Обзор аварий и отказов турбогенераторов и причин их возникновения.

Статистические данные об авариях и отказах

Автор выполнил технический и статистический анализ 576 актов расследования технологических нарушений в работе турбогенераторов за период 2001-2005 г. [1]. Было установлено:

Среднее арифметическое значение удельной повреждаемости составило 7, 81% / год (примерно, 8 повреждений в год на 100 работавших машин), а по конкретным типам турбогенераторов - от 1, 94% / год (машины типа Т2-12-2) до 153, 33% / год (машины типа ТВМ-500).

В работе статоров произошло 118 технологических нарушений (20, 5% от общего числа нарушений). Удельная повреждаемость составила 1, 6% / год в среднем по всем типам машин. Наиболее ненадежными были статора у турбогенераторов типа Т3В-800-2, ТВМ-500, ТГВ-500. У машин типа ТВВ-800, ТГВ-200-М и ТГВ-200-2М, Т3В-63-2, Т-32-2В3 удельная повреждаемость статоров была повышенной.

Безаварийно работали статора в генераторах ТГВ-300, ТВМ-300, ТВВ-160-2Е, ТВ2-150-2, ТВФ-63-2Е, ТВ-50, ТВС-32; конечно, в них были дефекты, но они не успели привести к технологическим нарушениям в работе прежде, чем генератор был выведен в ремонт.

Причинами нарушений в работе статоров явились дефекты 14 сборочных единиц, в том числе выводов (35, 6%), стержней обмоток и соединительных шин (24, 6%), систем охлаждения обмоток (10, 2%), систем крепления обмоток (6, 9%), сердечников (6, 9%). В одном случае причиной нарушения были неправильные действия персонала.

Основными дефектами выводов явились:

применение уплотнительных элементов, изготовленных из резины низкого качества;

неправильная установка резиновых уплотнительных элементов при ремонтах;

ослабление крепления фланца вывода к корпусу генератора;

Увлажнение изоляции выводов.

Основными дефектами стержней явились:

заводской технологический дефект корпусной изоляции;

истирание изоляции и полых проводников;

увлажнение изоляции;

излом, трещина, забоина корпусной изоляции;

Нарушение герметичности системы водяного охлаждения обмотки статора.

Нарушения приводили к следующим наиболее типичным последствиям:

пробой изоляции на землю – 22, 9%;

межфазное короткое замыкание – 16, 9%;

течи дистиллята – 19, 8%;

утечка водорода – 34, 2%;

остальное (расплавление контактных соединений, снижение сопротивления изоляции и т.п.) – 6, 2%.

В 2001-2005 г произошло 74 технологических нарушения в работе роторов (12, 8% от общего числа нарушений). Удельная повреждаемость составила в среднем 1, 0 % / год. Наиболее ненадежными были ротора у турбогенераторов типа ТВВ-800 Е, ТВМ-500, ТГВ-500, ТВМ-300. У машин типа Т3В-800-2, ТГВ-300, Т3В-63-2, Т-32-2В3, а также новых типов удельная повреждаемость роторов была повышенной. Безаварийно работали ротора в генераторах ТВВ-320-2, ТВВ-160-2Е, Т3В-110-2 и Т3В-63-2, ТВ2-100-2, ТВФ-63-2Е, Т3В-110-2 и Т3В-63-2, ТВ-50, ТГВ-25, Т2-25-2, Т2-12-2, Т-6-2 и Т2-6-2, а также в машинах инофирм; конечно, в них были

Дефекты, но они не успели привести к технологическим нарушениям в работе прежде, чем генератор был выведен в ремонт.

Причинами нарушений в работе роторов явились дефекты 7 сборочных единиц, в том числе: катушек обмоток (33, 8%), контактных колец (27, 0%), токоподводов (25, 7%), бандажных колец (5, 4%), остальное (8, 1%).

Основные дефекты обмоток, приводившие к нарушениям:

увлажнение витковой изоляции;

загрязнение корпусной изоляции;

усталостные трещины на витках катушек;

нарушение паек;

Эрозионный износ медных втулок водоподвода системы охлаждения обмотки.

Основная причина повреждений токоподводов – нарушение требований и норм Типовой инструкции по эксплуатации и ремонту узла контактных колец и щеточного аппарата [2], в том числе:

низкое качество контакта между шиной и токоведущим болтом;

Низкое качество контакта между токоведущим болтом и токоведущим стержнем.

Основные причины повреждений контактных колец:

ослабление посадки кольца;

загрязнение изоляции;

Повышенная вибрация хвостовика вала ротора.

Основная причина повреждений бандажных колец:

Коррозионное растрескивание.

Нарушения приводили к следующим наиболее типичным последствиям:

расплавление токоподводов – 20, 2%;

снижение сопротивления изоляции и замыкание на корпус – 18, 6%;

повышение вибрации – 13, 6%;

витковое замыкание с локальным расплавлением – 8, 5%;

расплавление или разрыв витков – 8, 5%;

повреждение контактных колец – 6, 8%;

повреждение бандажных колец – 5, 1%;

течи дистиллята – 10, 2%;

утечка водорода – 5, 1%.

Доля остальных последствий (повреждение изоляции, круговой огонь и т.п.) составила 3, 4%.

В 2006-2013 г. произошло несколько аварий турбогенераторов, серьезно нарушивших работу электростанций:

Г., межфазное КЗ в обмотке статора турбогенератора Т3ФП-160-2. Замена статора, ремонт ротора.

Г., повторное межфазное КЗ в обмотке статора турбогенератора Т3ФА-110-2. Ремонт в условиях электростанции с последующей заменой статора.

Г., межфазное КЗ в обмотке статора турбогенератора ТФ-63-2. Ремонт в условиях электростанции.

Г., массовое разрушение крайних пакетов сердечника статора турбогенератора типа ТВВ-165, замена статора резервным, укладка в него демонтированных стержней.

Г., излом элементарных проводников в стержне обмотки статора турбогенератора типа ТГВ-500, возникновение течей. Принято решение заменить машину на ТВВ-500-2.

Г., расплавление стального бандажного кольца лобовых частей обмотки статора турбогенератора ТВФ-63-2 из-за возникновения межфазного замыкания в местах истирания корпусной изоляции. Частичная замена обмотки статора.

2011 г., излом элементарных проводников в стержне обмотки статора турбогенератора типа ТГВ-500, возникновение течей, рекомендована замена машины.

Г., взрыв водорода в токопроводе турбогенератора типа ТВФ-120-2, пожар.

Г., разрыв бандажного кольца ротора, разрушение турбогенератора типа ТВВ-200-2А, замена статора, замена обмотки ротора.

Г., разрыв гайки бандажного кольца ротора, повреждение статора и ротора турбогенератора типа ТВВ-320-2, замена статора, ремонт ротора.

2010 г., межфазное короткое замыкание в обмотке статора турбогенератора типа Т3В-800-2, ремонт статора в условиях электростанции;

Г., разрыв бандажного кольца ротора, разрушение турбогенератора типа ТВМ-500 и блочного трансформатора, возникновение пожара на обоих агрегатах, обрушение кровли машзала.

На ряде электростанций возникавшие технологические нарушения в работе турбогенераторов создавали опасность взрыва и/или пожара в 23% случаев от общего числа технологических нарушений (576 событий), в том числе:

из-за межфазных коротких замыканий в обмотках статоров – 3, 5%;

из-за утечки водорода – 14, 4%;

из-за течей турбинного масла – 2, 4%;

из-за повреждения бандажных и контактных колец – 1, 5%;

из-за местного возгорания (угольной пыли, деталей АГП и т.п.) – 1, 2%.

На ряде электростанций технологические нарушения в 17, 5% случаев вызывали длительный ремонт турбогенераторов, в том числе:

из-за коротких замыканий в обмотках статоров – 8, 2%;

из-за расплавления токоподводов в роторах – 2, 6%;

Из-за витковых замыканий с локальным расплавлением, расплавления или разрыва витков катушек

обмоток роторов – 2, 2%;

из-за возникновения кругового огня в щеточно-контактных аппаратах – 4, 5%.

Из-за попадания пыли на детали узлов и систем (во время строительно-ремонтных работ в машзале) произошло 34 технологических нарушения, из-за попадания воды – 8, из-за применения некачественной резины для

изготовления уплотнений – 24, из-за неправильной установки резиновых уплотнений – 7, из-за установки некачественных щёток – 28, из-за неправильной установки щеток – 10. Всего по этим причинам произошло 111 нарушений за 5 лет, что составило 19, 3 % от общего числа.

Катастрофические аварии турбогенераторов

Катастрофические аварии турбогенераторов всегда сопровождают электроэнергетику. Количество их невелико, часть из них произошла в далеком прошлом. Автору довелось быть членом комиссий по расследованию нескольких катастрофических аварий на ГРЭС. Ниже приведены описания двух из них.

Каширская ГРЭС. Турбогенератор типа ТВМ-300, 20 кВ, 3000 об/мин был изготовлен и введен в эксплуатацию в 1968 г. Хладагентом в статоре является турбинное масло. В 1994 г. в турбогенератор был установлен

Новый ротор с титановыми бандажными кольцами. В 1999 г. из-за возникших дефектов одно из колец заменили новым также из титанового сплава. Во время капремонта в 2002 г. кольцо не снимали и не подвергали дефектоскопии.

Авария произошла 5 октября 2002 года в 1531 через 11 суток после окончания капремонта. В течение этих 11 суток энергоблок работал без замечаний с нагрузкой Р = 235 МВт.

В результате аварии произошло разрушение генератора и турбины, повреждение фундамента турбоагрегата, колонн стеновых ограждений со стороны турбогенератора. В результате возникшего пожара в 4-х

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 Следующая ⇒