Главная / Турбогенераторы / Турбогенераторы для модернизации электростанций

О выборе турбогенераторов для модернизации электростанций

О.С.Голоднова

Задача выбора турбогенераторов (ТГ) возникает как при проектировании новых электрических станций различной мощности, так  и при необходимости их модернизации с  заменой действующих ТГ (например, после аварий), а также отдельных  узлов ТГ.  Идет речь о выборе не только технических параметров (мощность, частота вращения, напряжение, способ охлаждения и т.п.), но и показателей надежности. В статье показан возможный подход к обоснованному выбору показателей надежности при условии, что задан показатель надежности для объекта в целом.

Увеличение  единичной мощности ТГ благодаря интенсификации охлаждения активных частей неизбежно приводило к  усложнению  конструкции и  необходимости вспомогательных систем, обеспечивающих  функционирование систем охлаждения (водородной, водяной, масляной).  Анализ эксплуатации большой группы ТГ различной мощности и  различных типов охлаждения (воздушное, водородное, водородно-водяное)  в 1960-70-х г.г. показал, что рост мощности в единице и переходы от воздушного к водородному и далее к водяному охлаждению снижали надежность эксплуатации [2,3,4]. Данные о вероятности безотказной работы ТГ мощностью 25÷300 МВт с различными системами охлаждения за этот период приведены в [1] и иллюстрируются диаграммой на рисунке 1.


Рисунок 1 - Снижение надежности ТГ при усложнении систем охлаждения и росте мощности;  Р – вероятность безотказной работы ТГ

Удельная недовыработка электроэнергии из-за отказов ТГ 150÷300 МВт с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора в 1970-80-х гг. была выше примерно вдвое, чем из-за отказов  ТГ 200÷300 МВт  с водородным  охлаждением обмотки статора. В дальнейшем применение  роторов с водяным охлаждением  на ТГ 500 МВт привело к еще более резкому снижению  надежности.

Зарубежная статистика [5] дает качественно сходные результаты.  Относительная длительность вынужденных простоев  в США  по ТГ мощностью 1000 МВт  примерно в 3 раза выше, чем по ТГ 600 МВт и в 6 раз выше, чем по ТГ 100 МВт,  во Франции  - по ТГ 600 МВт этот показатель в 3 раза выше, чем по ТГ 100 МВт, а в Великобритании – в 2 раза.

Водородное  охлаждение  активных  частей  мощных ТГ требует не только наличия газовой системы со специальным оборудованием, позволяющим осуществлять безопасное  заполнение  корпуса  генератора водородом  и  вытеснение  последнего,  но и системы маслоснабжения для функционирования уплотнений вала.  Наличие газомасляной системы создает потенциальную опасность утечки водорода, загорания и пожара водорода и масла. Отказы масляных уплотнений вала являются причиной  примерно 10 %  вынужденных остановов ТГ (по данным за 2002-2003 гг.).  В этот же период отказы  уплотнений вала и оборудования газомасляной системы ТГ мощностью 220÷1000 МВт  АЭС дают около 10% недовыработки электроэнергии.

Результаты анализа дефектов узлов ТГ мощностью 165÷300 МВт  на ТЭС показывают, что  по удельному простою преобладают дефекты масляных уплотнений  (рисунок 2).


Рисунок 2 – Ранжировка дефектов узлов ТГ 165÷300 МВт  по   удельному вынужденному (внеплановому) простою (данные по [4])

Около 15%  случаев нарушения газоплотности  сопровождается загораниями [6]. Предупреждение пожаров и взрывов производится путем  реализации ряда защитных мероприятий, что удорожает ТГ.

В настоящее время совершенствование конструкции, схем  охлаждения и материалов (изоляция обмоток  статора и ротора, электротехническая сталь и  др.)  позволяют без потерь мощности отказаться от водородного охлаждения. Для новых ТГ мощностью до 350 МВт имеется реальная техническая возможность применять наиболее простой тип охлаждения – воздушный.  Отказ от водородного охлаждения ТГ большей мощности возможен при условии применения полного водяного охлаждения. В России  эксплуатируются такие ТГ  мощностью 60÷800 МВт, созданные ОАО «Силовые машины». Ввод водяного охлаждения вместо водородного несколько снижает надежность (показатели безотказности),  однако это может, в какой-то мере,  компенсироваться повышением уровня пожаро- взрывобезопасности.

Значительное упрощение вспомогательных систем ТГ, имеющих статоры с непосредственным водяным охлаждением, достигается путем возврата к косвенному водородному охлаждению обмотки статора с  исключением водяных систем. Это повышает надежность ТГ за счет исключения  отказов из-за многочисленных дефектов, связанных с водяным охлаждением [8]. Возврат оказался возможен  благодаря новой высоковольтной изоляции, имеющей  повышенную электрическую прочность и теплопроводность. Опыт такой модернизации, проведенной фирмой «Тошиба» и позволившей повысить мощность ТГ с 389 до 445 МВА (на 15%!), описан в [7]. В настоящее время такая модернизация предлагается ОАО «Силовые машины» для ТГ мощностью 165÷300 МВт.

Таким образом, выбор при проектировании типа нового ТГ, его системы  охлаждения, системы возбуждения, а также  вида модернизации действующего ТГ (в целом или отдельных узлов) должен базироваться на обоснованном  сочетании  требуемых показателей назначения, пожаро- взрывобезопасности, максимальной  простоты конструкции и обслуживания,  минимального числа вспомогательных систем.  Но при этом необходимо также обеспечение в процессе эксплуатации ТГ  таких показателей надежности, которые были бы не хуже  неких заданных значений. Логично полагать, что эти показатели должны быть увязаны с требуемой надежностью энергоблока, а надежность энергоблока – с надежностью электростанции в целом.

Как известно, надежность электростанций с точки зрения выработки электроэнергии в настоящее время не нормирована документами высокого уровня. Повышение надежности требует капитальных затрат со стороны собственника энергопредприятия, в то же время повреждаемость генерирующего энергооборудования  приводит к материальному ущербу от упущенной выгоды вследствие недоотпуска электроэнергии, от затрат на восстановительные ремонты, штрафы, накладываемые регулирующим органом, компенсационные выплаты. Этот ущерб далеко не всегда возмещается страховыми выплатами. Кроме того, само страхование тоже требует затрат на страховые взносы, которые по идее должны зависеть от надежности энергооборудования и значений рисков.

Все большее распространение получает точка зрения, что надежность должна устанавливаться собственником энергопредприятия, исходя из его экономических показателей. Однако тесная связь безопасности электростанции как «опасного производственным объектом»  с надежностью энергооборудования  требует регулирования этого вопроса со стороны государства и нормирования показателей надежности.

Минэнерго РФ поручило  Институту систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН разработку «Концепции обеспечения надежности в электроэнергетике». «Концепция» должна способствовать  обоснованию взаимно согласованных уровней надежности электроэнергетики и резервов мощности генерирующего оборудования. Нельзя исключать раздельное нормирование показателей надежности в смысле поставки электроэнергии и показателей безопасности в смысле предельно допустимого риска (вероятного ущерба) для персонала и населения.

Изложенное показывает, что генерирующие объекты должны иметь нормируемые показатели надежности генерации. Очевидно, что надежность составных частей этого объекта должна обеспечивать требуемый показатель надежности объекта в целом, т.е. должна быть решена задача распределения требований к надежности.

Далее рассматривается практический подход  к выбору показателей надежности ТГ и узлов ТГ при условии, что задан показатель надежности для ТГ в целом.

Рассмотрим существующие требования к показателям надежности ТГ

Нормируемые показатели надежности ТГ приведены в табл. 1:

Таблица 1 (ГОСТ 533-2000)

Наименование показателя

Среднее значение показателя для ТГ мощностью


До 350 МВт

Более 350 МВт

Коэффициент готовности Кг

0,996

0,995

Наработка на отказ, ч

22000

18000

Ресурс между капитальными ремонтами, лет

8

5

Полный назначенный срок службы, лет

40

40

За рубежом широко используется для анализа [5] коэффициент  вынужденного простоя   q =1 – Кг.  В соответствии с табл. 1 для ТГ коэффициент  вынужденного простоя   не должен превышать q = 0,04 ÷ 0,05.

Этими показателями, как известно,  вполне определяется вероятность безотказной работы в течение заданного периода работы t :

P0 = Кг exp(-t/Т).

Недостатком нормирования следует считать то,  что не учтено различие мощностей и конструкций ТГ, систем возбуждения, а главное, не принята во внимание специфика АЭС, поскольку   не  согласованы нормативные показатели надежности ТГ и энергоблока АЭС в целом. Не сформулированы требования к надежности отдельных конструктивных узлов и вспомогательных систем в зависимости от показателей надежности ТГ в целом. Так, для систем возбуждения, являющихся вспомогательными системами для ТГ, нормируются отдельно Кг=0,995 , наработка на отказ 18000 ч, (ГОСТ 21558-2000), что  соответствует этим показателям для ТГ мощностью до 350 МВт.

Известно, что вероятность безотказной работы  системы  P0 равна произведению вероятностей  безотказной работы P0i отдельных элементов, соединенных последовательно (отказ одного элемента приводит к отказу системы),


Очевидно, для системы из N равнонадежных  элементов     P0 =(Pоэ)N.

Отсюда следует. что, если задана  нижняя граница P0 для ТГ  в целом, то  P0i любого  отдельного узла  ТГ должна быть выше этой границы. Фактически же нормируются  одинаковые показатели надежности ТГ и системы возбуждения, что необоснованно.

Аналогично P0 ТГ должна  быть заведомо выше, чем P0 энергоблока в целом, соответственно P0 энергоблока – выше, чем P0 электростанции.

В [1] показано для АЭС, что необходима постановка задачи распределения требований к  показателям надежности элементов многоэлементной системы (отдельных видов оборудования и узлов), если  задан показатель надежности системы (объекта) в целом.  Если под системой (объектом) подразумевается энергоблок  электростанции  и задан его показатель надежности, то с этим показателем должен быть согласован показатель надежности ТГ. Показатели надежности узлов ТГ и вспомогательных систем должны быть согласованы с  показателем надежности ТГ  в целом. При этом следует учитывать значимость этих узлов и систем  в частности, потенциальную опасность газомасляной системы.  Для такого узла, как система возбуждения, состоящая из комплектующих элементов с заданными в ТУ показателями надежности,  расчет показателей надежности системы, подтверждающий обеспечение нормативных показателей, может  быть произведен на стадии проектирования известными методами [9, 10]. Для машинного энергооборудования  эти методы неприменимы. Представляется перспективным предложенный  в  [1] подход к распределению требований к  показателям надежности,  который основывается на анализе данных эксплуатации, т.е. на неких априорных данных.

Сформулируем задачу следующим образом: установить границы показателей надежности элементов N-элементной системы, если задан показатель надежности системы в целом.

Простейший вариант решения этой задачи соответствует идеализированной системе, состоящей из равнонадежных элементов:  вероятность безотказной работы такого элемента  - заданная вероятность безотказной работы системы в целом.

Однако допущение о равной надежности элементов может приниматься  лишь для предварительных приближенных оценок при проектировании уникального оборудования.

Для радиоэлектронной аппаратуры разработаны методы распределения  показателей надежности элементов с учетом значимости и сложности элементов, достигнутого уровня надежности аналогов, затрат на повышение надежности [9, 10, 11].

Эти методы не могут быть непосредственно использованы для энергооборудования из-за отсутствия критериев оценки значимости отдельных единиц оборудования, учета ремонтопригодности. Не всегда возможно также априорно оценить затраты на повышение надежности.  Поэтому предлагается оценку факторов, влияющих на надежность элементов энергооборудования, в частности,  ТГ, проводить на основе реальных эксплуатационных данных по аналогичному оборудованию[1].

Рассмотрим далее распределение показателей надежности узлов ТГ, подходя к ТГ как к восстанавливаемой системе, состоящей из N отдельных  элементов. Элементы системы соединены последовательно, так что отказ одного элемента приводит к отказу системы. Отказы элементов рассматриваются как независимые события. Будем рассматривать в качестве показателей надежности среднюю наработку на отказ Т0 и  среднее время восстановления Тв . Эти показатели полностью определяют для системы значение коэффициента готовности, поскольку согласно ГОСТ 27.002-89  коэффициент готовности  Кг = Т0/(Т0 + Тв).

Пусть заданы нормированные требования к надежности системы:

Т0*  – средняя наработка на отказ, ч,

Тв* среднее время восстановления, ч.

Заданы также эксплуатационные данные по системе-аналогу за период времени t:

Т0 (a) средняя наработка на отказ  системы-аналога в целом;

а также для каждого   i-того узла (i=1, 2, 3…N):

Т0 i (a) средняя наработка на отказ, ч,

Твi(a) среднее время восстановления, ч,

число отказов,

Сi(а) стоимость узла, руб.

Предполагается, что  требуемая надежность новой системы не ниже надежности системы-аналога, т.е.

Распределим требования к показателям надежности элементов системы пропорционально их значимости, стоимости и достигнутому уровню надежности, т.е. назначим нижние границы  наработки на отказ элементов Т0i и верхние границы  времени восстановления  элементов Твi так, чтобы  обеспечить для системы в целом


Аналогично [9, 10]  примем следующие исходные положения для расчета Т0 и  Тв:

где    - показатели, учитывающие соответственно значимость,  сложность,  достигнутый  уровень надежности и затраты на повышение надежности  i –того узла.

Учитывая  сло жность прямых количественных оценок  а также то, что они являются сравнительными для элементов в пределах данной системы, предлагается оценивать предлагаемые факторы,  исходя из следующих практических соображений:

Если затраты на восстановление  i –того элемента (узла) после отказа больше, чем  j –того,  то i –тый  элемент должен иметь  лучшие характеристики безотказности, т.е. надо выбрать  Т0i > Т0j ; в этом случае оценка значимости обратна оценке  ремонтопригодности – чем ниже  ремонтопригодность, тем выше оценка значимости .

Оценка сложности узла может совпадать с оценкой  ремонтопригодности и отдельно не учитываться (=1).

Наработки на отказ элементов системы  Т0i должны распределяться пропорционально  заданным значениям наработок на отказ системы-аналога Т0i(a), если соответствующие узлы конструктивно сопоставимы: Т0i > Т0j, если   Т0i(a) > Т0j (a) .

Для априорной оценки показателя  можно предположить, что затраты на повышение надежности пропорциональны стоимости элементов системы-аналога, или применить методы экспертной оценки.

Ремонтопригодность узлов (элементов) оценивается по времени среднего вынужденного простоя для восстановления после отказа. Стоимость трудозатрат и запасных частей может не учитываться, так как она значительно меньше ущерба от простоя и недовыработки электроэнергии.

Надежность элементов, влияющих на безопасность объекта, следует принимать на 1÷2 порядка выше, чем элементов, не влияющих на безопасность, вводя соответствующий коэффициент  Ki >1.  Аналогичный подход приемлем  для узлов, определяющих пожаро- взрывобезопасность.

Исходя из изложенного, показатели учитываемых факторов определятся следующими формулами.

Показатель значимости

- число отказов i –того элемента системы-аналога за рассматриваемый период  времени  t.

Показатель , учитывающий достигнутый уровень надежности,  оценивается как отношение наработки на отказ i –того элемента к наработке на отказ системы-аналога в целом

Оценивая показатели   пропорционально стоимостям элементов системы-аналога  Сi(а), получим


Далее можно оценить нижнюю границу  наработки на отказ i –того элемента новой  системы Т0i по формуле (4),  затем – Т0 для новой системы, исходя из формулы (3), и проверить выполнение условия (2).

Для    выбора времени восстановления   Твi i –того  элемента предварительно используется условие

Затем проводится проверка соответствия Твi известному априорно минимальному значению времени восстановления узла Трем с точки зрения технологии ремонта.

Если Твi <Трем , то следует принять Твi =Трем.

Кроме того,   для АЭС  следует проверить условие [1]

Ткр ≤ Тмин, (10)

где Ткр критическое время простоя  реактора блока, при превышении которого продолжительность простоя будет выше и составит не менее Тмин.

Если последнее условие выполняется, то принимается    Твi= Тмин.

Итак,  указанные проверки могут привести к необходимости распределить требования к Твi для новой системы иначе, чем для системы-аналога. Чтобы при этом не нарушалось основное условие (2),  должно выполняться  условие


т.е. может потребоваться соответствующая корректировка Т0i.

Если  выявилась невозможность  выполнения  условия (2), то  следует откорректировать требования к надежности проектируемой системы.  Может оказаться целесообразным также резервирование каких-то элементов или изменение конструкции в целях устранения ненадежного элемента.

В любом случае обоснованные требования к показателям надежности отдельных узлов энергообъекта (ТГ, энергоблок, электростанция) на стадии проектирования  и контроль выполнения этих требований на стадии изготовления позволят реализовать нормируемые требования к надежности этого объекта.

Таким образом, при выборе ТГ при проектировании нового энергоблока или выборе варианта модернизации ТГ следует учитывать показатели надежности, чтобы обеспечить требуемый уровень надежности объекта в целом.

Литература:

  1. Голоднова О.С., Самовичев В.Г./О выборе турбогенераторов для атомных станций. В сб. докладов VI Симпозиума «Электротехника 2010», том 1, доклад 2.06. Московская обл., Октябрь 2001 г.
  2. Эксплуатация турбогенераторов с непосредственным охлаждением./ Под общей ред. Л.С.Линдорфа и Л.Г.Мамиконянца.– М.:  "Энергия", 1972.
  3. Азбукин Ю.И., Аврух В.Ю. Модернизация турбогенераторов. – М.:"Энергия", 1980.
  4. Цветков В.А. Диагностика мощных генераторов. – М.: НЦ ЭНАС, 1995.
  5. Электрические машины.  Выключатели  высокого  напряжения.   (Энергетика  за рубежом, СИГРЭ-84) / Под ред. И.А.Глебова   и Н.В.Шилина.– М.: Энергоатомиздат, 1986.
  6. Голоднова О.С. Уплотнения вала турбогенераторов с водородным охлаждением и их системы маслоснабжения (устройство, эксплуатация, причины, признаки и предупреждение отказов).   Приложение к журналу «Энергетик». Москва. НТФ «Энергопрогресс». 2004, № 1.
  7. H. Katayama, S. Takahashi, H. Nakamura, H. Shimada, H. Ito (Toshiba, Japan), G. J. Coetzee, F. A. Claassens (ESKOM, South Africa)/A Successful Retrofit of Old Turbo-generators having Various TechnicalProblems. Доклад А1-206 на сессии CIGRE-2006.
  8. Голоднова О.С., Юрманов В.А./Совершенствование водно-химического режима и контроля охлаждения статоров генераторов. М.: Вести в электроэнергетике. 2004. №3.
  9. Бемман Н.В. Проблемы установления и подтверждения требований к надежности приборов и систем.//Надежность электронных элементов и систем / Под ред. Х.М.Шнайдера. – М.:Мир,1977.

10.  Надежность и эффективность в технике. Т.5. Проектный анализ надежности /Под ред. В.И.Петрушева и А.И.Рембезы.– М.: Машиностроение, 1988.

11.  Надежность технических систем / Под ред. И.А.Ушакова.– М.: Радио и связь, 1985.

04 июня 2011 г.



[1] При этом не следует учитывать «человеческий фактор», т.е. данные об отказах по вине персонала