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.