{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.