Остаточная намагниченность паровых и газовых турбин

Использование ферромагнитных узлов турбин со временем неизбежно приводит к росту их остаточной намагниченности. Это происходит под воздействием магнитного поля Земли, электромагнитных полей, создаваемых электрооборудованием электростанций и промышленных объектов, а также в результате ремонтных и сервисных операций — таких, как магнитная дефектоскопия, сварка и другие технологические процессы.

По данным исследований специалистов ЮВТЕК, выполненных на турбоагрегатах мощностью от 25 до 300 МВт, установлено, что уже через 10–15 лет эксплуатации узлы турбин достигают уровня намагниченности, достаточного для возникновения электроэрозионных повреждений элементов оборудования.

Узлы турбоагрегатов чувствительные к остаточной намагниченности

• Роторы и полумуфты — основная масса ферромагнитного материала, подверженная накоплению остаточного магнитного поля.

• Корпуса и крышки цилиндров — особенно в местах сварных соединений и контактных зон с магнитными полями.

• Проточная часть:
  - диафрагмы (направляющий аппарат),
  - обоймы диафрагм,
  - паровые и каминные уплотнения,
  - рабочие колёса турбины и компрессора (при газовых турбинах).

• Стулья, корпуса, крышки и вкладыши подшипников — узлы, где намагниченность может вызвать ускоренный износ и повышение вибраций.

• Узел регулирования — клапаны, золотники, приводы, чувствительные к остаточной намагниченности.

• Соединительные и промежуточные муфты — особенно в турбинах с высокими токами возбуждения.

• Прочие узлы и детали — шпиндели, валы вспомогательных агрегатов, элементы крепежа, датчики и их корпуса, элементы контроля положения и вибрации, а также любые ферромагнитные детали, находящиеся вблизи сильных магнитных полей.

Проблемы вызванные намагниченностью 

Остаточная намагниченность турбоагрегатов оказывает прямое влияние на стабильность и надёжность их работы. Наличие магнитных полей в узлах турбины ускоряет износ и выплавление баббитовой заливки вкладышей опорно/упорных подшипников и их неравномерный износ, что приводит к осевым сдвигам роторов и неравномерному износу шеек валов. Повышенная намагниченность способствует росту температурных нагрузок, что нередко становится причиной аварийных остановов при превышении допустимой температуры подшипников.

Всё это приводит к повышению уровня вибраций, снижению ресурса узлов и росту количества внеплановых ремонтов. В результате эксплуатация оборудования с повышенной остаточной намагниченностью сопровождается не только техническими рисками, но и финансовыми потерями, связанными с вынужденными простоями и дорогостоящим восстановлением повреждённых элементов турбоагрегата.

Нейтрализация остаточной намагниченности турбоагрегатов

Операция размагничивания является важнейшей мерой по предотвращению электроэрозионных повреждений турбоагрегата. Она позволяет снизить остаточный уровень намагниченности узлов турбоагрегата до безопасных значений, предотвращая вышеописанные повреждения.

В ходе плановых ремонтов крайне важно контролировать уровень намагниченности узлов.  За нормальный уровень остаточной намагниченности в приводных паровых турбинах отраслевыми стандартами принимаются следующие значения:

• 3Э (0,3 мТл) или 240 А/м для всех частей ротора, жестких и зубчатых муфт, подшипниковых деталей и корпуса, примыкающих к ротору;

• 6Э (0,6 мТл) или 480 А/м для наружных частей корпуса турбины, паропроводов и аналогичных элементов.

По данным исследований компании ЮВТЕК, выполненных на более чем 150 турбоагрегатах различного типа и мощности, удалось оценить фактические уровни намагниченности и разработать отраслевые нормы, обеспечивающие безаварийную эксплуатацию. В качестве предельных значений остаточной намагниченности рекомендуется учитывать:

• 6Э (0,6 мТл) или 480–640 А/м для всех частей ротора, подшипников и деталей, примыкающих к валопроводу;

• 12Э (1,2 мТл) или 960–1120 А/м для наружных частей корпуса турбины, паропроводов и аналогичных конструктивных элементов.

Услуги размагничивания ЮВТЕК

Специалисты ЮВТЕК выполняют комплексное размагничивание роторов, подшипников, корпусов и проточной части турбоагрегата, снижая остаточную намагниченность до безопасных нормативных значений. Это предотвращает осевые сдвиги роторов, неравномерный износ шеек валов и вкладышей подшипников, исключает ложные срабатывания систем контроля положения вала и вибрации и снижает риск аварийных остановов. Работы проводятся непосредственно на площадке заказчика в рамках плановых ремонтов без нарушения графика основного обслуживания.

Что необходимо от заказчика для проведения размагничивания?

• Турбоагрегат частично или полностью (по возможности) разобран.

• Наличие электросети для питания установки: 220 В переменного тока, нагрузка не менее 16 А, или 380 В переменного тока, нагрузка не менее 32 А.

Сроки проведения размагничивания

Работы выполняются во время средних или капитальных ремонтов турбоагрегата, параллельно с основными ремонтными операциями, без сдвига план-графика.

Время, необходимое для размагничивания, зависит от мощности турбины и уровня остаточной намагниченности её узлов и деталей, и составляет от 3 до 10 дней.

Результаты выполнения работ

• Соответствие предписаниям и рекомендациям заводов-изготовителей турбоагрегатов.

• Повышение надёжности эксплуатации оборудования и снижение риска электроэрозионных повреждений подшипников и валопровода.

• Продление ресурса узлов и деталей турбины.

• Предоставление рекомендаций специалистов ЮВТЕК по улучшению электромагнитного состояния турбоагрегата для предотвращения электроэрозионного износа в будущем.

• Турбоагрегат, все узлы и детали которого после размагничивания будут иметь остаточную намагниченность, соответствующую нормам.

• Выдача отчёта (формуляра намагниченности), фиксирующего электромагнитное состояние турбоагрегата до и после проведения размагничивания.

Защитите турбоагрегат от электроэрозии — закажите размагничивание у специалистов ЮВТЕК

Специалисты компании ЮВТЕК провели электромагнитную обработку ротора турбины (паровая турбина Т-175/210–130). Целью работ было предотвращение разрушения подшипников, вызванного высокой остаточной намагниченностью ротора и риском электроэрозии.

Причиной обращения стало регулярное разрушение подшипников турбины в течение короткого времени (2–3 месяца).

В ходе работ был проведён контроль намагниченности, выявлено локальное превышение нормы в 2 раза, затем выполнено размагничивание ротора и контрольное измерение. Совместно с сотрудниками заказчика специалисты ЮВТЕК подтвердили, что остаточная намагниченность приведена к нормативным значениям, устранив причины преждевременного износа подшипников.

Работы выполнены оперативно и на высоком профессиональном уровне, обеспечив безопасную и стабильную эксплуатацию турбины.

Получить консультацию или заказать размагничивание можно здесь.