Главная / Турбогенераторы

{jcomments on}Доклад на научно-практической конференции и семинаре по темам «Современное состояние и проблемы разработки и внедрения нормативно-технической документации по диагностированию силового электрооборудования» (основная тема) и «Общие проблемы диагностирования силового электрооборудования» (дополнительная тема),  г. Пермь 12 сентября 2011 г.

Типичные дефекты турбогенераторов и возможности предупреждения отказов при помощи диагностирования

Голоднова О.С.

«Переход к конкурентным отношениям со свободным ценообразованием

может негативно отражаться на надежности и качестве электроснабжения» [1].

 

Отношение к обеспечению надежности энергетического оборудования (ЭО) в электроэнергетике сильно изменилось после реформирования – приоритет отдан снижению издержек, в том числе за счет снижения затрат на поддержание работоспособного состояния ЭО. Управление режимами работы ЭО усложнилось:  наряду с технологическим риском (неготовности мощ-ностей) должны учитываться и рыночные риски (ценовой, конъюнктурный и др.).

В отраслевом  стандарте [2] предлагаются «Методики оценки состояния основного оборудования» для обеспечения промышленной безопасности тепловых электростанций (ТЭС). В частности, предусматривается анализ технологического риска эксплуатации оборудования ТЭС, предложены критерии приемлемости риска.

Оценка технологического риска основывается на анализе статистических данных по эксплуатации ЭО и энергосистем. Этот анализ не потерял значимости после реформирования,  хотя  проведение его усложнилось в связи с тем, что прекращена регулярная работа по анализу эксплуатации ЭО, проводившаяся до реформы отраслевыми институтами.  Однако рядом аналитиков проводятся инициативные работы по оценке показателей надежности ЭО.

Оценка риска неготовности позволяет выделить критические группы ЭО и их отдельные элементы (например, по котельному оборудованию – [3]). Значительная часть публикаций по этой тематике относится к турбогенераторам [4, 5].  Этот доклад также посвящен турбогенераторам (ТГ) – дан анализ  типичных дефектов ТГ, рассмотрены возможности предупреждения отказов и снижения рисков, связанных с этими дефектами.

Анализ типичных дефектов турбогенераторов

Понятие о типичных дефектах основано на известном составе дефектов ЭО и повторяемости ряда дефектов, приводившим к отказам, для ЭО одного типа и даже различных типов, а также на анализе конструкции и условий эксплуатации.

Далее рассмотрим  типичные дефекты ТГ  и связанные с ними риски. Исходя из определения риска в Федеральном законе «О техническом регулировании» (№184-ФЗ от 27.12.2002), риск может быть определен как произведение вероятности P события, причинившего ущерб, на усредненную величину ущерба W от последствий события [6]:

R= P× W .

Будем использовать различные источники информации, сопоставляя результаты анализа.

Анализ большого объема информации по блочным ТГ от 165 до 800 МВт  за период более 6000 генераторо-лет эксплуатации с 1971 по 1989 гг. (группа А) позволил выявить  перечень  ключевых дефектов, которые можно назвать типичными, т.е. наблюдавшимися неоднократно на различных ТГ [7]. Общий перечень дефектов ТГ насчитывает несколько десятков наименований. Но не все дефекты приводили в этот период  к отказам.  Отбор дефектов, приводивших к отказам ТГ, позволил определить по каждому дефекту величину удельного простоя ТГ (час/ген×год).  Очевидно, эта величина является усредненной оценкой риска для данного дефекта, так как представляет собой произведение ущерба, определяемого как средний простой на один отказ (время восстановления), – на среднюю частоту отказов из-за данного дефекта (удельную повреждаемость).  Частота вместо вероятности события применяется вынужденно в связи с тем, что в электроэнергетике количество генерирующего оборудования недостаточно для образования статистически однородной и представительной выборки, что ведет к значительному рассеянию результатов.

Ранжировка дефектов по убыванию риска дала следующие результаты (рис.1) [8]:

-     Повреждения  масляных уплотнений вала

-     Ослабление креплений лобовых частей     обмотки статора

-     Ослабление прессовки и распушение крайних пакетов сердечника статора

-     Повреждения внутренних элементов системы охлаждения    обмотки статора

-     Повреждения газоохладителей

-     Попадание ферромагнитного предмета на     обмотку статора

-     Износ контактных колец

-     Ослабление креплений обмотки статора в пазах

-     Дефекты балансировки ротора

-     Повреждения токоподвода ротора

-     Технологические дефекты изоляции  обмотки статора.

 

Рисунок 1 – Ранжировка дефектов турбогенераторов по удельному простою (группа А) [8]

 

Такой (экономический) подход к оценке значимости дефекта нельзя считать исчерпывающим, поскольку близкий к нулю ранг оказался у потенциально опасных  дефектов, которые, благодаря профилактическим мерам, были чрезвычайно редки или вообще не приводили к отказам в рассмотренный период времени. Ранжировка методом экспертных оценок вывела на первые места по рискам следующие дефекты:

-     трещины в валу ротора;

-     трещины в деталях  бандажных узлов ротора;

-     значительная утечка (выброс) водорода в машинный зал;

Эти дефекты представляют большую опасность, поскольку приводят к катастрофическим отказам с максимальным значением ущерба: первые два – к разрушению ТГ и пожару в машинном зале, а последний – к пожару и, вероятно, к взрыву.  Хотя частота отказов из-за этих дефектов невелика (порядка 0,001), но ущерб определяется не только длительным вынужденным простоем (до года и более!), но и повреждением как ТГ, так и  машинного зала и возможностью жертв, поэтому риск таких отказов определяет степень безопасности машинного зала.

Рассмотрим более поздние данные об отказах отдельных групп ТГ [9], анализируя не только повреждаемость, т.е. числа отказов, но и ущерб, определяемый как  суммарная недовыработка электроэнергии. Результаты сравнительного анализа отказов по узлам ТГ для группы ТГ мощностью 220, 500 и 1000 МВт  с водородно-водяным охлаждением за период 300 генераторо-лет эксплуатации (группа Б) приведены в таблицах 1 и 2. Видно, что незначительная доля числа отказов по статору соответствует наибольшей доле суммарной недовыработки электроэнергии из-за отказов этого узла.

Таблица 1

Распределение  по узлам турбогенераторов  чисел отказов (в %%)

Группа ТГ

Статор

Ротор и ЩКА

Уплотнения вала и ГМС

Возбудитель и СВ

Газоохладители

Подшипники

Прочие

Б

14

6

25

19

6

18

12

В

7

7

7

51

0

21

7

 

Таблица 2

Распределение  по узлам турбогенераторов  недовыработки электроэнергии (в %%)

Группа ТГ

Статор

Ротор и ЩКА

Уплотнения вала и ГМС

Возбудитель и СВ

Газоохладители

Подшипники

Прочие

Б

41

4

13

23

1

12

6

В

0

0

0

81

0

18

1

 

Анализ данных с объединением в одну группу ТГ различной мощности даже одной серии, конечно, позволяет получить данные об удельной частоте отказов,  общее представление о соотношении рисков для различных узлов ТГ и различных непосредственных причин, но в то же время нивелирует различия в проявлении дефектов, скрывая действительно узкие места.

В качестве примера выделим в  составе рассмотренной группы ТГ 1000 МВт (группа В)  и покажем распределение  по узлам чисел отказов и суммарной недовыработки электроэнергии (табл. 1 и 2). Видно существенное влияние отказов бесщеточного возбудителя и системы возбуждения как на число отказов, так и на недовыработку электроэнергии в группе В (более 80% недовыработки электроэнергии).  Это влияние, ярко выраженное для группы В, сказывается  и  на распределении для общей  группы Б, хотя и весьма сглажено.

Удельные показатели надежности для группы Б приведены в таблице 3. Здесь риски определены и как удельный простой, и как произведение недовыработки электроэнергии от одного отказа на удельную повреждаемость.

Таблица 3

Мощность ТГ, МВт

Удельная повреждаемость,

(ген×год)-1

Средний простой на один отказ,

час

Риски

удельный  простой,  час/ген×год

удельная недовыработка электроэнергии, млн.кВтч/ ген×год

1000

0,33

46,8

15,4

15,4

500

0,41

45,0

18,4

9,2

220

0,57

65,0

37,0

8,2

 

Распределение чисел отказов по узлам ТГ 800 МВт  с водородно-водяным охлаждением  (группа Г) и полным водяным охлаждением (группа Д ) показано в таблице 4. Видно, что для группы Г – с  водородным охлаждением ротора – преобладающими являются отказы из-за дефектов статоров, а для группы Д – с водяным охлаждением ротора – значительна доля отказов из-за дефектов ротора.

Таблица 4

Распределение  по узлам чисел отказов ТГ 800 МВт серии ТВВ (группа Г)

и ТГ 800 МВт серии Т3В (группа Д)

Группа ТГ

Статор

Ротор и ЩКА

Уплотнения вала и ГМС

Прочие

Г

75

4

17

4

Д

57

43

0

Сравним данные по надежности и риски  для ТГ 1000, 800 и 500 МВт с различными системами охлаждения примерно за один и тот же период эксплуатации (табл. 5).

Таблица 5

Охлаждающая среда

Мощность ТГ,

МВт

Удельная повреждаемость, (ген×год)-1

Среднее время восстановления (средний простой на один отказ), час

Риск – удельный  простой,

час/ген×год

Водород, дистиллат (статор)

1000

0,33

46,8

15,4

Водород, дистиллат (статор)

800

0,5

40,0

20,0

Воздух, дистиллат (статор и ротор)

800

1,0

70,0

70,0

Водород, дистиллат (статор)

500

0,41

45,0

18,4

Водород, дистиллат (статор и ротор)

500

1,5

200

300

Воздух, масло (статор), дистиллат (ротор)

500

2

300

600

 

Виден значительный разброс значений рисков, выделяются критические группы ТГ с риском от 70 час/ген×год и выше.

Непосредственные  причины нарушений в работе ТГ  из-за отказов различных узлов и вспомогательных систем систематизированы в виде следующих групп:

-  электрические (снижение  сопротивления  изоляции статора и ротора ТГ и возбудителя, пробои высоковольтной изоляции в работе и при профилактических испытаниях,  корпусные и витковые замыкания обмоток статора и ротора, короткие замыкания в электрических цепях ТГ и систем возбуждения, искрение и круговой огонь на ЩКА);

-  термические  (повышенные нагревы статора и ротора ТГ, возбудителя и охлаждающих сред, вкладышей уплотнений и подшипников);

-  механические дефекты (нарушения прочности узлов крепления и активных частей, повышенные механические напряжения,  повышенная вибрация, износ);

-  нарушения  работы  газовой,  масляной,  водяной систем охлаждения  (неплотности, утечки, снижение расхода и т.п.).

Соотношение этих групп в количестве отказов ТГ группы Б представлено в табл. 6. Видно, что, в среднем, больше всего отказов  дают нарушения  работы  газовой,  масляной,  водяной систем охлаждения.

Таблица 6

Распределение  чисел отказов по непосредственным причинам

Группа ТГ

Электрические

Термические

Механические

Неплотности и утечки

Прочие

Б

12,5

15,6

10,6

41,3

20

Г

4,2

0

29,2

66,6

0

Д

14,3

7,1

7,1

71,5

0

Е

10,8

10,8

10,8

56,8

10,8

 

Следует отметить, что  включение в анализируемую группу типа ТГ с какими-то характерными дефектами  изменяет распределение по непосредственным причинам и чисел отказов, и недовыработки электроэнергии из-за этих отказов. Так, анализ отказов за год   группы  из 58-и  ТГ (группа Е) тех же типов, что и в группе Б, но с включением в нее 3-х генераторов 1000 МВт с неудачными вибродинамическими характеристиками статора и повышенной повреждаемостью (0,6 ген×год-1, 140,4   млн.кВтч /отказ, 84,2 млн.кВтч/ ген×год), показал  резкое повышение роли неплотностей и утечек в распределении чисел отказов по непосредственным причинам (табл.6).

Также существенные отличия имеют распределения чисел отказов по непосредственным причинам  для ТГ  800 МВт групп Г и Д (табл.6). Для ТГ с полным водяным охлаждением (группа Д) увеличивается доля отказов из-за неплотностей и утечек, электрических причин (снижение сопротивления изоляции).

Представляет интерес сравнение полученных данных по указанным группам мощных ТГ с данными по большой совокупности ТГ от 60 до 800 МВт [10] (группа Ж); в табл. 7 показано распределение чисел отказов по узлам за три последовательных года, демонстрирующее преобладание отказов из-за дефектов ЩКА, возбудителей, подшипников. Это связано с тем, что в группе Ж значительная доля  ТГ не имеет водяного охлаждения, дефекты которого преобладают в группах (Б, В, Г, Д) более мощных машин.

Таблица 7

Распределение чисел отказов по узлам для ТГ от 60 до 800 МВт  РАО ЕЭС

за три последовательных  года (группа Ж)

Статор

Ротор

ЩКА

Подшипники и уплотнения вала

Возбудитель и СВ

Прочие

11

7

22

25

28

7

11

6

19

26

11

27

9,5

1,5

34

22

15

18

 

Приведем для сравнения также данные из [5] по повреждаемости «по всему парку» ТГ мощностью от 6 до 800 МВт серий Т2, ТВ, ТВС, ТВФ, ТВВ, ТГВ, Т3В, ТВМ за период с 2001 по 2005 гг. (группа З): среднеарифметическое значение повреждаемости – 0,078 год-1, при этом минимум – 0,019 год-1 (Т2-12-2), максимум 1,53 год-1 (ТВМ-500). Распределение чисел отказов по узлам для этой группы показано в таблице 8.

Таблица 8

Распределение чисел отказов по узлам для ТГ от 6 до 800 МВт  за пять лет (группа З)

Статор

Ротор

ЩКА

Подшипники и уплотнения вала

Возбудитель и СВ

Газо- и воздухоохладители

23

14,2

14,2

20,8

18,1

9,7

 

Приведенное в [5] значение среднеквадратического отклонения 0,63 год-1, на порядок превышающее среднюю величину, свидетельствует о крайней статистической неоднородности, определяемой различием конструкций, систем охлаждения, типов изоляции и более, чем 100-кратным  разбросом мощностей при общем количестве объектов порядка 103.  Преобладание в этой группе  типов ТГ мощностью до 120 МВт  с удельной повреждаемостью значительно ниже средней,  вероятно, объясняет  значительные отличия  повреждаемости приведенных выше групп Б и Г от указанного среднего значения (0,078). Неоднородность усиливается также преобладанием дефектов, связанных с низким качеством технического обслуживания и ремонта, которое отмечается по всем группам.

Представленные выше основные способы анализа надежности эксплуатации ТГ использовались обычно руководством отрасли, а теперь могут использоваться  руководством  энергокомпаний для выявления наименее надежных энергопредприятий, единиц и типов ТГ, узлов ТГ  в целях выявления и устранения ненадежных элементов. Пример такого подхода иллюстрируется данными по группе ТГ, для которых распределение недовыработки электроэнергии за ряд лет из-за отказов  по отдельным ТГ (рис. 2)  показало необходимость замены всего трех статоров, что значительно повысило надежность всей этой группы ТГ.

 

Рисунок 2 – Сравнение  суммарной недовыработки электроэнергии по ТГ,

в том числе из-за дефектов статоров

 

Недостаточная однородность и  представительность статистических данных для оценок вероятностей отказов ТГ, тем более, различных типов ТГ и отдельных узлов по различным причинам, при  рассеянии значений повреждаемости от нуля до 20-кратного от среднего  не позволяет использовать вышеприведенные средние данные для практических вероятностных оценок риска отдельно взятых ТГ. То же относится и к средним значениям времени восстановления.  Чтобы все же использовать имеющиеся статистические данные, надо снижать рассеяние оценок. Для этого следует уменьшать неоднородность, рассматривая группы ТГ, близких по конструкции и способу охлаждения, увеличивать период наблюдения (количество агрегато-лет), исключая заведомо наименее и наиболее надежные объекты. Так, на примере теплотехнического оборудования энергоблоков 300 МВт было показано, что показатели надёжности должны определяться за время наблюдения этих объектов, приближающееся по длительности к их утроенной средней наработке на отказ [3].

Таким образом, анализ типичных дефектов и технологических рисков позволяет сделать вывод о решающей роли конструкции ТГ, особенно, систем охлаждения как в составе типичных дефектов и распределении их по узлам, так и в оценках технологических рисков. Прогнозирование рисков на основе средних данных по повреждаемости допустимо лишь для группы однотипных  объектов (ТГ или узел) при достаточно большом периоде наблюдения, который можно назначить как период, в течение которого произойдет не менее одного отказа [11].

Пути  предупреждения отказов, вызываемых типичными дефектами

Происхождение дефектов позволяет распределить причины отказов турбогенераторов на несколько групп, определяющих подходы к предупреждению аналогичных отказов:

-                   Дефекты конструкции и технологии изготовления

-                   Дефекты монтажа

-                   Низкое качество технического обслуживания и ремонта

-                   Деградационные процессы,   в т. ч. развитие «скрытых» дефектов

-                   Воздействие анормальных и пиковых режимов эксплуатации

Не останавливаясь на подробном рассмотрении каждой группы (см. [8]), рассмотрим основные направления работ по предупреждению отказов.

Приоритетными представляются работы по устранению причин отказов, связанных с недостатками конструкции и технологии,  дефектами монтажа,  с внешними воздействиями (от эксплуатационных и аварийных режимов), а также с качеством ремонта:

-        замена узлов и деталей новыми, в т.ч. усовершенствованной конструкции, исключающей некоторые виды дефектов;

-        совершенствование технологии и контроля качества ремонта,

-        совершенствование систем контроля и защиты;

-        корректировка правил технической эксплуатации.

Все эти работы означают необходимость единовременных затрат на выявление и устранение дефектов, но позволяют значительно снизить издержки, связанные с отказами, в последующий период. Наибольшее значение эти работы имеют для ТГ,  вновь вводимых в работу. Основное требование к этим работам – гарантированное  снижение  риска отказа.

Что касается деградационных процессов в ТГ, особенно связанных с воздействием пиковых и анормальных режимов,  со старением (изменением свойств) материалов, при длительной эксплуатации, то предупреждение отказов из-за дефектов, связанных с этими процессами, требует совершенствования систем контроля. В мировой практике под этим подразумевается реализация задач диагностирования в процессе эксплуатации (on-line диагностика) и, конечно, периодическое тщательное обследование ТГ с оценкой технического состояния и устранением дефектов в период плановых ремонтов. Эти работы сопровождаются не только единовременными затратами, но и дополнительными издержками в процессе эксплуатации.

Для быстро развивающихся дефектов периодически проводимые  диагностические процедуры, как и действия персонала, неэффективны в смысле предупреждения отказа. В этих случаях  должна предусматриваться защита для срочного вывода из работы, позволяющего снизить ущерб от отказа.

Основные требования к  мероприятиям по диагностированию:

своевременность выявления дефектов,

достоверность диагноза.

Своевременность выявления дефектов, которые могут привести к отказу. В процессе работы ТГ в сети своевременное выявление дефекта означает, что период упреждения отказа является достаточным для принятия мер, исключающих необходимость внепланового останова ТГ, а если не исключающих, то уменьшающих вынужденный простой ТГ и снижающих затраты на вынужденный ремонт. Исключение внепланового останова не означает, что не будет затрат на устранение дефекта, но эти затраты будут произведены в период планового ремонта до начала которого ТГ должен доработать благодаря принятым мерам. Поскольку продолжительность планового ремонта обычно соответствует нормативам, то предполагается, что этого времени будет достаточно для устранения выявленного дефекта. Если же недостаточно, то перепростой в ремонте в экономическом плане должен рассматриваться как внеплановый останов.

Достоверность диагноза. О достоверности должны позаботиться разработчики систем контроля, включающих задачи диагностирования и (или) дополнительные средства контроля, предусмотрев в алгоритмах анализа контролируемых параметров известные способы выявления недостоверных данных.   Повышает достоверность диагноза  также использование различных средств и методов диагностирования.

В настоящее время существует большое количество методов и средств диагностирования [12, 13].  Возможности использования этих методов и средств для выявления дефектов ТГ в процессе эксплуатации  можно представить в виде матриц «дефект-метод выявления», как это было дано впервые в [14].  В таблице 9 приведена такая современная матрица, составленная, исходя из анализа повреждаемости ТГ и известных возможностей раннего выявления дефектов.  Видна возможность использования различных средств контроля для выявления  дефектов одного узла, что значительно повышает достоверность диагноза.

Рассмотрим некоторые дополнительные средства контроля, не претендуя на полноту обзора. Следует особо отметить контроль и анализ продуктов пиролиза в водороде, образующихся при наличии местных перегревов,  при помощи УКПГ – устройства контроля местных перегревов [13, 15]. Штатный термоконтроль не рассчитан на выявление локальных перегревов сердечника, которые обнаруживаются только при осмотрах с выводом ротора.

 

 

Таблица 9

Возможности выявления развивающихся  дефектов на работающем турбогенераторе средствами штатного контроля

Выявляемые дефекты и повреждения

Термо-контроль узлов ТГ

Расходы и давления охл. сред

Вибрация  подшипников

Вибрация  вала

Вибрация КК ротора

Утечки воды, водорода

Сопротивление изоляции  цепей возбуждения

Примеси в охлаждающей

среде

В воде

В охлаждающем газе

Водород

Медь

Пыль от износа

Влага

Масло из упл.

1.Трещины в вале

0

0

1

1

0

0

0

0

0

0

1

1

2.Трещины бандажных колец

0

0

1

1

0

0

0

0

0

0

1

1

3. Повреждения масляных уплотнений и ГМС

1

1

0

0

0

1

0

0

0

0

1

1

4. Повреждения водяного охлаждения статора

1

1

0

0

0

1

0

1

1

0

1

0

5. Местные перегревы  сердечника  и обмотки статора

1

1

1

1

0

0

0

0

0

0

0

0

6. Нарушение креплений элементов статора

0

0

1

1

0

1

0

0

0

1

0

0

7.  Повреждения системы водяного охлаждения ротора

1

1

1

1

0

1

0

0

0

0

1

0

8. Снижение изоляции обмотки статора

1

1

0

0

0

1

0

0

0

0

1

0

9.Снижение изоляции обмотки ротора

0

0

0

0

1

1

1

0

0

0

1

1

10. Нарушение паяных соединений обмоток

0

0

0

0

0

0

0

0

1

0

0

0

11. Витковые замыкания  обмотки ротора

1

0

1

1

0

0

0

0

0

0

1

0

12.Тепловой небаланс ротора

0

1

1

1

0

0

0

0

0

0

0

0

13. Нарушения работы ЩКА

0

0

0

0

1

0

0

0

0

0

0

0

14. Нарушения работы ГО

1

0

0

0

0

1

0

1

0

0

1

0

1 – признаки;  1 – дополнительные признаки; 0 – отсутствие признаков

Сокращения: ГМС – газомасляная система; ГО – газоохладители; КК – контактные кольца;   ЩКА – щеточно-контактный аппарат

 

Таблица 9 (продолжение)

Возможности выявления развивающихся  дефектов на работающем  и остановленном турбогенераторе средствами дополнительного (нетрадиционного) контроля

 

Выявляемые дефекты и повреждения

Продукты пиролиза в газе

Вибрация  эле-ментов статора

Радиочастоты

Электромагн. индукция

Вибро- акустика

Частичные разряды в обмотке статора

Токи утечки в изоляции

на ген. напряжении

Сопротивление обмотки ротора

1.Трещины в вале

0

0

0

0

0

0

0

0

2.Трещины бандажных колец

0

0

0

0

0

0

0

0

3. Повреждения масляных уплотнений и ГМС

0

0

0

0

0

0

0

0

4. Повреждения водяного охлаждения статора

1

0

0

0

0

1

1

0

5. Местные перегревы  сердечника  и обмотки статора

1

0

0

0

0

0

1

0

6. Нарушение креплений элементов статора

0

1

0

0

1

0

0

0

7.  Повреждения системы водяного охлаждения ротора

0

0

0

0

0

0

0

0

8. Снижение изоляции обмотки статора

1

0

0

0

0

1

1

0

9.Снижение изоляции обмотки ротора

0

0

0

0

0

0

0

0

10. Нарушение паяных соединений обмоток

1

0

1

0

0

1

0

1

11. Витковые замыкания  обмотки ротора

0

0

0

1

0

0

0

1

12.Тепловой небаланс ротора

0

0

0

0

0

0

0

0

13. Нарушения работы ЩКА

0

0

1

0

0

0

0

0

14. Нарушения работы ГО

0

0

0

0

0

0

0

0

1 – признаки;  1 – дополнительные признаки; 0 – отсутствие признаков

Сокращения: ГМС – газомасляная система; ГО – газоохладители; ЩКА – щеточно-контактный аппарат

 

УКПГ может быть установлено в период планового ремонта  и будет вполне эффективной заменой профилактическим осмотрам сердечника.

Использование параметров штатной системы контроля для целей диагностики предусматривает обработку данных в соответствии с алгоритмами диагностирования. Так, для контроля охлаждения стержней статора рекомендуются в качестве показателей теплового состояния уклонения (отклонения) температур отдельных гидравлических ветвей от средней температуры по группе ветвей [16], которые определяются путем  обработки данных термоконтроля на базе  АСУ ТП блоков. При этом значительно повышается чувствительность штатного термоконтроля и достоверность диагноза. Пример обработки данных в соответствии с РД ЭО 0332-02  (ОАО «Росэнергоатом») показан на рис. 3; видна значительно большая информативность температурных уклонений по сравнению с температурами.

Рисунок 3 – Выявление дефекта охлаждения стержня в пазу № 42 статора ТГ 1000 МВт  путам анализа температурных уклонений [17]

Автоматизированный анализ данных штатного термоконтроля позволяет диагностировать состояние масляных уплотнений и регуляторов перепада давлений масла и газа с выявлением наиболее опасных дефектов – перекос и нарушение подвижности вкладышей уплотнений, застревание золотника регулятора и т.п. В основу алгоритмов положены диагностические таблицы, составленные на основе анализа опыта эксплуатации ТГ [13, 18].

На ряде ТГ с водородно-водяным охлаждением устанавливают газоанализаторы для измерения концентрации водорода в дистилляте, охлаждающем обмотку статора, в напорном (К1) и сливном (К2) трубопроводах и применяют метод раннего выявления утечек водорода в дистиллят – по приросту концентрации водорода в дистилляте dК = К2 – К1. Текущая оценка dК в процессе эксплуатации позволяет выявить на самой ранней стадии неплотности водяной системы охлаждения статора, доля которых весьма велика в совокупности причин отказов ТГ.

Известен ряд устройств для текущего контроля состояния щеточного аппарата ротора, среди которых можно отметить сигнализатор искрения и прибор для контроля токов щеток, позволяющий значительно повысить равномерность распределения  токов по щеткам [19].

Раннему выявлению дефектов статоров способствуют испытания, измерения и обследования на действующих ТГ [13, 20]:

-       тепловые испытания ТГ;

-       измерения  инфракрасного излучения снаружи корпуса ТГ для оценки распределения  теплового поля и выявления дефектов газоохладителей;

-       виброакустическое обследование корпуса и сердечника статора для выявления дефектов крепления подвески сердечника в корпусе статора;

-       анализ состава примесей в охлаждающем газе  и (или) сухого остатка масла из дренажей для выявления продуктов износа железа сердечника и изоляции обмотки;

-       измерения уровня частичных разрядов;

-       вибрационные исследования для выявления самых опасных дефектов – трещин в валу, а также витковых замыканий в роторе,  дефектов подшипников.

Кроме того,  мировая и отечественная практика эксплуатации ЭО предусматривает обязательные осмотры, диагностические обследования и дефектацию во время плановых остановов ЭО с разборкой [12, 13]. На содержании этих работ здесь останавливаться не будем. Укажем только, что эти работы особенно эффективны для своевременного выявления и устранения дефектов, связанных со значительным риском (сердечника, бандажных колец и вала ротора).

Эффективность диагностирования дефектов ТГ.

Анализ эффективности внедрения диагностических систем на ТГ был проведен Институтом энергетики США (EPRI) путем анализа 132 случаев серьезных аварий ТГ мощностью от 200 до 800 МВт, происшедших в 1969-1977 гг. [21].  Результаты приведены в таблице 10.

В каждом случае была рассмотрена возможность раннего выявления и предупреждения (или снижения) недовыработки электроэнергии с помощью диагностирования каким-либо методом, иногда комплексом методов, а также путем совершенствования эксплуатации и определена экономия недовыработки электроэнергии, которая могла быть достигнута вследствие этого.  Этот анализ показал важную роль контроля температур элементов ТГ, который мог бы предотвратить 25 % недовыработки электроэнергии, а с учетом специального контроля (УКПГ) – более 40 %. Немалую роль играет совершенствование эксплуатации, т.е. повышение квалификации персонала.

Таблица 10

Суммарная возможная экономия ущерба,  оцененная при анализе 132 аварий ТГ в США  [21]

 

 

Поврежденный

узел

турбогенератора

Ущерб от

повреждения

 

Оценка экономии (ГВт-суток) при

использовании различных методов

 

ГВт-

суток

Доля,%

Использование  средств контроля и диагностики

Совер-

шенст-

вование

эксплу-

атации

Другие методы

Мони- торинг

вибра-

ции

Конт-

роль

радио-

частот

Специ-альный

контроль

Датчики

темпера

туры

Обмотка статора-механические повреждения

1656

35,2

127

604

345

714

111

0

Обмотка  статора -изоляция

387

8,2

0

0

45

0

0

0

Ротор –  механические повреждения

622

13,2

26

0

0

-

0

0

Ротор – обмотка

243

5,2

0

48

19

-

3

16

Сердечник статора

728

15,5

13

139

498

499

153

0

Вентилятор

149

3,2

7

0

0

-

0

0

Подшипники  и уплотнения вала

147

3,1

34

0

0

0

20

0

Возбудитель

259

5,5

34

33

-

-

9

49

Другие узлы

515

10,9

0

0

14

0

407

422

Общий ущерб

в ГВт-суток

4706

100,0

241

824

893

1213

703

487

Доля, %

 

 

5,1

17,5

19,0

25,8

14,9

10,3

 

В России в 1991-92 гг. была разработана СКДГ – система эксплуатационного контроля ТГ 500 и 1000 МВт (АЭС) с включением задач диагностики статора, ротора, уплотнений, системы возбуждения на базе штатного технологического контроля с дополнительной установкой УКПГ. Оценка предполагаемой эффективности  была выполнена аналогично [21] путем анализа 228 отказов ТГ АЭС в 1987-1993 гг. с оценкой недовыработки электроэнергии.

Установлено, что внедрение СКДГ позволило бы сэкономить около 50 % недовыработки электроэнергии (5500 млн. кВтч.) и примерно столько же – по числу отказов. Для сравнения была выполнена оценка эффективности модернизаций и реконструкций с целью устранения тех же причин отказов; она составила 18-20%. К сожалению, внедрение СКДГ не состоялось по общегосударственным причинам – прекратилось государственное финансирование внедрения новой техники.

Перспективы практического использования методов предупреждения отказов ТГ, в том числе методов диагностирования ТГ, в современных условиях

Приведенные выше оценки эффективности внедрения методов и средств диагностирования ТГ – только по удельному ущербу (риску), конечно, недостаточны для принятия решения о внедрении.  В нынешних условиях это решение должно приниматься генерирующими энергокомпаниями для конкретного состава действующих ТГ и их типичных дефектов. За повышение надежности надо платить. Необходимо сопоставление ожидаемого риска и связанных с ним издержек с затратами на внедрение и эксплуатацию новых устройств и методик, позволяющих снизить или устранить этот риск. Должны быть определены срок окупаемости и интегральный экономический эффект от снижения риска за расчетный период  времени [11].  Эти расчеты  должны сопровождаться выбором стратегии эксплуатации из следующих возможных:

-                  эксплуатация «до отказа» ТГ или критического узла ТГ с последующим его аварийным ремонтом или заменой;

-                  увеличение резерва мощности, позволяющее исключить перерывы энергоснабжения из-за отказов ТГ, при этом эксплуатация «до отказа» ТГ с последующим его аварийным ремонтом или заменой;

-                  замена ТГ в целом или основных узлов по достижении заданного срока эксплуатации;

-                  эксплуатация с ремонтным обслуживанием «по техническому состоянию»;

-                  планово-профилактические ремонты по схеме, принятой в Минэнерго СССР.

Каждая из этих стратегий имеет свои единовременные затраты, например, на замену ТГ, и оценки издержек, которые зависят от мощностей ТГ, их сроков службы, резерва мощности  и складываются из затрат на реконструкции и замены узлов, на ремонты, на диагностические процедуры, на восстановление после отказов с учетом убытков от недовыработки электроэнергии при внеплановых простоях, упущенной выгоды, штрафов, компенсаций ущерба у потребителей и т.п. Необходимо учесть, что предупреждение отказов требует определенных действий персонала по результатам контроля и диагностических процедур, в ряде случаев – по условиям безопасности – разгрузки ТГ и даже внепланового вывода из работы  с определенными убытками. В то же время внедрение СКДГ позволяет повысить эффективность плановых ремонтов, путем предремонтного обоснования сверхтиповых работ по устранению дефектов.

Надо принять во внимание, что, в связи с разбросом значений повреждаемости не только для отдельных серий и типов, но и  отдельных единиц и узлов ТГ,  эффективность повышения надежности допустимо оценивать не для отдельной машины, а только для группы ТГ, как уже указывалось,  с достаточно большим периодом наблюдения [11].

Независимо от расчетных оценок экономической эффективности возможности предупреждения отказов при помощи диагностирования далеко не всегда могут быть практически реализованы. Для этого есть ряд причин:

-             приоритетность снижения издержек энергокомпании в ближайший период (текущий год);  это делает неприемлемыми мероприятия, окупающиеся лишь в течение ряда лет; экономят даже на таких малозатратных мероприятиях, как повышение квалификации персонала;

-             приоритетность инвестиций в новое оборудование [23],  поддержание работоспособности и надежности действующего ЭО не стимулируется государством;

-             высокие цены на диагностическое оборудование и выполнение диагностических обследований для оценки технического состояния ТГ;

-             отсутствие регламентации уровня надежности ЭО документами высокого уровня (нормативами) со стороны государства [1, 22];

-             характер санкций со стороны регулятора за внеплановые остановы, когда не стимулируется устранение возникшего дефекта до того, как он приведет к аварии;

-             страхование ЭО от поломок.

Известен государственный комплекс мер, касающихся надежности, закрепленных законодательно [23, 24]: конкурентный отбор мощности на оптовом рынке, конкурс инвестиционных проектов, ДПМ – договоры о поставке мощности, тарифы на новую мощность, ответственность за неисполнение договорных обязательств, штрафные санкции за недопоставку мощности и электроэнергии. Но надежность не учитывается в составе технических характеристик при конкурентном отборе мощности на оптовом рынке, а также на конкурсе инвестиционных проектов. Условия возврата вложенных средств не распространяются на действующее ЭО.

Цена поставляемой мощности зависит  от качества мощности, которое, прежде всего, определяется готовностью ЭО к работе [24]. Внеплановый ремонт снижает готовность и приводит к снижению оплаты за мощность не только для данного участника, но и для группы участников, поставляющей мощность в рамках соглашения. Этот порядок должен бы служить макростимулом  к заботе о техническом состоянии и обеспечению исправности ЭО, но в каждодневной практике с неизбежными рисками он фактически способствует задержке устранения внезапно возникшей неисправности (вплоть до аварии), если  для этого требуется внеплановый вывод в ремонт или увеличение простоя в плановом ремонте.

Препятствием является также страхование ЭО от поломок. Система управления рисками практически отсутствует, поскольку не предусматривается учет износа опасного объекта, учет уровня технического обслуживания и ремонта энергооборудования, наличие программ и выполнение превентивных мероприятий  под контролем страховщиков. Ожидание  страхового возмещения  значительно снижает привлекательность программ  превентивных мероприятий по ЭО для  топ-менеджеров энергокомпаний.

Итак, установившийся порядок не способствует заинтересованности генерирующих компаний в модернизации действующего ЭО с целью продления его срока службы, а также выполнению ремонтных программ и превентивных мероприятий. Штрафные санкции недостаточно стимулируют повышение надежности генерации, в том числе обеспечение безопасности.

Тем не менее, снижение рисков как одна из целей  менеджмента энергокомпаний может скоро превратиться из деклараций в реальную деятельность.  Это связано с тем, что Федеральный закон от  27 июля 2010 г.  № 226-ФЗ   требует страхования гражданской ответственности владельцев энергокомпаний за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте, каковым является  турбоагрегат. Это повлечет в случае аварий выплату таких денежных компенсаций, которые могут превысить экономию на мероприятиях по обеспечению надежности.

В этой ситуации анализ типичных дефектов ЭО и оценка возможности предупреждения отказов, вызываемых этими дефектами, может рассматриваться как начальный этап планирования работ в энергокомпании по снижению рисков, но обязательно с расчетом экономической эффективности.  При этом должен различаться подход к рискам с ущербом, покрываемым самой энергокомпанией, и рискам катастрофических аварий [25], ущерб от которых энергокомпания не может покрыть полностью, т.е. идет речь о народно-хозяйственном ущербе, покрываемом в большей своей части из госбюджета, раскладываемом на массу налогоплательщиков.

Выводы:

1. Накопленный ретроспективный опыт анализа и раннего выявления типичных дефектов ТГ в электроэнергетике России может быть использован для планирования мероприятий по предупреждению отказов ТГ и обеспечению безопасности.

2. Экономическая эффективность мероприятий по предупреждению отказов ТГ на базе внедрения методов и средств диагностирования должна оцениваться энергокомпаниями с учетом конкретных экономических показателей компании и затрат на внедрение.

3. Практическая реализация мероприятий по предупреждению отказов ТГ сдерживается мерами государственного регулирования, стимулирующего лишь инвестиции в новое ЭО и не предусматривающего адекватных санкций за аварии.

4. Правительству следует обязать энергокомпании финансировать мероприятия по предупреждению рисков катастрофических аварий и контролировать внедрение этих мероприятий. К таким мероприятиям относится контроль состояния:  металла валов и бандажных колец роторов ТГ, подшипников и системы смазки ТГ, масляных уплотнений вала и газомасляной системы ТГ с водородным охлаждением.

5. Необходимо ускорить разработку «Концепции обеспечения надежности в электроэнергетике».

 

Список источников

  1. Экономика и управление в современной электроэнергетике. Под ред. Чубайса А.Б., Аметистова Е.В., Удальцова Ю.А., Уринсона Я.М. М.: изд. НП «КОНЦ ЕЭС», 2008.
  2. СТО  Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования.  Приложение к приказу ОАО РАО «ЕЭС России» от  28.03.2007  № 200.
  3. Римов А.А. Методические аспекты оценки надёжности и технического использования теплоэнергетического оборудования ТЭС/ «Электрические станции», 2010, № 3.
  4. Самородов Ю.Н. Дефекты и неисправности генераторов. М.: Библиотечка электротехника – приложение к журналу «Энергетик». НТФ «Энергопрогресс». 2005, № 9 (81).
  5. Самородов Ю.Н. Риски повреждения турбогенераторов. М.: Библиотечка электротехника – приложение к журналу «Энергетик». НТФ «Энергопрогресс». 2011, № 3 (147).
  6. Ярыгин Ю.А.. Методические подходы к созданию системы мониторинга промышленной безопасности на региональном уровне. «Вестник Госатомнадзора России», 2003, № 4.
  7. Цветков В.А. Диагностика мощных генераторов. М.: НЦ «ЭНАС». 1995.
  8. Голоднова О.С. Основные  причины отказов турбогенераторов и пути их предупреждения. Учебно-методическое пособие. Москва. ИПКгосслужбы. 2005.
  9. Материалы технической конференции "Дефекты и неисправности турбогенераторов мощностью 500-1000 МВт, мероприятия по их определению и устранению". г. Санкт-Петербург, Филиал ОАО "Силовые машины" "Электросила", 26-28 апреля 2004 г.
  10. Загретдинов И.Ш. Краткий обзор состояния аварийности в ОАО РАО «ЕЭС России»/ «Энерго-пресс» (электронный бюллетень), 2003 г.
  11. Барило В.В., Голоднова О.С. Особенности оценки экономической эффективности затрат на модернизацию генерирующего оборудования с целью повышения его надежности/ Электро (Электротехника. Электроэнергетика. Электротехническая промышленность).  2006, № 4.
  12. Алексеев Б.А. Определение состояния (диагностика) крупных турбогенераторов/ М.:НЦ «ЭНАС», 2001.
  13. Ростик Г.В. Оценка технического состояния турбогенераторов/М.: ИПКгосслужбы, 2008.
  14. Амбросович В.Д., Быков В.М., Голоднова О.С., Мамиконянц Л.Г., Цветков В.А., Нецеевский А.Б. Некоторые аспекты  технической диагностики мощных турбогенераторов/ Париж. CIGRE, 1982, доклад 11-09.
  15. Алексеев Б.А., Борозинец Б.В. Определение местных перегревов в турбогенераторах по продуктам пиролиза в охлаждающем газе/ М.: Библиотечка электротехника – приложение к журналу «Энергетик». НТФ «Энергопрогресс». 2000, № 3 (15).
  16. Гуревич Э.И.  Температурная диагностика электрических машин. С.-Пб. РАН, 1997.
  17. Голоднова О.С. Причины и  последствия появления локальных очагов нагрева основных узлов турбогенераторов, пути предупреждения их аварийного развития/ В сб. докладов IХ Симпозиума «Электротехника 2030», доклад 4.48; Московская обл., 28 мая – 1 июня 2007 г.
  18. Пузаков С.Е., Голоднова О.С., Ростик Г.В. и др. Справочник по ремонту турбогенераторов / М.: ИПКгосслужбы. Под ред. Х.А. Бекова, В.В. Барило, 2006.
  19. Городов В.В., Лашицкий А.П. Новые средства контроля и диагностики щеточно-кон-тактного аппарата мощных электрических машин/ М.: Энергетик, 2003, № 8.
  20. Методические указания. Турбогенераторы. Оценка технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы. 2008.
  21. On-line monitoring and diagnostic system for generators.  Final Report. EPRI Contract RP 970-1. September 1979.
  22. Кучеров Ю.В., Китушин В.Г. Реформирование и надежность электроснабжения\ "ЭнергоРынок", 2005, №1.
  23. Постановления Правительства РФ от 03.03.2010 № 117, от 21 апреля 2010 г. N 269.
  24. Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода.
  25. Голоднова О.С. О факторах, способствующих повышению риска крупных техногенных аварий/ М.: Вести в электроэнергетике. 2010, №1.
 

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

 

«Инновационное развитие электроэнергетики в XXI веке».

Сборник докладов юбилейной научно-практической конференции,

посвященной  55-летию ИПКгосслужбы. Т.4./

Под ред. д.т.н., проф. О.А.Терешко.

М.: ИПКгосслужбы, 2007.

Оценка качества ремонта оборудования электростанций, эксплуатируемого за пределами нормативного срока службы (на примере турбогенераторов)

 

Барило В.В. к.э.н., проф. ИПКгосслужбы, Голоднова О.С. к.т.н., ст.научн.сотр. ИПКгосслужбы, Ростик Г.В., главный специалист ООО «ЛЭР-Электросервис»

 

В энергокомпаниях ОАО РАО "ЕЭС России" идет внедрение систем менеджмента качества [1] как основы  процессов совершенствования управления и повышения эффективности использования ресурсов, направленных на повышение надежности и технико-экономической эффективности работы энергопредприятий и, соответственно, на повышение надежности энергоснабжения потребителей. Задача внедрения систем менеджмента качества в соответствии с требованиями стандартов ИСО серии 9000 была поставлена в разделе 10 "Программы действий по повышению надежности ЕЭС России" (приказ ОАО РАО "ЕЭС России" от 29.09.05 № 652). Один из аспектов этой деятельности связан с повышением качества ремонта.

Формирование конкурентного рынка основных ремонтных и сервисных услуг с выделением ремонтных и сервисных видов деятельности ОАО РАО "ЕЭС России" привело к обособленности и разобщенности ремонтных предприятий, что сдерживает осуществление целенаправленной технической политики в области процессов совершенствования ремонта энергооборудования ТЭС. Для охвата системами менеджмента качества в соответствии со стандартом ИСО 9001:2000 (п. 7.5.2) необходимо подтверждение (валидация) «способности этих процессов достигать запланированных результатов». Для этого должны быть разработаны «меры по этим процессам, включая...:

a) определенные критерии для анализа и утверждения процессов;

b) утверждение соответствующего оборудования и квалификации персонала;

c) применение конкретных методов и процедур;

d) требования к записям».

Это актуально, так как анализ эксплуатации энергооборудования  показывает, что не всегда обеспечивается  высокое качество  ремонта. В ряде случаев характеристики отремонтированного оборудования не соответствуют требованиям, что ведет к снижению его надежности. Так,  для ряда турбогенераторов около 30% отказов происходит в 1-ый год после проведенного ремонта  и до 20% - во 2-ой год. В современных условиях роста электропотребления  и выработки ресурса  энергооборудования «послеремонтные» отказы  генерирующего оборудования создают предпосылки  снижения надежности энергоснабжения потребителей и возникновения дефицита мощности. Предупреждение таких отказов  требует от эксплуатационного персонала  электростанций повышенного внимания к организации  ремонтных работ, выбору ремонтных организаций и контролю качества ремонта, а от ремонтного персонала – высокой квалификации, владения передовыми технологиями, тщательного контроля качества ремонтных работ,  для чего, в свою очередь, требуются определенные критерии.

В предлагаемой статье рассматривается существующий подход к оценке качества ремонта, анализируются  критерии оценки качества  с точки зрения их необходимости и достаточности для  предупреждения «послеремонтных» отказов.  Анализ проводится применительно к турбогенераторам, эксплуатируемым за пределами нормативного срока службы.

В настоящее время оценка качества выполненного ремонта турбогенератора (ТГ), как и другого оборудования электростанций, должна производиться в соответствии со Стандартом  ОАО РАО «ЕЭС России»  «Тепловые и гидравлические электростанции. Методика оценки качества ремонта энергетического оборудования. Основные положения» (2007 г.) [2]. Как и в действующих с 2003 г. «Правилах организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей» [3], оценка качества выполненного ремонта ТГ, должна производиться в двух направлениях:

1) оценка качества ТГ, которая  характеризует его техническое состояние после ремонта и соответствие его требованиям нормативной и технической документации (НТД), устанавливается по результатам испытаний и приемки из ремонта;

2) оценка качества выполненных ремонтных работ, которая характеризует организационно-техническую деятельность каждого предприятия, участвующего в ремонте, включая электростанцию.

В соответствии с [2] предусматриваются следующие виды оценок качества отремонтированного ТГ:

–                        соответствует требованиям НТД;

–                        соответствует требованиям НТД с ограничением;

–                        не соответствует требованиям НТД.

Если имеет место несоответствие     требованиям НТД, то ТГ не должен вводиться в эксплуатацию, пока это несоответствие не будет устранено. Таким образом, для принятого в эксплуатацию ТГ могут рассматриваться только две первых оценки.

Поскольку оценка качества ТГ одновременно является оценкой его текущего технического состояния, что в какой-то мере  определяет надежность его последующей эксплуатации,  решающее значение имеет та нормативная и техническая документация, в которой содержатся требования к показателям качества ТГ. В [2] устанавливается следующий перечень НТД для оценки качества:

–             «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации»,

–             «Технические условия на капитальный ремонт»,

–             нормативная и конструкторская документация заводов–изготовителей оборудования.

В «Правилах» [3] приводится больший перечень НТД, обязательных для оценки качества ремонта:

– «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» (РД 34.20.501-95) 15-е изд. М.: ПО ОРГРЭС, 1996,

–  «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (РД РД 34.45-51.300-97),

– «Сборник распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем». Электротехническая часть. Издание 5-ое. Часть 1. (СРМ-2000),

– «Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на электростанциях», (СО 153-34.45.501),

– заводские инструкции по эксплуатации турбогенераторов,

–  «Турбогенераторы. Технические условия на капитальный ремонт» (ТУ 34.38-20246-95),

– «Типовое положение  по  определению  необходимости  полных  перемоток статоров  турбогенераторов,  гидрогенераторов  и  синхронных компенсаторов» (РД 34.45.608-93),

– руководства по капитальному ремонту на отдельные типы турбогенераторов.

Сравнение перечней НТД, приведенных в [2] и [3], показывает, что в последнем стандарте [2] придается решающее значение  документу «Технические условия на капитальный ремонт». Для ТГ существует такой документ – ТУ-34-38-20246-95 «Турбогенераторы.  Общие технические условия на капитальный ремонт» [4].  Но п.1.1. этого документа устанавливает, что требования ТУ распространяются на ТГ в период их срока службы, установленного ГОСТ 533.     Таким образом, один из важнейших опорных документов отрасли, определяющий оценку технического состояния ТГ, не распространяется на ТГ, эксплуатируемые за пределами нормативного срока службы, т.е. на значительную долю действующих ТГ.  В [2] эта ситуация предусмотрена п.7.5 «... При продлении в установленном порядке продолжительности эксплуатации оборудования сверх полного срока службы, требования технических условий применяются в разрешенный период эксплуатации  с учетом требований и выводов, содержащихся в документах на продление продолжительности эксплуатации».

Итак, для ТГ, эксплуатируемых за пределами нормативного срока службы, кроме действующих ТУ, должен существовать документ, предусматривающий изменения и (или) дополнения, соответствующие фактическому техническому состоянию конкретного ТГ, отраженному в документах на продление эксплуатации, а также должен быть определен разрешенный период эксплуатации.

Оценка "соответствует требованиям НТД" устанавливается, если выполнены следующие условия:

-   устранены все дефекты, выявленные в результате контроля составных частей ТГ;

-   выполнены требования НТД, определяющие качество ТГ;

-   приемо-сдаточные испытания показали, что пуск, нагружение и работа ТГ на разных режимах соответствуют требованиям инструкций по эксплуатации;

-   значения показателей качества находятся на уровне нормативных.

В какой мере эта оценка  адекватно и конкретно отражает текущее техническое состояние ТГ? По-видимому, это зависит, в основном, от  полноты выявления дефектов и устранения их в процессе ремонта. Выполнение остальных условий соответствует широкому спектру технических состояний, благодаря  бинарному характеру оценок «выдержал испытание – не выдержал», «в пределах норм – за пределами норм». Поэтому соответствие требованиям  НТД – полное или с какими-либо ограничениями – само по себе не предлагает никакой шкалы для оценки текущего технического состояния ТГ, допуская лишь подтверждение допустимости дальнейшей эксплуатации ТГ с аналогичными двумя вариантами – без ограничений и с определенными ограничениями.

Интерес же к оценке фактического технического состояния ТГ имеет экономическую подоплеку, поскольку определение степени приближения ТГ к предельному (или неработоспособному) состоянию и предстоящего срока службы до достижения этого состояния («ресурс» или «остаточный ресурс»  по ГОСТ 27.002-89) важно для обоснованного планирования замены ТГ.

Однако можно утверждать, что все попытки достоверно определить «ресурс» или «остаточный ресурс» ТГ на основании требований вышеуказанных НТД не могут иметь успеха, так как требования НТД не связаны со сроком службы или с ресурсом.  Причиной этого является то, что понятие «срок службы» (ГОСТ 27.000-89) и  его разновидности (средний срок службы, назначенный и полный назначенный сроки службы)  не отражают фактический ресурс, физические возможности отдельного ТГ, определяемые его конструкцией, качеством изготовления, возможностями восстановления, режимами эксплуатации. Указанные понятия для однотипных групп нового оборудования, заложенные в ГОСТ и ТУ,  изначально определялись некими экономическими категориями, в том числе требованиями заказчика, и волевыми решениями, основанными на сравнении с оборудованием других фирм, а в дальнейшем уточнялись с  учетом результатов фактической наработки.

Отсутствуют функциональные зависимости срока службы ТГ от каких-либо параметров эксплуатации. Все это усугубляется безусловным наличием особенностей ТГ с различными  типами охлаждения и индивидуальных различий даже однотипных машин. Ресурс для отдельного ТГ – это привязанный к фиксированной дате, например, дате ввода ТГ в эксплуатацию из очередного капитального ремонта,  предстоящий срок службы до некоторой неизвестной даты – момента  наступления «предельного состояния». Среднестатистические достоверные данные по группам однотипных машин практически отсутствуют, что объясняется  как малой долей машин, достигших предельного состояния, так и весьма распространенным субъективным подходом к  оценке  технического состояния как предельного.

Итак, ресурс для отдельной машины не может быть заранее определен. Поэтому  оценка качества отремонтированного ТГ, соответствующая стандарту [2],  может характеризовать его техническое состояние как пригодное к дальнейшей эксплуатации  лишь на некоторый предстоящий интервал времени (ГОСТ 19919-74), обычно до следующего капитального  ремонта. Кстати, понятие «капитальный ремонт» означает «ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановления ресурса изделия с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые» (ГОСТ 18322-78).  Поэтому любое восстанавливаемое оборудование и, в частности,  ТГ может эксплуатироваться достаточно долго и выводиться из эксплуатации не в связи с неустранимой  неработоспособностью, но по экономическим соображениям.

Имеются примеры длительной работы ТГ далеко за пределами нормированного минимального срока службы. Более 70% действующих ТГ мощностью более 50 МВт  ТЭС России отработали минимальные сроки службы, указанные в ГОСТ 533 различных выпусков [5]. Накопленный опыт обследований и анализа эксплуатации большой группы ТГ [6] показал, что фактический ресурс существенно превышает назначенный ресурс и «может быть при необходимости продлен путем упреждающих ремонтов на основании результатов ранней диагностики развивающихся ключевых дефектов». Там же приводятся результаты экспертной оценки  фактического ресурса  (табл. 1) [6].

Глубокий анализ проблем обеспечения промышленной безопасности объектов теплоэнергетики, выполненный в [7], показал, что весьма важным результатом достоверной оценки технического состояния должен быть  анализ риска эксплуатации и оценка возможного ущерба от аварий опасного производственного объекта. Но в рамках  требований вышеуказанных НТД оценка риска эксплуатации ТГ так же невозможна, как и  оценка остаточного  ресурса.

Таблица 1. Экспертная оценка ресурса ТГ  [6]

Турбогенераторы мощностью, МВт

Ресурс, лет

Назначенный

(по ГОСТ 533)

Парковый

(экспертная оценка)

Остаточный

(экспертная оценка)

До 100

30

45-50

10-15

Более 100 до 200

30

40-45

5-10

Более 200 до 300

30

35

5

500

30

30

5

Как показано в [7], «для управления промышленной безопасностью за счет адекватной оценки риска эксплуатации объектов теплоэнергетики» необходимо «создание отраслевой системы контроля качества энергетического оборудования, обеспечивающей учет технического состояния оборудования на всем протяжении его эксплуатации, оценку риска и возможность прогноза ресурса». В современных условиях это – грандиозная, но выполнимая задача, реализация которой должна быть предусмотрена в ходе  разработки нормативной базы технического регулирования в электроэнергетике.

Остановимся далее более подробно на втором направлении оценки, которое приобретает особое значение в условиях реформирования электроэнергетики, поскольку связано непосредственно с ответственностью заказчика и подрядчика в сфере ремонта. С учетом выполнения основных и дополнительных требований [2] за качество выполненных ремонтных работ может быть установлена одна из следующих оценок: отлично, хорошо,  удовлетворительно, неудовлетворительно (табл. 2).

Таблица 2. Оценки за качество выполненных ремонтных работ

Оценка

Условия для данной оценки

отлично

выполнение всех основных и дополнительных требований.

хорошо

выполнение всех основных и частично –  дополнительных требований (не менее 50%)

удовлетворительно

выполнение всех основных и частично – дополнительных требований (менее 50%)

неудовлетворительно

невыполнение одного или более из основных требований.

Для анализа приведем формулировки основных и дополнительных требований, данные в [2]:

«К основным требованиям относятся:

1)                            выполнение согласованной ведомости планируемых работ по ремонту, уточненной по результатам дефектации;

2)                            выполнение ремонтным персоналом требований НТД на ремонт оборудо­вания и его составных частей;

3)                            отсутствие оценок качества отремонтированного оборудования «не соответствует требованиям НТД» или «соответствует требованиям НТД с ограничением» по вине исполнителя ремонта;

4)                            отсутствие остановов оборудования в течение срока подконтрольной экс­плуатации по вине исполнителя ремонта».

«К дополнительным требованиям относятся:

-   наличие необходимого комплекта ремонтной документации;

-   применение необходимой технологической оснастки, приспособлений и инструмента, предусмотренных технологической документацией, и соответствие их параметров паспортным данным;

-   соответствие  выполненных  технологических  операций,  включая  кон­трольные, требованиям технологической документации;

-   проведение входного контроля примененных при ремонте материалов и запасных частей;

-   наличие полного комплекта исполнительной и отчетной документации по ремонту».

Даже беглый анализ состава требований, показывает, что они далеко неравнозначны, поэтому критерий  50%  по отношению к выполнению дополнительных требований является весьма формальным и может трактоваться субъективно – любое из этих требований может считаться необязательным. Так же, как и для первого направления оценки, решающее значение имеют НТД на ремонт и содержащиеся в них требований. В то же время  допускается отсутствие или некомплектность ремонтной документации. Вызывает недоумение также необязательность входного контроля примененных при ремонте материалов и запасных частей, поскольку пропуск брака в этом случае может приводить к серьезным неисправностям и отказам ТГ.  В двух из четырех основных требований предусматривается определение вины исполнителя ремонта, что само по себе требует серьезного анализа и установления четких критериев, особенно, если приходится, согласно [2], учесть  организационно–техническую деятельность каждой из организаций, участвующих в ремонте.

Естественно задать вопрос, может ли ТГ иметь отказы, являющиеся следствием низкого качества ремонта, в период эксплуатации после ремонта, если выполнены все требования НТД на ремонт?  Ответ: да, может. Приведем два примера отказов ТГ, которые имеют сходные предпосылки: ТГ с водородным охлаждением сдан в эксплуатацию со слишком большим расходом масла в сторону водорода в уплотнениях вала  (норма на расход масла в НТД отсутствовала); потребовались  частые продувки ТГ чистым водородом, во время которых масло попадало в корпус ТГ.

1) Персоналу приходилось ежесменно сливать масло из дренажей ТГ, во время одной из таких операций произошло возгорание водорода с вынужденным остановом ТГ.

2) Масло, постоянно попадавшее в корпус ТГ, содержало влагу, осушитель (вымораживатель влаги) на такое количество влаги не был рассчитан, в отдельные периоды влажность водорода в ТГ превышала норму, началось коррозионное растрескивание стопорной гайки роторного бандажа, которое развилось в повреждение гайки и повреждение ТГ.

Оба  эти случая  были квалифицированы формально – по вине эксплуатационного персонала, а по существу – ключевым дефектом был слишком большой расход масла в сторону водорода вследствие низкого качества ремонта.

Еще пример, связанный с попаданием постороннего ферромагнитного предмета внутрь ТГ в процессе ремонта: внутри был оставлен инструмент, что никак не повлияло на результаты приемо-сдаточных испытаний в объеме, соответствующем НТД; дефект не проявился в процессе подконтрольной эксплуатации, но впоследствии все же привел к повреждению корпусной изоляции обмотки статора и отключению ТГ защитой.

Проходимость каналов водяного охлаждения обмотки статора может быть нарушена частично, при этом контролируемые параметры теплового состояния обмотки изменятся незначительно, не превышая предельно допустимых нормативных значений. В [5] описан пример выявления нештатных прокладок в месте присоединения фторопластового шланга к водяному коллектору, что не привело к критическому снижению расхода дистиллята, но значительное сужение сечения канала (в 9 раз!) представляло серьезную опасность блокировки охлаждения стержня вследствие  засорения.

Представляет интерес связь двух направлений оценок качества: явно она  заключается в основных требованиях 3) и 4), а  неявно –  в том, что ведомость планируемых работ по ремонту должна включать в себя устранение всех несоответствий  требованиям НТД, выявленных в процессе эксплуатации и предремонтной подготовки.

Учитывая консерватизм существующих НТД, в частности, отсутствие современных методов контроля и испытаний в действующих ТУ на ремонт, и опыт эксплуатации ТГ, можно утверждать, что  установление всех несоответствий  требованиям НТД не обеспечивает полноты выявления дефектов ТГ, от устранения которых  зависит качество отремонтированного ТГ. Особенно это относится к ТГ, эксплуатируемым за пределами нормативного срока службы.

Таким образом, подход к оценкам качества, основанный лишь на выполнении требований существующих НТД, сдерживает научно-технический прогресс в области повышения качества и отремонтированного оборудования, и собственно ремонта.

Как показано в [5, 6, 8],  необходимая полнота выявления и качество последующего устранения дефектов ТГ эффективно обеспечиваются при помощи комплексных профилактических обследований. Поэтому обязательным дополнением к ТУ на ремонт для ТГ, эксплуатируемых за пределами нормативного срока службы, должна быть Программа предремонтных испытаний и обследований, состоящая из следующих основных разделов:

  1. Сбор и анализ информации о техническом состоянии турбогенератора за заданный период, предшествующий плановому ремонту.
  2. Оценка параметров текущего технического  состояния турбогенератора до отключения от сети по данным системы штатного контроля.
  3. Использование нетрадиционных  диагностических  методов контроля технического состояния  турбогенератора.
  4. Оценка параметров технического  состояния ТГ после отключения на холостом ходу и при изменении частоты вращения (на выбеге).
  5. Оценка параметров технического  состояния остановленного турбогенератора (в сборе).
  6. Уточнение  перечня дефектов,  подлежащих устранению, в процессе разборки и испытаний турбогенератора.

Такая программа может быть  разработана и утверждена как Типовая программа в качестве стандарта эксплуатирующей организации с учетом конструктивных особенностей и ретроспективных данных по эксплуатации, режимов эксплуатации и сроков службы ТГ, установленных на электростанциях эксплуатирующей организации. При этом известные перечни типичных дефектов (например, см. [8] приложение 3)  уточняются на основании сбора и обработки соответствующей эксплуатационной информации по конкретным ТГ. В зависимости от состава дефектов, подлежащих выявлению,  программа включает не только предусмотренные действующими НТД методы испытаний и измерений, но и более чувствительные методы, которые в настоящее время считаются нетрадиционными, например, из следующего перечня:

–       Анализ данных эксплуатационного теплового контроля генератора;

–       Контроль герметичности водяной системы охлаждения обмотки статора  по приросту концентрации водорода в дистилляте;

–       Испытания изоляции лобовых частей и головок обмотки статора выпрямленным напряжением, приложенным на поверхность изоляции,  с измерением токов утечки для выявления  локальных увлажнений и перегревов;

–       Анализ состава примесей в охлаждающем газе  и (или) сухого остатка масла из дренажей для выявления признаков истирания корпусной изоляции обмотки статора и   листов активной стали;

–       Метод частичных разрядов для выявления дефектов изоляции обмотки статора;

–       Устройство контроля местных перегревов внутри генератора (УКПГ);

–       Виброакустическое обследование корпуса и сердечника статора;

–       Использование тепловизионной аппаратуры для оценки распределения  теплового поля корпуса статора и контроля активной стали при проведении ее испытаний;

–       Эндоскопический контроль;

–       Выявление витковых замыканий в обмотке ротора:

а) по данным контроля токов и напряжений;

б) с помощью катушки в зазоре;

–       Мониторинг состояния щеточно-контактного аппарата (измерение распределения тока по щеткам при помощи специальной аппаратуры, контроль искрения методом радиопомех, стробоскопическое исследование поверхности контактных колец, измерение температуры рабочей поверхности контактных колец, контроль вибрации).

Выбор дополнительных методов контроля зависит от конструкции ТГ. Так, например, метод частичных разрядов наиболее эффективен для ТГ с воздушным охлаждением и термореактивной изоляцией.

Следует отметить, что в концерне «Росэнергоатом» для каждого типа ТГ мощностью 220÷1000 МВт, установленных на АЭС, разработаны «Регламенты технического обслуживания и ремонта», которые включают в себя обследование и предремонтные испытания ТГ для  оценки текущего технического состояния и уточнения объема ремонта. Чтобы обеспечить наиболее полное выявление дефектов ТГ АЭС, разработана «Типовая программа предремонтных испытаний и обследований  турбогенераторов», включающая в себя  современные методы выявления дефектов как на основании эксплуатационной информации, так и на основании результатов различных испытаний.

Предлагаемый подход позволяет выполнить оценку технического состояния ТГ в два этапа:

1) Собственно предремонтная оценка, выполняемая на основании данных, накопленных в течение предшествующего межремонтного периода, в том числе, при проведении целевых обследований и испытаний до отключения ТГ от сети (1÷3 этапы Программы). Выявленные несоответствия технического состояния должны быть указаны в конкурсной заявке на выполнение ремонта (для участия в тендерных торгах). Естественно, что эти  несоответствия должны быть включены Заказчиком (эксплуатирующей организацией) в предварительную ведомость дефектов, подлежащих устранению во время ремонта.

2) Текущая оценка, выполняемая на основании измерений, испытаний, технических осмотров после отключения ТГ от сети в процессе останова, разборки и испытаний (4÷6 этапы Программы). По данным текущей оценки до истечения одной трети срока ремонта Заказчик и Исполнитель ремонта должны откорректировать, дополнить и согласовать ведомость дефектов (несоответствий), выполнение пунктов которой и должно определить оценку качества ремонтных работ.

Текущая оценка  технического состояния ТГ  после  выполнения ремонта становится основой для  оценки качества отремонтированного ТГ, которая подтверждается в процессе подконтрольной эксплуатации и гарантийного срока.

Поскольку эксплуатирующая организация является ответственной за качество оборудования, планирование и подготовку технического обслуживания и ремонта, она должна обеспечить грамотное выполнение Программы предремонтных испытаний и обследований либо силами своих специально обученных сотрудников, либо путем привлечения специализированных предприятий (сервисных и ремонтных компаний). Интерпретация результатов обследований и испытаний должна проводиться квалифицированными экспертами. Стремление к экономии не следует распространять на объем работ по подготовке ремонта и контролю качества.  Аналогично должно быть проверено и оценено качество отремонтированного ТГ, для чего может потребоваться проведение ряда повторных испытаний  по Программе.

Применительно к ТГ, эксплуатируемым за пределами нормативного срока службы, весьма перспективно выполнение работ по модернизации ТГ, обеспечивающих повышение надежности, снятие ранее введенных ограничений, улучшение показателей назначения и технологических параметров. Для этого  указанные работы должны быть предложены Заказчиком (эксплуатирующей организацией) в конкурсных предложениях на ремонт, а их реализация должна учитываться в оценке качества. Основной перечень таких работ приведен в [8].

Распределение оценки качества выполнения ремонта между исполнителями изложено в [2] следующим образом: «5.2.1 Оценка качества выполненных ремонтных работ характеризует организационно–техническую деятельность каждой из организаций, участвующих в ремонте». В «Правилах» [3] это требование дополнялось словами: «включая электростанцию». Таким образом, оценка качества выполненных ремонтных работ должна распространяться как на Исполнителей ремонта, так и на Заказчика, что соответствует Положению о взаимоотношениях… [9].

Применительно к ТГ, эксплуатируемым за пределами нормативного срока службы, оценка выполненных ремонтных работ, несомненно, должна учитывать:

–       своевременное обеспечение ремонта необходимой документацией, средствами технологического оснащения и материальными ресурсами,

–    выполнение работ в установленные сроки и ранее.

Если  в течение ремонта отдельные несоответствия не могут быть устранены по разным причинам (несовершенство методов локализации дефектов, отсутствие материальных ресурсов, недостаточность срока для выполнения ремонта и др.), то эксплуатирующая организация  и Исполнитель ремонта принимают  согласованное решение (об исключении из ведомости дефектов, о переносе работы и т.п.), которое в дальнейшем не должно влиять на оценку качества выполненных ремонтных работ (аналогично п. 5.2.4 [2]), но должно быть учтено в оценке качества отремонтированного ТГ.

Если неустраненные несоответствия могут с некоторой вероятностью привести к отказам, то это должно стать основанием для определенных ограничений, имеющих целью предотвратить вынужденные остановы или (и) снизить продолжительность простоя в ремонте и  возможный ущерб. Например, установка дополнительных средств контроля,  дополнительные проверки во время плановых остановов, подготовка соответствующих запчастей и т.п.

Итак, оценка качества ремонта ТГ, эксплуатируемых за пределами нормативного срока службы, в соответствии с [2], требует разработки и выпуска  ТУ на ремонт, включающих Программу предремонтных испытаний и обследований. Такие ТУ могут выпускаться как стандарт эксплуатирующей организации с учетом конкретных конструктивных особенностей и ретроспективных данных по эксплуатации, режимов эксплуатации и сроков службы ТГ, установленных на электростанциях этой организации. ТУ должны соответствовать требованиям, установленным в [2] (раздел 7).

До выпуска и ввода в действие новых ТУ  можно использовать  для  указанных ТГ действующий нормативный документ [4], но со специальным дополнением, содержащим Программу предремонтных испытаний и обследований.  Для этих ТГ (мощностью 50 МВт и выше) необходимо выполнить требования приказа РАО «ЕЭС России» от 22.07.03 № 371, провести обследования и на основе выводов обследований продлить срок службы ТГ аналогично тому, как это делается на АЭС концерна «Росэнергоатом», обосновав  при необходимости работы по модернизации ТГ. Следует отметить, что подобная работа проводится и на зарубежных электростанциях, в частности, один из авторов статьи принимал участие в подготовке продления срока службы ТГ  200 МВт на АЭС «Ловиисса» (Финляндия).

Обеспечение безопасной эксплуатации и ремонта опасных объектов, к которым относится оборудование электрических станций, осуществляется на основе и в соответствии с Федеральным Законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 № 116-ФЗ, а также Федеральным Законом «О техническом регулировании» № 184-ФЗ от 27.12.2002.

В соответствии с Законом «О техническом регулировании» все технические регламенты, в том числе отраслевые стандарты и технические условия, должны быть разработаны и приняты в течение семи лет со дня вступления в силу настоящего Закона. Согласно п. 7 статьи 46 Закона: «…Обязательные требования к процессам производства, в отношении которых технические регламенты в указанный срок не будут приняты, прекращают действие по его истечении».* Поэтому острота и актуальность проблемы подготовки отраслевых стандартов и ТУ в настоящее время очевидна.

При существующем многообразии видов и типов оборудования, работающего на электростанциях, ТУ на ремонтные работы являются основными нормативными документами, устанавливающими показатели качества отремонтированного оборудования.

Помимо необходимости разработки групповых и индивидуальных стандартов и ТУ по видам оборудования возникают вопросы их применения при оценке качества ремонтов.

Эта проблема напрямую связана с необходимостью повышения квалификации, как ремонтного персонала, так и персонала электрических станций (эксплуатирующих организаций).

Необходимо организовать обучение правилам применения стандарта и ТУ при оценке качества ремонта энергетического оборудования.

Кроме того, необходимо обучение персонала по предремонтной подготовке оборудования, подготовке технической документации на ремонт по видам оборудования, техническому аудиту.

В программу повышения квалификации сектора технического перевооружения, модернизации и ремонта энергетического оборудования (ТПМиР) включена в настоящее время тема: «Предремонтная диагностика состояния энергетического оборудования», которая в дальнейшем будет расширена методикой оценки качества отремонтированного энергооборудования.

Следует отметить, что в соответствии со стандартом ОАО РАО «ЕЭС России» «Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования» [11]  (введен в действие с 01 июня 2007 г.)  продление  нормативного срока службы ТГ осуществляется после проведения по специальной программе ряда процедур, в число которых входят техническое диагностирование, определение работоспособности и оценка риска эксплуатации. При необходимости должны обосновываться необходимые ограничения  (изменение показателей назначения, времени эксплуатации, выполнение дополнительного контроля, изменение структуры ремонтного цикла и т.п.).  Оформляется заключение о техническом состоянии ТГ и возможности и условиях продления срока его эксплуатации. Принимается Решение эксплуатирующей организации о продлении срока службы с необходимыми корректирующими мероприятиями, в число которых могут быть внесены рекомендуемые  модернизации ТГ.

Для определения продолжительности «разрешенного периода эксплуатации» не существует формальных правил; он принимается обычно не менее предыдущего межремонтного периода. Ограничение максимального срока продления дано в [11] (п. 8.1.5.): «Однократное продление срока безопасной эксплуатации оборудования не должно превышать 50 тыс. ч или 8 лет (действует меньшее)».

В ТУ на ремонт и Программе предремонтных испытаний и обследований в процессе последующей эксплуатации ТГ  должны обязательно учитываться нормы технического диагностирования/контроля элементов ТГ в соответствии с разделом 9 [11], а также  «сведения о возможности, условиях и сроке  безопасной эксплуатации, о дате проведения очередного технического диагностирования, о рекомендациях по безопасной эксплуатации», внесенные в паспорт ТГ в соответствии с п. 8.2.3.11 [11].

С учетом требований Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ в Стандарте  [11] (табл. 6.1) установлены жесткие требования к допустимому времени работы оборудования, имеющего классификацию по 2-му баллу (неисправное, но работоспособное), – 1  месяц. Для реализации этого подхода необходимо разработать перечень несоответствий технического состояния, на которые эти требования распространяются. В частности, целесообразно разграничить несоответствия на: а) не повышающие риск аварии и б) характеризуемые  высокой вероятностью разрушения; последние, в какой-то степени регламентированы для ТГ по вибрации, замыканию в обмотке ротора, статора и т.п., причем даже до меньших допустимых сроков.

Литература:

  1. Информационное письмо члена Правления ОАО РАО "ЕЭС России" В.К. Паули от 18 января 2007 года "Об алгоритме внедрения в ДЗО ОАО РАО "ЕЭС России" систем менеджмента качества" (www.rao-ees.ru)
  2. СТО 10. Тепловые и гидравлические электростанции. Методика оценки качества ремонта энергетического оборудования. Основные положения. ОАО РАО «ЕЭС России» - 2007.
  3. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. СО 34.04.181-2003. Москва. 2004.
  4. Турбогенераторы. Технические условия на капитальный ремонт. ТУ 34.38-20246-95.
  5. Кузнецов Д.В.,  Маслов В.В., Пикульский В.А. и др. Дефекты турбогенераторов и методы их диагностики на начальной стадии появления. «Электрические станции». 2004, № 8.
  6. Осотов В.Н., Хлюпин В.А. Об оценке ресурса работоспособности силового электрооборудования. Сборник докладов VII Симпозиума «Электротехника 2010» (Московская обл., 27-29 октября 2003 г.), том III, 4.02.
  7. Загретдинов И.Ш. Обеспечение надежной и безопасной эксплуатации тепловых электрических станций. «Электрические станции». 2004, № 10.
  8. Справочник по ремонту турбогенераторов. Под общей редакцией Х.А. Бекова и  В.В. Барило. М.: ИПКгосслужбы. 2006.
  9. Положение о взаимоотношениях между генерирующими компаниями, электростанциями и подрядными предприятиями, выполняющими работы по ремонту энергооборудования, зданий и сооружений. ЦКБ «Энергоремонт», 2005.
  10. Федеральный закон «О техническом регулировании» № 184-ФЗ от 27 декабря 2002 г.
  11. СТО «Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования» ОАО РАО «ЕЭС России» (введен в действие с 01 июня 2007 г.)



*Согласно Закону №385 ФЗ от 27.12.2009  сроки действия стандартов и регламентов продлеваются до разработки новых; новая редакция п.7 статьи 46 гласит « Указанные в пункте 1 настоящей статьи обязательные требования к продукции, процессам проектирования (включая изыскания), производства, строительства, монтажа, наладки, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, в отношении которых технические регламенты не приняты, действуют до дня вступления в силу соответствующих технических регламентов» (Примечание О.С.Голодновой, май. 2011 г).

 

Доклад 4.48 на IХ Симпозиуме «Электротехника 2030»; 28 мая-1 июня 2007 г

Причины и  последствия появления локальных очагов нагрева основных узлов турбогенераторов, пути предупреждения их аварийного развития

О.С.Голоднова

В исправном состоянии ТГ температурное поле основных узлов, их элементов и охлаждающих сред, соответствующее определенной нагрузке и условиям охлаждения, остается постоянным при сохранении этой нагрузки  и условий охлаждения или воспроизводится практически неизменным при их повторении после изменений режима. Если фактическая температура повышается по сравнению с ожидаемой  температурой, то это говорит о появлении термического дефекта [1].

Повышение температуры может наблюдаться по всему объему или в пределах крупного узла машины (обмотка ротора, обмотка статора, сердечник статора, различные крупные части этих узлов и др.) или  локально –  в областях с размерами, значительно меньшими размеров самого узла. Развитие термических дефектов приводит к повреждению ТГ.

Основные причины термических дефектов [1]:

1) ухудшение условий охлаждения вследствие  общих  или  частичных  нарушений  циркуляции  охлаждающей среды;

2) местное увеличение тепловыделения, которое приводит к развитию локального очага нагрева.

Статоры.

Локальные нарушения  циркуляции  охлаждающего дистиллята приводят к нагреву отдельных стержней обмотки статора с водяным охлаждением. Известно [1-5], что причиной таких  нарушений охлаждения может быть частичная или полная закупорка полых проводников стержня вследствие:

–       возникновения отложений на их внутренней поверхности продуктов коррозии меди (рис. 1),

–       засорения водяного тракта при продувке загрязненным дистиллятом,

–       попадания различных примесей  из-за сбоя в работе фильтров,

–       попадания грата  от сварочных работ  или от пайки во время ремонта,

–       образования газовых пробок из-за попадания водорода в дистиллят и паровых пробок от вскипания дистиллята в местах повышенного нагрева.


Рис. 1. Состояние внутренней поверхности полого проводника обмотки статора при наличии коррозионного износа [2]

Имели место случаи перекрытия проходного сечения отверстий в наконечниках, соединяющих  головки стержней с соединительными шинами и с выводами.

Не останавливаясь здесь на причинах возникновения нарушений охлаждения отдельных стержней обмотки и ограниченных возможностях их диагностирования, которые подробно описаны в литературе (например, в [1-5]), отметим, что все же существуют объективные возможности раннего выявления нарушений, представляющих опасность, в процессе эксплуатации на базе существующих систем контроля технологических параметров ТГ. Определяются показатели теплового состояния стержней, которые позволяют выявить термический дефект отдельного стержня либо на фоне остальных стержней (рис. 2), либо по сравнению с исходным заведомо исправным состоянием.

Для повышения достоверности и чувствительности используются в качестве показателей теплового состояния уклонения (отклонения) температур отдельных гидравлических ветвей от средней температуры по группе ветвей [1, 6].


Рис. 2. Анализ данных термоконтроля обмотки статора;  выявление дефекта     охлаждения стержня

Последствия длительного воздействия повышенного нагрева высоковольтной изоляции известны: ускоренное старение, высыхание, расслоение, формирование пути разряда, пробой на корпус или другую фазу. Но  тепловой пробой корпусной изоляции – не  единственной возможное следствие термического дефекта отдельной гидравлической ветви, отдельного стержня статора. Имели место случаи, когда термические дефекты, заключавшиеся в нагреве и выплавлении  участков меди с последующим разрывом токовой цепи статора, приводили к отключению ТГ поперечной дифференциальной защитой значительно раньше, чем мог бы развиться тепловой пробой, связанный со снижением протока дистиллята из-за засорения и частичной закупорки полых проводников.

В другом случае длительная работа отдельного стержня обмотки с повышенной температурой по отношению к остальным стержням, механически связанным с дефектным стержнем в  лобовой части, привела к деформации меди и изоляции, появлению складок и трещин в изоляции на выходе из паза с последующим пробоем на корпус. При этом термодатчики, контролирующие дефектные стержни,   показывали нарастание температуры,  но не выше (или незначительно выше) предельно допустимой (рис. 3).

В подобных случаях всегда возникают затруднения с принятием решения о выводе ТГ из работы, поскольку даже явное наличие термического дефекта не является основанием для отключения ТГ, если контролируемая температура не превышает предельно допустимого значения. В то же время характер и продолжительность развития таких термических дефектов во времени таковы, что выявление их не требует тонких методов диагностики, а своевременное отключение ТГ позволяет значительно снизить объем повреждения. Для этого предлагается считать признаками опасности термического дефекта повышение уклонения температуры дефектной гидравлической ветви  сверх 20 ºC, а также факт возрастания  этого  параметра при  неизменной или сниженной нагрузке ТГ.


Если локальные нарушения  водяного охлаждения отдельных стержней ТГ могут быть выявлены в процессе эксплуатации при помощи средств штатного теплоконтроля, то возникновение очагов нагрева с малыми размерами, находящихся вдали от термодатчиков, обычно не фиксируется системой штатного технологического контроля.  Если такой термический дефект не выявляется  во время планового ремонта, то в процессе последующей эксплуатации  его развитие  приводит к повреждению обмотки и отключению ТГ защитой.

В статоре ТГ локальный рост тепловыделения возникает обычно  вследствие следующих явлений:

–       замыкания листов активной стали;

–       протекание контурных токов в сердечнике и узлах его крепления;

–       витковые замыкания внутри стержней обмотки;

–       трещины в меди стержней обмотки;

–       нарушения паяных или сварных электрических соединений обмотки;

–       повреждения  высоковольтной изоляции посторонним предметом;

–        попадание ферромагнитного предмета.

Замыкания листов активной стали приводят к нагреву в месте замыкания вследствие появления контура протекания тока, наведенного магнитным потоком в сердечнике (рис. 4) и выделения в переходном сопротивлении точки замыкания большей части потерь в этом контуре.


Рис. 4.  Контур протекания тока при замыкании листов активной стали на длине l [7]; 1 – стяжное ребро, 2 – листы активной стали, 3 – область замыкания листов.

Замыкание пары соседних листов и точечное оплавление не приводит обычно к тяжелым последствиям.  Но весьма опасно развитие  этого процесса, когда  увеличивается протяженность дефектной зоны в сердечнике, растут  потери в замкнутом контуре (рис.5), а затем  происходит переход к лавинообразному нарастанию  нагрева этой зоны вплоть до  выплавления стали - так называемого «пожара железа» с  повреждением корпусной изоляции стержней обмотки.


 

Причины возникновения  повышенных нагревов из-за замыканий листов активной стали  и  мероприятия по предупреждению повреждений по этой причине описаны подробно в литературе (например, [8]). Здесь следует отметить только, что на ТГ с длительным сроком эксплуатации выявление и устранение замыканий листов в зубцах сердечника во время плановых ремонтов не гарантирует от появления очагов нагрева в процессе эксплуатации. Чтобы предотвратить отказы ТГ из-за  повреждений сердечника, следует постоянно контролировать появление местных перегревов активной стали  по наличию аэрозолей в водороде с помощью устройства контроля местных перегревов (ионизационной камеры).

Контуры в сердечнике могут возникать не только в зубцах (рис.6), и следы  протекания токов  обнаруживаются в ряде случаев на спинке сердечника и стягивающих ребрах  в виде следов электроэрозии, подгаров и оплавлений (рис. 7).


Рисунок 6.  Схема токовых контуров между сегментами активной стали и стяжными ребрами  [9]; 1 – нажимная плита; 2 -  радиальный поток рассеяния; 3, 4 – аксиальные потоки;  5, 6 – токи рассеяния;  7 – стяжное ребро; 8 -  сектор сердечника статора.


Рис. 7.  Следы электроэрозии и нагрева на ребрах корпуса статора  [8]

Имеются данные [10], что  горение микродуг в местах контактов ребер с листами активной стали – это одна из причин появления в охлаждающем газе магнитных частиц, попадание которых на изоляцию лобовых дуг обмотки статора приводит к ее повреждению.

Витковые замыкания между элементарными проводниками внутри стержней обмотки статора приводят к росту добавочных потерь в  стержнях из-за протекания токов в замкнутых контурах.

ЭДС в контуре Ек зависит от мощности и номинального напряжения генератора, типа транспозиции элементарных проводников и расположения места замыкания по длине и по сечению стержня. Поскольку разность потенциалов между соседними проводниками одной половины стержня значительно меньше разности потенциалов между проводниками  разных половин стержня (0,1÷1,2 В против 3÷15 В), нарушения изоляции  между половинами особенно опасны.

Потери мощности, выделяемые в замкнутом контуре, составляют

Рк = [Ек/(Rk + Rc)]2·(Rk + Rc),

где Rk  и  Rc – омическое сопротивление контура и переходное сопротивление места замыкания.

Потери, выделяемые в месте замыкания, составляют  Рс = [Ек/(Rk + Rc)]2· Rc.

Максимальная величина потерь в месте замыкания  соответствует Rk = Rc и равна

Рс макс = Ек2/4Rc.

Rk = 0,001÷0,003 Ом  для ТГ с водяным охлаждением обмоток и ТГ с косвенным охлаждением. Для ТГ с водородным охлаждением стержней через вентиляционные трубки Rk=0,2÷0,4 Ом.  Переходное сопротивление Rc может значительно превышать Rk, и тогда Рс = Ек2/Rc. По данным [11, 12] для ТГ  мощностью 200÷300 МВт потери в месте замыкания могут достигать 1000÷2000 Вт, а температура в месте замыкания может повышаться до  300÷500 ºC, что, конечно, приведет к повреждению изоляции стержня.  Замыкания между проводниками  разных половин стержней мощных ТГ могут приводить и к локальному выплавлению проводников.

Для оценки роли переходного сопротивления были проведены экспериментальные исследования на натурной модели статора ТГВ-200 на стержне, оснащенном термопарами и винтом, замыкающим медный проводник и стальную вентиляционную трубку, позволявшим варьировать переходное сопротивление Rc в месте замыкания [13]. Стержни модели охлаждались водой, подаваемой в вентиляционные трубки, температура воды была 12 ºC на входе и 24 ºC  на выходе. При токе в стержне 4200 А (0,97 Iном) местный нагрев в точке замыкания менялся в пределах от 85ºC до 115ºC и был выше на 50÷80 ºC  температуры меди вдали от точки замыкания.     Распределение нагрева меди вдоль паза для  одного из режимов испытаний показано на рис. 8.


Рис. 8. Распределение температуры по длине стержня статора ТГВ-200 при двойном замыкании проводника с трубкой на расстоянии 75 мм от выхода из паза и в противоположной головке при токе 4200 А [13].

Острый  максимум температуры соответствует точке замыкания. Кривые 1, 2, 3, 4 соответствуют значениям Rc:  0,126, 0,014, 0,04, 0,02 Ом.

Рост Rc может приводить к появлению прерывистого контакта, т.е. к перемежающемуся замыканию. Такое замыкание при токе в стержне 3950 А,  ЭДС 9 В привело к многократным колебаниям тока в контуре от 25 А до нуля, при этом максимальная температура в зоне контакта возросла с 70 ºC  до 180 ºC. После разборки на контактной площадке винта-замыкателя были найдены следы подгара и налет металла трубки, что говорит о воздействии микродуг.  Для ТГ серии ТВВ витковые замыкания более опасны, чем для ТГВ, в связи с отсутствием вентиляционных трубок, что уменьшает  на порядок сопротивление замкнутого контура.

Трещины и изломы меди стержней обмотки, нарушения паяных или сварных электрических соединений обмотки также могут приводить к высоким локальным нагревам, обусловленным действием дуги в месте разрыва токовой цепи.

Известные нормы на допустимые температуры для высоковольтной изоляции ТГ не дают ответа на вопрос, какие локальные (точечные) нагревы допустимы и в течение какого промежутка времени. В связи с этим представляет интерес опыт, проведенный на стенде одной из лабораторий (к.т.н. Г.И.Лысаковский), когда на боковой стенке стержня статора ТГ 500 МВт  был имитирован очаг нагрева 250 ºC  диаметром около 5 мм. При напряжении, равном  20 кВ, пробой изоляции вблизи очага нагрева произошел примерно через 150 час.

Роторы.

Для ротора нарушение циркуляции охлаждающей среды на отдельных участках вентиляционного тракта, возникающее, как правило,  вследствие засорения, вызывает повышение нагрева прилегающих участков обмотки. В принципе это может быть выявлено в процессе работы ТГ по возрастанию средней температуры обмотки ротора, контролируемой по сопротивлению меди R.

R = (R1· L1 + R2· L2)/( L1 + L2) = R1 +  ΔR· L2/ (L1 + L2),

где R1, R2 – сопротивления меди на участках L1, L2;  R2 = R1 +ΔR;

L1 + L2 – общая длина меди ротора.

Повышение сопротивления  меди на отдельных участках обмотки, пропорциональное повышению температуры этих участков, может значительно превышать среднюю температуру меди. Известно, что коэффициент неравномерности нагрева обмотки ротора по длине составляет для ТГ разных типов от 1,4  до 2,5 [12].  При работе ТГ со средней температурой обмотки ротора, не превышающей допустимого значения,  на отдельных участках обмотки темнеет и обугливается изоляция,  медь темнеет и приобретает синий оттенок, что обнаруживается при ремонтах с разборкой ротора, т.е. на этих участках нагрев повышается до 190÷200 ºC.

Если в процессе эксплуатации произошло повышение средней температуры обмотки ротора на 2÷3 % (при неизменных нагрузке и условиях охлаждения), то это может  свидетельствовать о  повышении температуры отдельных участков из-за возникших  локальных нарушений охлаждения, при этом, если отношение температур участков L2 и L1 составило  R2/ R1 = 1,4÷2,5, то  длина участка L2 с нарушенным охлаждением должна составлять  от 2 до 5 %  общей длины обмотки (порядка нескольких метров).

Конечно, локальные повышения температуры с линейными размерами очага нагрева в пределах нескольких  миллиметров  не могут быть выявлены по повышению средней температуры ротора, даже если они на порядок превышают среднюю температуру и приводят к местным оплавлениям.

В  роторе очаги нагрева с локальным ростом тепловыделения возникают по следующим причинам [5]:

–       трещины и разрывы меди витков и перемычек,

–       витковые  замыкания внутри катушек ротора,

–       междукатушечные замыкания,

–       корпусные замыкания меди ротора,

–       протекание контурных токов по бочке ротора и роторным бандажам в несимметричных режимах.

Причинами внутренних замыканий в роторе являются загрязнение токопроводящей пылью, попадание стружки, заусенцев и т.п., а также деформация меди вследствие термомеханических воздействий  [5,12]. Последствия: оплавления, повреждения изоляции  с последующим замыканием на бочку ротора.

Замыкание меди на бочку ротора также может стать причиной витковых замыканий вследствие возникающего локального выплавления металла. Имел место случай длительной работы ротора с выплавившимся участком зубца, что произошло в результате корпусного замыкания меди в пазовой части, которое самоустранилось; второе замыкание было в районе контактных колец.

Возможности выявления локальных нагревов обмотки ротора в процессе эксплуатации весьма ограничены, но  анализ электрических характеристик, данных системы штатного технологического контроля, данных виброконтроля позволяет выявить витковые замыкания и недопустимое снижение сопротивления изоляции обмотки относительно вала ротора, а своевременный останов ТГ может  предотвратить тяжелые повреждения. Однако, как и в случае локального нагрева в статоре, принятие решения об останове ТГ весьма затруднительно ввиду невозможности прогнозирования дальнейшего развития дефекта, особенно в случае перемежающихся замыканий. Поэтому имели место случаи длительной работы с перемежающимся  понижением сопротивления изоляции обмотки ротора (ниже 500 Ом), которые приводили к повреждениям обмотки ротора или цепей возбуждения, т.е. к дорогостоящему ремонту.

Список литературы:

1.    Гуревич Э.И. Температурная диагностика электрических машин. Санкт-Петербург. РАН, 1997.

2.    Drommi J.L., Vermeeren D., Gabriel J.C. On-line Flushing of Plugged Hollow Conductors in Stator Bars. (France).  Colloquium CIGRE and EPRI  14-16.04.97  Florence.

3.    Голоднова О.С., Юрманов В.А. Совершенствование водно-химического режима и контроля охлаждения статоров генераторов. Вести в электроэнергетике, 2004, № 3.

4.    Голоднова О.С. Основные  причины отказов турбогенераторов и пути их предупреждения. М.: ИПКгосслужбы, 2005.

5.    Самородов Ю.Н. Дефекты и неисправности генераторов. М.: НТФ «Энергопрогресс», 2005 [Библиотечка электротехника, прил. к журналу «Энергетик», вып. 9(81)]

6.    Цветков В.А. Диагностика мощных генераторов. М.: НЦ «ЭНАС», 1995.

7.    Игнатов В.Е. Особенности однофазного пробоя обмотки статора крупной электрической машины. Электричество, 1973, № 9.

8.    Голоднова О.С., Ростик Г.В. О причинах повреждений торцевых зон сердечников статоров турбогенераторов и мерах по их предупреждению. Энергетик, 2005, № 1.

9.    Jackson R.J. Interlamination Voltages in large Turbogenerators / Proc. IEE,Vol.125, No.11, 1978, p.1232-1238.

10.  Joon Soo Kim, Young Jak Roh, Hee Sig Shin. Hydrogen to Stator Cooling Water System Leaks Due  To “Wormholes” / Proceedings  of 2000 International Joint Power Generation Conference. Florida, July 23-26, 2000.

11.    J. Przybysz. Turbogeneratory. Eksploatacja i diagnostyka. Warszawa. 1991.

12.    Модернизация электроэнергетического оборудования. Под общей редакцией Я.С.Уринцева. М.: Энергия, 1971.

13.    Букреев Л.Ф., Голоднова О.С., Каплунов В.Б., Голоцук И.Ф. Исследования обмотки статора турбогенератора 200 МВт. Электрические станции, 1978, № 12.

 

 

Доклад 1.18 на  VIII Симпозиуме «Электротехника 2010»,  24-26 мая 2005 г.

Об обосновании требований к маневренности мощных турбогенераторов

О.С.Голоднова

Обеспечение  надежности  и экономичности  работы  крупных энергоблоков в условиях их использования  для  регулирования частоты и нагрузки в энергосистеме требует анализа  влияния изменений нагревов активных частей на надежность эксплуатации   турбогенераторов (ТГ).  Вопросы использования мощных ТГ в указанных режимах исследовались в тепловой энергетике в 1970-80-х гг. Результаты испытаний и исследований легли в основу «Требований к маневренным характеристикам действующих  турбогенераторов серий ТВВ и ТГВ мощностью 165, 200 и 300 МВт» (Р № Э-9/80).  Требования включали в себя рекомендации о проведении плановых ревизий в следующих случаях – после  накопления событий, влияющих на надежность: 120 пусков, 12-ти полных сбросов нагрузки, 300 циклов изменений тока статора не менее 40 % от номинального значения, включая остановы, 2000 часов работы с потреблением реактивной мощности.

Выдвинуты также соответствующие требования к маневренности новых ТГ (ГОСТ 533-2000), что необходимо для обеспечения конкурентоспособности ТГ отечественного производства: ТГ мощностью до 800 МВт (кроме машин, соединяемых с газовыми турбинами) за весь срок службы должны допускать не менее 10000 пусков (включений в сеть) и не более 330 в год, а ТГ большей мощности – всего не менее 3600 пусков и не более 120 в год. ТГ, приводимые во вращение газовыми турбинами, должны допускать до 500 пусков в год. Допускаемое число сбросов и набросов нагрузки устанавливают в технических условиях на ТГ конкретных типов. Допускаются перегрузка ТГ  (обычно до 110 % от номинальной мощности) при отклонениях напряжения ±5% и частоты ±2% номинальных значений. Допускается также  работа со сниженной нагрузкой при одновременных отклонениях напряжения сверх ±5%, но не более чем до ±10%, и частоты до ±2% номинальных значений.

Имеются сложности, связанные с  необходимостью глубокого снижения нагрузки или останова мощных ТГ, связанных с паровыми турбинами,   при минимумах электропотребления  в ночное время, в выходные и праздничные дни. Мировой опыт показывает, что те машины, которые были спроектированы для базового режима нагрузки, в процессе длительной эксплуатации, в конце концов, неизбежно используются в режимах с переменными нагрузками и частыми остановами. Поэтому обоснование требований к маневренности мощных турбогенераторов рассмотрим в аспекте последствий для надежности работы ТГ, связанных с изменениями нагрузки, и путей преодоления этих последствий.

Выявлены дефекты, возникновению которых способствует работа в режимах   с переменной нагрузкой, особенно, в  пиковых и  полупиковых  режимах:

  • ослабление прессовки и узлов креплений активной стали,
  • ослабление креплений обмотки статора  и повышение вибрации обмотки,
  • нарушение связи высоковольтной  изоляции стержня статора с медными проводниками,
    • деформация меди обмотки статора,  в том числе полых проводников,
    • нарушение газоплотности в системе водяного охлаждения обмотки статора, особенно, паяных соединений,
    • деформация меди ротора,
    • нарушение работы водородных уплотнений вала,
    • истирание деталей конструкции и изоляции.

Раньше всего стало известно о негативном воздействии маневренных режимов на роторы ТГ. При накоплении большого числа  пусков на многих роторах ТГ до 100 МВт была обнаружена деформация меди (рис.1), т.е. аксиальный сдвиг внутрь пазов части витков роторных катушек, вследствие их остаточной температурной деформации. Это явление приводило к межвитковым  и корпусным замыканиям катушек, а также к появлению трещин, разрывов и смещений  в паяных полюсных и межкатушечных  соединениях. Чтобы избежать температурной деформации меди на мощных ТГ, была снижена температура меди путем усовершенствования охлаждения, стала применяться медь с присадкой серебра, а некоторые фирмы применяли изоляцию меди ротора со сниженным коэффициентом трения и предпусковой  нагрев обмоток роторов. Тем не менее, использование имеющегося теплового запаса ротора для повышения нагрузки ТГ в маневренных режимах может приводить к температурной деформации меди.

Рисунок 1.  Продольный разрез по лобовой части ротора ТГ

типа ТВ2-100-2 с деформацией витков обмотки [1]

Известны случаи появления витковых и корпусных замыканий в обмотках роторов ТГ 500 МВт, работавших в маневренном (двухсменном) режиме,  с длительной работой в режиме валоповорота – происходило истирание меди и межвитковой изоляции обмотки ротора, блокирование охлаждающих каналов.

Анализ эксплуатационных данных за ряд лет по группе 336 ТГ мощностью 150-300 МВт с водородным и водородно-водяным охлаждением показал, что средняя повреждаемость крайних пакетов зубцовых зон сердечников ТГ выше в маневренных режимах, чем в базовых, т.е. выше вероятность повреждений в этих режимах (табл. 1).

Таблица 1 – Сравнительные  данные об эксплуатации ТГ мощностью 150-300 МВт в различных режимах [2]

Режим

Базовый

Маневренный

Общее число ТГ

229

107

Среднее число повреждений крайних пакетов на один турбогенератор,  отказ/ ген

0,17

0,44

Это вызвано тем, что циклы «нагрев-охлаждение» обмотки статора, жестко закрепленной в пазах, и связанное с этим силовое термомеханическое воздействие  стержней на крайние пакеты и нажимные пальцы   способствуют  ослаблению прессовки зубцов в торцевой зоне сердечника статора [3]. Свободный от закрепления участок стержня в торце паза или склеенные торцевые пакеты не устраняют это явление, а сдвигают его вглубь паза, к границе свободного участка или склеенного пакета, за пределами которой возникают ослабления прессовки. Поэтому  на ряде ТГ наблюдались ослабления и распушения не самых крайних пакетов, а тех, которые расположены непосредственно после свободных участков или склеенных пакетов на некотором расстоянии от торца.  В ряде случаев наблюдалось распушение и разрушение зубцов склеенных пакетов. Наиболее интенсивно локальное ослабление прессовки на концевых участках зубцов проявляется при более жестком закреплении обмотки в пазу и более податливом в аксиальном направлении – в  лобовых частях. Нежелательно также  снижение температуры дистиллята на входе в обмотку ниже 30 ºC при нагретом сердечнике.

В обмотках  статоров термические циклы приводят к нарушению связи главной изоляции стержня с медными проводниками. Разница температур и разница температурных коэффициентов расширения меди и термореактивной изоляции приводят к тому, что вдоль длинного стержня обмотки статора возникают усилия сдвига между медью и изоляцией, которые приводят к расслоению корпусной изоляции и соответствующему снижению электрической прочности, что иллюстрируется данными в  таблице 2 .

Таблица 2. Примеры снижения электрической прочности изоляции ТГ [ 4]

Мощность ТГ, МВа

Наработка, тыс.час

Число пусков

Снижение электрической прочности, %

150

150

133

14

442

130

693

26

2х169

132

1714

33

В целом, весь комплекс воздействий маневренных режимов на статор ТГ схематически представлен на рис. 2.


Рисунок 2. Развитие и возможные последствия дефектов статора, возникающие в результате воздействия  циклов «нагрев-охлаждение»

Следует отметить, что при длинных аксиальных участках водоподводов системы охлаждения обмотки статора в указанных режимах могут происходить повреждения узлов крепления этих трубопроводов внутри корпуса ТГ с последующим повышением уровня вибрации  трубопроводов и коллекторов дистиллята и появлением трещин. Так, на остановленном ТГ мощностью 1000 МВт нагрев горячим дистиллятом обмотки и коллекторов с патрубками водоподводов   на 25 ºC при холодном сердечнике  привел к повреждению сварного шва крепления патрубка в результате теплового удлинения последнего. При этом максимальные аксиальные  смещения обмотки и нажимной плиты составляли  соответственно  1,2.10-3 и  0,66.10-3 м; аксиальная  длина прямолинейных участков водоподводов (патрубков) от входа в стенку корпуса ТГ до коллектора составляла около 1 м.  Расчеты показали, что для мощных ТГ повышенный нагрев элементов статора при холодном корпусе (нагрев дистиллятом, форсировка возбуждения) может привести к значительным аксиальным нагрузкам на  узлы  крепления водоподводов статора, которые могут превысить допустимую нагрузку на сварные швы крепления  патрубков. Повышение жесткости водоподвода  и его  крепления, а также повышение жесткости стенки корпуса  только ухудшат напряженное состояние узлов крепления.

Надежность работы торцевых уплотнений вала существенно зависит от частоты пусков ТГ. Рис. 3 иллюстрирует тенденцию к росту повреждаемости уплотнений вала при увеличении числа пусков, особенно при более частых  пусках в летнее время (группа 1).

Рис. 3. Зависимость относительного показателя повреждаемости К уплотнений вала нескольких групп ТГ  мощностью 200 МВт от числа пусков N

Значительное  влияние частых пусков на работу масляных уплотнений вала, как правило, связано с тем, что увеличивается продолжительность работы на валоповороте. Для повышения надежности  рекомендуется гидравлический отжим вкладыша от вала в этом режиме путем увеличения перепада давлений «масло-водород». Однако этот режим ограниченной смазки не оказывает существенное влияние на работу уплотнений, если   обеспечивается  чистота масла от примесей.  Так, испытания на стенде показали, что 500 часов работы на валоповороте при чистом масле не приводят к заметному износу баббитовой поверхности  вкладышей. Анализ эксплуатации ТГ 100 МВт газотурбинной установки, работающей с двумя пусками в день, показал, что 300 пусков при наработке около 3000 часов не приводили к заметному ухудшению состояния торцевых уплотнений вала,  благодаря  поддержанию высокой чистоты масла [5].

Работа с частыми пусками и изменениями нагрузки ТГ отрицательно влияет также на надежность щеточно-контактного аппарата ротора.

Кроме того, отмечено, что при частых пусках-остановах повышается вероятность отказов ТГ вследствие ошибочных действий  персонала. Это относится к поддержанию требуемых  температур охлаждающих сред, к обслуживанию щеточно-контактного аппарата и уплотнений вала, а также к ведению водно-химического режима, нарушения которого приводят к ускоренному коррозионному износу меди обмотки статора.

Анализ накопленного опыта эксплуатации и исследований крупных энергоблоков в режимах регулирования нагрузки, в том числе, в  пиковых и полупиковых режимах, показывает техническую возможность обеспечить высокую надежность вновь проектируемого и действующего электрогенерирующего оборудования (ТГ) в этих режимах.  Для этого должны быть  разработаны и обоснованы соответствующие требования  к ТГ и к  его  вспомогательным системам (водяное охлаждение, газомасляная система, системе контроля и диагностики),  к периодичности и объему процедур технического обслуживания и ремонта.  При разработке этих требований рекомендуется учесть необходимость ряда специфических усовершенствований конструкции и вспомогательных систем ТГ, технического обслуживания и технологии ремонта. Ниже приведен ряд рекомендаций.

Так, например, следует избегать длинных аксиальных участков жестких стальных трубопроводов системы охлаждения обмотки статора внутри генератора, а при вводе податливых элементов тщательно проверять вибродинамические характеристики механически связанного комплекса узлов статора.

Должна быть обеспечена прочность крепления сопряженных узлов статора – медь и изоляция, обмотка и сердечник, сердечник и корпус в условиях меняющихся температур. Наряду с этим должна быть предусмотрена возможность теплового удлинения обмотки вместе с соединительными шинами и водоподводами.  Аксиальная податливость пружин в конструкции крепления лобовых частей обмотки должна быть согласована с жесткостью крепления стержней в пазовой части, поскольку свободное аксиальное смещение лобовых частей увеличивает усилия, приложенные со стороны стержней обмотки к зубцам крайних пакетов. Свободное аксиальное смещение пазовой части стержней значительно увеличивает аксиальную нагрузку на узлы крепления лобовых частей, что может привести к деформации и повреждению деталей крепления (Известны случаи повреждения пружин в системе крепления лобовых частей).

Необходима автоматизация системы контроля технологических параметров ТГ с вводом задач диагностики основных узлов  для  текущих оценок технического состояния основных узлов ТГ и с реализацией  функций регулирования температур охлаждающих сред.

Опыт эксплуатации ТГ 670 МВа с водородно-водяным охлаждением при отношении максимальной дневной нагрузки к минимальной ночной, равном двум, и ежедневных разгрузках до 25 % от номинальной мощности [6], а также  работы ТГ  850 МВа  такого же типа с частыми остановами – в среднем, через 37 ч [7] показал, что  весьма важным для обеспечения надежности ТГ в маневренных режимах является функционирование устройства автоматического регулирования температуры  дистиллята  в системе водяного охлаждения обмотки статора.

Необходимы  оптимизация параметров водно-химического режима и  повышение качества очистки дистиллята для повышения надежности обмоток статоров.

Имеется опыт  повышения надежности обмоток статоров также путем применения стальных трубок для подачи воды, вместо медных полых проводников; это повышает механическую прочность стержней статора при изменениях температуры, а также исключает повреждения стержней, вызванные коррозионным износом меди [8].

Целесообразно применение бесщеточных систем возбуждения с полным резервированием системы управления возбуждением, в частности, автоматических регуляторов возбуждения, в режимах регулирования нагрузки.

Для повышения надежности работы уплотнений в маневренных режимах  рекомендуется применение  радиальных (кольцевых) водородных уплотнений, а не аксиальных (торцевых), поскольку, как известно, радиальные уплотнения не реагируют на аксиальные перемещения вала при изменениях нагрузки.  Если же ТГ имеет аксиальные уплотнения, то ревизия их должна проводиться не реже, чем через 40 пусков. Кроме того, необходимо обеспечить чистоту масла от примесей и воды.

В объем технического обслуживания и ремонта должны быть включены  диагностические процедуры  для  своевременного выявления и устранение возникающих дефектов.  Следует также отказаться от промывки и  опрессовки обмотки статора горячим дистиллятом при ремонтах,  особенно с циклами «нагрев-охлаждение», а для очистки водяного тракта охлаждения обмотки и выявления неплотностей применять другие методы, не вызывающие теплового перемещения стержней статора.

Литература:

1.  Азбукин Ю.И., Аврух В.Ю. Модернизация турбогенераторов. М.: «Энергия». 1980. 232 с.

2.  Счастливый Г.Г., Тимошик А.М., Бондаренко А.И.  Исследования влияния режимов на надежность статоров мощных турбогенераторов. В сб. Надежность энергетических электромашин. Киев. «Наукова думка». 1981. с. 3-6.

3.  Голоднова О.С., Ростик Г.В. Анализ и мероприятия по предупреждению повреждений сердечников статоров турбогенераторов. В сб. «Электросила», № 43, 2004, с.55-64.

4.  Tari M., Ito H.  Turbine generator life management  on the basis  of off-line tecnniques and operational history.  Colloquium CIGRE and EPRI  (USA) 14-16.04.97  Florence.

5.  Аленушкин А.С., Голоднова О.С., Подольский В.В., Фирсанов Е.П. Исследования эксплуатации турбогенератора 100 МВт в пиковых режимах. В сб. «Проблемы создания турбо- и гидрогенераторов и крупных электрических машин». Ленинград. «Энергия». 1981. С. 28-30.

6.  Boyce L., Temme H.C., Ipsen P.G., Lowe R.E. Design features for load cycling for KCPL’s 670-MW Unit at Iatan station. Proceedings of the  American Power Conference, 1978. Vol.40, 570-579.

7.  Byron G.,  Dixon B., Experience with 850-MW Fossil-Fired units in peaking service. Proceedings of the  American Power Conference, 1978. Vol.40, 550-569.

8.  Harrison H., Hollauf H., Lapointe J.L. Design and Experience Feedback of Turbogeneratoren  Retrofit Packages to the USA. CIGRE Session 2002. 11-206.