstrukcje wsporcze pod maszyny. Obliczenia i projektowanie.

[12] PN-ISO 10 8616: 1998, Drgania mechaniczne. Ocena drgań maszyny na podstawie pomiarów na częściach niewirujących.

[13] SYROMJATNIKOV I. A. Režimy raboty sinhronnych generatorov, Moskva–Leningrad, Gosènergoizdat, 1952.

HARMONICS OF TURBOGENERATOR’S STATOR VIBRATIONS

The harmonics of stator elements vibrations caused by electromagnetic forces are described. The influence of electrical load and elapsed time of generator operation on the vibration level is presented. Vibrational modes describing the technical condition of stator elements of large power turbogenerator have been determined. The results and interpretation of measurements of free vibrations forced by mechanical impact


are given.


* * Instytut Energetyki, ul. Mory 8, 01-330 Warszawa.

** ABB Alstom Power; ul. Fabryczna 10, 53-609 Wrocław.



©absta.pl 2016
wyślij wiadomość

    Strona główna