ТУРБОГЕНЕРАТОРЫ, ОТРАБОТАВШИЕ НОРМАТИВНЫЙ СРОК СЛУЖБЫ

Оценка технического состояния

Виктор Поляков, к.т.н., технический директор ООО НТЦ «Ресурс», г. Москва

Одной из первоочередных задач отечественной электроэнергетики является обеспечение надежного энергоснабжения в условиях работы на генерирующем оборудовании, отработавшем установленный стандартами нормативный срок службы. Д ля этого необходимо обеспечить достоверную оценку его текущего технического состояния и остаточного ресурса.
Важным шагом в организации этой работы явился выпуск ОАО РАО «ЕЭС России» в 2008 году «Методических указаний по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы». В материале Виктора Ивановича Полякова выполнен анализ эффективности Методических указаний и даются предложения по их усовершенствованию.

В настоящее время более 60% от общего числа турбогенераторов, установленных на электростанциях России, отработали установленный стандартами нормативный срок службы. Их замена в короткие сроки невозможна по причинам экономического плана. Поэтому актуальна задача оценки технического состояния турбогенераторов и их остаточного ресурса, проведение технических мероприятий по ресурсосбережению.
В «Методических указаниях по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы» (МУ) [1] систематизированы разработанные ранее рекомендации, установлены требования технического и организационного характера. В них дан перечень и описание методов и средств контроля, установлены периодичность и объем работ по обследованию, приведены критерии оценки технического состояния длительно работающих турбогенераторов, даны рекомендации по ресурсосбережению, включающие рекомендации по принятию решений о модернизации, замене узлов или турбогенератора в целом, определены правила оформления, согласования и утверждения результатов обследования.
Являясь в целом работоспособным, этот документ тем не менее имеет отдельные упущения, снижающие его техническую эффективность и экономическую эффективность средств, которые предстоит вложить отрасли в выполнение работ по обследованию генераторов.

КОНТРОЛЬ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБМОТОК

В МУ упущены рекомендации по контролю герметичности каналов водяного охлаждения обмоток статоров, изложенные в Информационном письме Департамента электрических станций № 10-11/6.151 от 24.03.2008 «О повреждаемости изоляции обмоток статоров турбогенераторов серии ТВВ» [2] и в Информационном сообщении от 03.12.1998 «О методе определения мест неплотности статорных обмоток турбогенераторов ТВВ» [3].
В [2] сообщается об увеличении числа отказов турбогенераторов типа ТВВ из-за пробоев изоляции обмотки статора, вызванных увлажнением изоляции вследствие разгерметизации каналов водяного охлаждения. Такое увлажнение происходит при гидравлических испытаниях обмоток, проводимых во время ремонта в соответствии с требованиями РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [4] на генераторах с незначительными дефектами герметичности. Дефекты такого уровня сами по себе не оказывают существенного влияния на надежность генератора в рабочих режимах его эксплуатации и не обнаруживаются во время ремонта методом пневматической и гидравлической опрессовки, но приводят к увлажнению изоляции при ремонтных гидравличе- ских испытаниях с последующим ее пробоем при высоковольтных испытаниях или в работе.
С целью предупреждения таких отказов в [3] предлагается проводить контроль наличия незначительных разгерметизаций обмоток методом измерения концентрации водорода, растворенного в дистилляте охлаждения обмотки, и осуществлять дальнейшую эксплуатацию и ремонт генератора в соответствии с рекомендациями [5], предусматривающими в определенных условиях отказ от процедуры гидравлических испытаний обмотки при проведении ремонтов.
В [6] сообщается, что таким способом удалось предотвратить повреждение обмотки статора турбогенератора ТВВ-320-2.
В соответствии с данными из [7] интенсивность появления дефектов разгерметизации обмоток увеличивается при сроках службы более 20–25 лет, что делает особо актуальным проведение работ по раннему обнаружению начальных дефектов герметичности обмоток статоров методом измерения концентрации водорода на турбогенераторах, отработавших нормативный срок службы.
Этот метод контроля был разработан на Конаковской ГРЭС [8] еще в начале 70-х годов прошлого века, но не находил широкого применения из-за отсутствия удобных приборов. Сегодня отечественная промышленность выпускает несколько типов портативных анализаторов водорода, пригодных для измерения концентрации водорода в дистилляте охлаждения турбогенераторов, что при наличии соответствующей Методики делает этот вид контроля легкодоступным и для персонала электростанций. В качестве основы для Методики могут быть использованы Методические указания [9], разработанные Технологическим Филиалом концерна «Росэнергоатом» для использования на АЭС. Их стоит лишь дополнить сведениями об условиях, при которых необходимо отказываться от проведения гидравлических испытаний обмоток. Такие сведения могут быть определены на основе опыта работ, проведенных во ВНИИЭ и НТЦ «Ресурс».
Предусмотренный в МУ отказ от проведения работ, рекомен- дованных в [2] и [3], приведет к росту числа повреждений обмоток турбогенераторов.

КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УЗЛОВ КРЕПЛЕНИЯ СЕРДЕЧНИКА СТАТОРА

МУ предлагают вести контроль за техническим состоянием подвески сердечника статора во время работы генератора методом измерения вибрации корпуса в соответствии с требованиями и нормами МУ 34-70-103-85 [10]. Измерение вибрации корпуса предлагается проводить 1 раз в три года на турбогенераторах мощ- ностью 50–150 МВт и 1 раз в год на турбогенераторах мощностью 160 МВт и более.
Особенностью проявления дефекта ослабления узлов крепления сердечника является снижение в зоне дефекта амплитуды основной гармоники колебаний 100 Гц и появление гармоник, кратных частоте 100 Гц, в высокочастотной части спектра колебаний [11]. В то же время, в соответствии с МУ 34-70-103-85, эксплуатационный контроль турбогенератора ведется по значению гармоники колебаний корпуса 100 Гц, которая не должна превышать 30 мкм.
Следовательно, появление дефекта ослабления узлов крепления сердечника с точки зрения МУ 34-70-103-85 может трактоваться как улучшение вибрационного состояния генератора. В [11] приведен пример существенного разрушения узлов крепления статора турбогенератора ТВВ-320-2 через полгода после его модернизации. В то же время, на момент завершения работ по модернизации генератора и включения его в сеть по результатам визуального контроля и измерений вибрации корпуса в соответствии с МУ 34-70-103-85, техническое состояние генератора оценивалось как удовлетворительное. Наблюдалось снижение гармоники колебаний корпуса 100 Гц в сравнении с уровнем, имевшимся до модернизации.
Таким образом, применение норм МУ 34-70-103-85 для контроля технического состояния подвески может привести к пропуску дефектов значительного уровня и снижению эксплуатационной надежности генераторов.
Ослабление узлов крепления подвески и вызванные этим виброударные взаимодействия элементов подвески обнаруживаются по появлению в высокочастотной части спектра виброускорений корпуса статора гармоник, целочисленно или дробно кратных основной частоте вибрации корпуса 100 Гц [11]. В этом случае для диагностики подвески применимы специальные методы виброакустической диагностики, основанные на анализе высокочастотной части спектра виброускорений корпуса статора.
В настоящее время в отрасли выполнен значительный объем исследований по разработке методик виброакустических испытаний генераторов. Это работы ВНИИЭ и ОАО «Свердловэлектроремонт», «Мосэнерго» – РОО «МНТОЭ» и ООО НТЦ «Ресурс». Не все предлагаемые здесь технические решения являются безупречными, но выполненные объемы работ вполне достаточны для выпуска работоспособных Методических указаний по виброакустической диагностике.
За основу может быть принята Методика [12], разработанная Технологическим Филиалом концерна «Росэнергоатом» для применения на АЭС и согласованная с заводом «Электросила». Сегодня отечественная промышленность выпускает виброанализаторы, удобные для проведения периодических виброакустических испытаний генераторов. Ведется внедрение программно-технического комплекса виброакустического мониторинга дефектов статора (ПТК «МоДеСт»), предназначенного для стационарной установки на генератор и обслуживания эксплуатационным персоналом [13].
Всё это делает возможным и необходимым применение методов виброакустической диагностики при обследовании турбогенераторов, отработавших нормативный срок службы. На необходимость использования методов виброакустической диагностики для выявления дефектов узлов крепления статора указывают специалисты как атомных [14], так и тепловых электростанций [15].

КОНТРОЛЬ ВИТКОВЫХ ЗАМЫКАНИЙ В ОБМОТКЕ РОТОРА

На работающем генераторе МУ предлагают вести диагностику витковых замыканий в обмотке ротора методом периодического контроля вибрации корпусов подшипников турбогенератора. Проблема контроля витковых замыканий обмотки ротора под нагрузкой действительно является важной, так как витковые замыкания могут иметь перемежающийся характер, то есть они могут появляться на нагруженном генераторе и исчезать при его останове. Но в МУ рекомендован наименее чувствительный из известных методов диагностики витковых замыканий нагруженного генератора. Так, например, в [16] утверждается, что во многих энергосистемах имеются турбогенераторы, работающие с витковыми замыканиями в роторе, не вызывая при этом заметных изменений в уровне вибрации подшипников. Но эти замыкания обнаруживаются применением усовершенствованных методов их выявления. К таким относится метод выявления витковых замыканий по изменению магнитного поля ротора с помощью датчиков магнитного поля, вставляемых в воздушный зазор генератора.
Метод датчиков магнитного поля вряд ли может быть рекомендован для проведения массового обследования, так как датчики могут быть установлены на генератор только во время ремонта, кроме того, отечественная промышленность не выпускает серийного оборудования для этого вида диагностики. Тем не менее известен способ диагностики витковых замыканий ротора на работающем генераторе, основанный на анализе электрических параметров режима генератора по диаграмме Потье [17].
Способ разработан ВНИИЭ и производственным предприятием «Мосэнергоремонт». Чувствительность способа обеспечивает надежное обнаружение одного замкнутого витка на генераторе, например ТВВ-320-2, работающем с номинальной нагрузкой. На момент разработки недостатком способа являлся сложный алгоритм расчетов.
Но в современных условиях алгоритм может быть свернут в программный продукт для ПЭВМ. В этом варианте реализация способа становится легко доступной для персонала электростанций. Контроль витковых замыканий может вестись простым вводом в ноутбук данных измерений, выполненных, например, при проведении тепловых испытаний генератора. При использовании на электростанции современных штатных средств контроля с высокой точностью измерений, например ПТК КВИНТ, в ноутбук могут вводиться непосредственно данные штатных средств измерений. Использование такого способа при обследовании турбогенераторов позволило бы существенно повысить достоверность выявления витковых замыканий в обмотке ротора.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТОДОМ РЕЖИМНОЙ ОПТИМИЗАЦИИ

При появлении ряда дефектов в целях сбережения ресурса генератора МУ предусматривают наложение определенных ограничений на режимы его работы. Например, предлагается вводить ограничения на режимы работы на турбогенераторах, имеющих дефекты зубцовых зон крайних пакетов и ослабление плотности прессовки активной стали, в соответствии с рекомендациями циркуляра Ц-06-96 [18].
Но известно, что эти рекомендации не вполне эффективны. В [19] приведен пример, когда вполне своевременное и правильное с точки зрения циркуляра Ц-06-96 введение ограничений на режим реактивной мощности на генераторе с ослабленной прессовкой стали не смогло предотвратить обширных разрушений крайних пакетов стали в течение межремонтного срока эксплуатации. Ввиду невозможности восстановления крайних пакетов пришлось выполнить замену статора. Циркуляр Ц-06-96 предусматривает исключение работы в режимах потребления реактивной мощности на генераторах с ослабленной прессовкой активной стали. Но, как показано в [19], для предотвращения износа крайних пакетов этого недостаточно. Виброударные процессы в крайних пакетах и их износ продолжаются и в некотором диапазоне генерации реактивной мощности, имеющем, очевидно, индивидуальное для каждого генератора значение.
МУ предлагают также накладывать ограничения по генерируемой мощности в случае появления многочисленных истираний изоляции лобовых частей. Но во многих случаях это приводит к обратному результату и усилению износа узлов креплений лобовых дуг. При проведении виброакустических испытаний генераторов с участием автора неоднократно фиксировались случаи усиления виброударной активности и скорости износа узлов крепления именно при снижении нагрузки генератора.
Наиболее эффективным методом здесь является оптимизация температур охлаждающих сред, что показано в [19]. Важно, что оптимизация температуры охлаждающей среды позволяет отказаться от нежелательных с точки зрения экономической эффективности ограничений на выдаваемую мощность. Тем не менее режимная оптимизация является эффективным средством ресурсосбережения и позволяет обеспечить работу дефектного генератора практически без износа вплоть до очередного планового ремонта, где дефект может быть устранен без существенных потерь ресурса. Но такая оптимизация не должна быть бесконтрольной и должна опираться на данные наблюдений за техническим состоянием дефектных узлов в режиме мониторинга. В части узлов крепления статора (включая крайние пакеты, узлы крепления сердечника и обмотки статора) это достигается применением средств виброакустической диагностики.

ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА

В связи с отсутствием достоверных методик оценки остаточного ресурса турбогенераторов авторы МУ вынуждены были применить экспертный метод оценки, ограничив его глубину сроком в 8 лет.
Достоверная глубина экспертного прогноза, по-видимому, будет несколько меньшей и недостаточной для эффективного планирования инвестиций в электроэнергетику, предотвращающих возможное существенное возрастание числа отказов генерирующего оборудования вследствие его старения. Возможность такого возрастания числа отказов определяется историей отечественной электроэнергетики, где вплоть до 80-х годов прошедшего столетия поддерживалось ускоренное развитие с удвоением установленных мощностей каждые 7–9 лет.
Высокие темпы развития достигались укрупнением единичной мощности вновь вводимых энергоблоков, что приводило к нарастанию электромагнитных, тепловых и механических нагрузок на активные части генератора. Следовательно, наличие в энергосистемах турбогенераторов, например Т2-50-2 (50 МВт), успешно отработавших более 60 лет, не дает оснований рассчитывать на тот же срок службы для генераторов большей единичной мощности, например 300 и 800 МВт.
В отрасли всегда придавали особое значение проблемам надежного энергоснабжения. НТС ОАО РАО «ЕЭС России» [20] своевременно поставил вопрос о создании системы управления надежностью генерирующего оборудования и о проведении ряда НИОКР в области надежности турбогенераторов и создания методик оценки их остаточного ресурса. Но реформы в электроэнергетике пошли по пути совершенствования структуры управления. Совершенствованию технической структуры не уделялось должного внимания.
В результате в настоящий момент отрасль не имеет достоверных методик оценки остаточного ресурса турбогенераторов. Затратность работ по созданию таких методик не выглядит чрезмерно большой и сравнима, по-видимому, с затратами на модернизацию одного или нескольких турбогенераторов, например ТВВ-320-2. Заинтересованные собственники генерирующего оборудования могли бы без особого труда выделить такие средства.
Гораздо более трудной представляется задача эффективного размещения средств, направляемых на научно-техническую поддержку отрасли. Одним из следствий реформ, проведенных в электроэнергетике, является практически полное вытеснение из отраслевых НИИ среднего кадрового звена в возрасте от 35 до 55 лет, которое в основном и определяет успешность деятельности любого предприятия.

ВЫВОДЫ

Выпуск «Методических указаний по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы» является важным шагом, направленным на обеспечение надежного энергоснабжения потребителей в условиях работы на генерирующем оборудовании, отработавшем в основном назначенный стандартами срок службы.
Тем не менее Методические указания имеют отдельные упущения, связанные с неполным использованием современного уровня техники, которые могут быть легко устранены путем выпуска дополнений.
Более серьезным недостатком является отсутствие в отрасли достоверных методик оценки остаточного ресурса турбогенераторов по результатам их обследования. Для создания таких методик требуется проведение ряда НИОКР.

ЛИТЕРАТУРА