Неверное определение причины снижения сопротивления изоляции обмотки ротора, и принятие неверного решения по устранению дефекта.

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 6Следующая ⇒

Турбогенератор типа ТВФ-100-2. Возникло межфазное короткое замыкание в обмотке статора в месте истирания изоляции на лобовой части вблизи выхода из паза и попадание на это место обводненного масла. Дело в том, что этот генератор работал на той же электростанции, что и ТВ-60-2. Поэтому в маслосистеме энергоблока циркулировало обводненное масло. Проникавшая с маслом вода вызвала эрозию набегающих кромок пера лопаток вентилятора. Еще в 2000 г. автор провел диагностическое обследование этой машины и обнаружил массовое местное истирание изоляции лобовых частей на выходе стержней из пазов, ее вспухание и вытекание битумного компаунда. В протоколе контроля технического состояния генератора было указано, что изоляция обмотки статора может проработать без отказов до очередного капремонта при выполнении 3-х условий:

если на лобовые части обмотки статора не будет попадать турбинное масло в количествах, способных вымывать битумный компаунд из изоляции;

если в турбинном масле не будет воды;

Если в газоохладителях не возникнет течь.

До капремонта в 2005 года машина проработала без отказов. После капремонта в масло стала поступать вода, однако меры по устранению дефекта не были приняты.

По настоянию автора генератор был заменен в 2010 г. Взамен установлена новая машина с воздушным охлаждением. Удалось обосновать страховой случай, благодаря чему электростанция получила крупное страховое возмещение.

Ошибка персонала: в течение длительного времени допускалась работа энергоблоков с обводненным маслом.

Турбогенератор типа ТВФ-63-2. До отключения генератора в статоре была зафиксирована высокая влажность водорода. Температура точки росы доходила до 28º С при норме 15º С, не более.

Машина отключилась продольной дифзащитой при наборе нагрузки. На момент срабатывания защиты нагрузка составляла всего 7 МВт. Произошел пробой изоляции с возникновением дуги в межфазной зоне.

Причинами явились:

истирание корпусной изоляции лобовых частей обмотки деталями системы крепления;

Повышенная влажность водорода, что привело к пробою.

От воздействия токов короткого замыкания (36, 7 кА) и электрической дуги выгорела часть сечения 2-х верхних и 4-х нижних стержней.

Ошибки персонала:

Низкое качество дефектации обмотки статора.

Не прияты меры по уменьшению влажности водорода.

Допущена работа механически поврежденной корпусной изоляции в условиях повышенной влажности водорода.

Ошибки персонала ремонтных организаций.

При выполнении следующих конкретных работ персонал ремонтных организаций наиболее часто допускал ошибки, приводившие к авариям и отказам (в процентах от общего числа ошибок):

установка прокладки – 61, 9%

установка накидной гайки – 7, 1 %

установка резинового шнура – 4, 6%

Из-за ошибок персонала ремонтных организаций возникли следующие основные виды аварийных событий:

утечка водорода из статора – 66, 6%;

утечка водорода в стержни – 14, 3%;

замыкание на землю – 9, 5%;

межфазное замыкание – 2, 4%;

течь воды – 2, 4%.

Сборочные единицы турбогенератора, на которых персонал ремонтных организаций допустил ошибки, приведшие к авариям и отказам:

вывода – 52, 4%

стержни и шины – 28, 6%

охладители – 7, 2%

корпусные детали – 4, 7%

активная сталь – 2, 4%

трубопроводы – 2, 4%

Сборочный единицы турбогенератора, на которых персонал ремонтных организаций допустил ошибки, приведшие к авариям и отказам:

статор – 26, 6%

ротор – 15, 4%

уплотнения вала и подшипники – 25, 9%

ЩКА – 29, 0%

газо-воздухоохладители – 3, 1%

Примеры ошибок персонала ремонтных организаций при работах на статоре

Турбогенератор типа ТВВ-200-2А. От последнего ремонта до возникновения нарушения прошел 1 год 7 месяцев.

Увеличилась суточная утечка водорода из корпуса генератора до 15 мм рт.ст./час. Был начат поиск мест утечки. Было выявлено и устранено три места выхода водорода, однако величина суточной утечки не снизилась.

При увеличении суточной утечки из корпуса генератора до 25 мм рт.ст./час (12%) генератор был отключен по аварийной заявке.

После вывода энергоблока в ремонт при поиске места утечки водорода сработал автоматический газоанализатор газовой ловушки обмотки статора, концентрация водорода в дистилляте составила более 5% (предел шкалы прибора).

После снятия торцевых щитов была проведена опрессовка обмотки статора давлением 10 кг/см2, во время которой наблюдалась обильная течь воды внизу лобовых части со стороны «В». После вывода ротора и выемки двух верхних стержней обмотки было обнаружено выпадение дистанционной стеклотекстолитовой распорки, установленной между этими стержнями. Распорка продолбила насквозь термореактивную изоляцию и полые проводники двух нижних стержней с образованием отверстия в одном из них под действием рабочей вибрации.

Ошибка ремонтного персонала – недозапечка препрега, установленного вместе с распоркой между лобовыми частями верхних стержней ремонтной организацией, из-за чего распорка оказалась не приклеенной к широким

Граням лобовых частей. Распорка выпала под воздействием рабочей вибрации обмотки статора.

Турбогенератор типа ТВФ-120-2. От последнего капремонта до возникновения нарушения прошло 8 месяцев. Загорелось табло «Земля в цепи возбуждения генератора». Активная мощность 35 МВт, реактивная мощность падала, персонал начал поднимать реактивную мощность до 20 Мвар, колебания активной нагрузки в пределах 1 МВт, был бросок реактивной мощности до 46 Мвар. Возникли броски по реактивной нагрузке и падение ее до нуля. Согласно инструкции оперативным персоналом принято решение перейти на резервное возбуждение.

Обнаружено увеличение вертикальной вибрации подшипника № 4, загорелось табло «Виброскорость высока». При включении РВ-2 в параллельную работу с рабочим возбуждением на генераторе появились синхронные качания: ток статор от 2 кА до 5 кА, ток ротора о 0 кА до 2 кА, реактивная нагрузка – 0 Мвар, активная – 33-37 МВт. Генератор был отключен.

В результате аварии возникли следующие повреждения:

отгорела головка токоведущего винта и 1/3 токоведущей шины (примерно 150 мм, считая от большого плюсового токоведущего болта);

выгорела изоляция токоведущей шины и токоведущего болта;

на минусовом полюсе произошло разрушение (выгорание) изоляции токоведущей шины и токоведущего болта, токоведущий винт не отгорел;

выгорела изоляция токоподводящих полустержней в районе больших токоведущих болтов на длине, примерно, 200-250 мм;

Оплавлен вал ротора.

Несоблюдение технологического процесса ремонта узлов токоподвода, нарушение требований Типовой инструкции по эксплуатации и ремонту узла контактных колец и щеточного аппарата турбогенераторов [2].

Турбогенератор типа ТВФ-120-2. От последнего капремонта до возникновения нарушения прошло 1 год 4 месяцев.

ТГ отключился защитой «Повышение виброскорости подшипников» №7 – 11, 2 мм/с; №6 – 7, 1 мм/с с загоранием сигнального табло на ГЩУ «Вибрация подшипников недопустима». Одновременно с этим на ГЩУ появился сигнал «Защита от замыкания на землю в цепях возбуждения ТГ». При этом оперативный персонал предположил, что защита по повышению вибрации работала ложно, и вывел её. В этот момент турбина имела частоту вращения 2100

Об/мин. Был начат набор оборотов, и частота вращения достигла 3000 об/мин, после чего турбоагрегат был остановлен.

Причиной аварии явился плохой контакт между контактным винтом, шиной токоподвода и токоведущим болтом.

В результате аварии возникли следующие повреждения:

Тепловой прогиб ротора генератора, вызванный нагревом с последующим расплавлением контактного винта в зоне крепления обмотки ротора с токоведущим болтом.

Расплавление верхней части токоведущего болта (на 50 мм), контактного винта (полностью), расплавление конца гибкой шины на участке её соединения с токоведущим болтом.

При частной беседе с одним из руководителей ремонтной организации выяснилось, что ошибку допустил молодой малоопытный слесарь, которому поручили произвести сборку токоподвода в процессе капремонта, но действия его никто не контролировал.

Недостатки изготовления.

Комиссиями по расследованию назывались следующие классификационные признаки причин нарушений [1]:

недостатки эксплуатации (несоблюдение регламента технического обслуживания) – 58, 3%;

недостатки ремонта – 28, 2%;

недостатки изготовления –13, 5 %.

Однако, несмотря на небольшое число аварий из-за недостатков изготовления, аварии турбогенераторов были тяжелыми и требовали длительного дорогостоящего ремонта. Как правило, они были вызваны ошибками проектов и нарушениями технологии. В [3] приведена величина среднего арифметического значения удельной повреждаемости турбогенераторов за период 1949-1954 г

ω 1949-1954=7, 6·10-2 год-1

В указанный период в эксплуатации находились преимущественно машины мощностью 100 МВт (типа ТВ2-100-2) и менее. В 2001-2005 среднее арифметическое значение удельной повреждаемости турбогенераторов данных мощностей составило

ω 2001-2005=5, 1·10-2 год-1

Отсюда следует, что за прошедшие 50 с лишним лет турбогенераторов мощностью 100 МВт и менее удельная повреждаемость уменьшилась всего лишь на 33%.

В [4] приведены величины средних арифметических значений удельной повреждаемости турбогенераторов типов ТВВ-320-2, ТВВ-165-2 и ТВВ-160-2, ТГВ-300, ТГВ-200 за период 1961-1965 г.:

ТВВ-320-2

·10-2 год-1

ТВВ-165-2

ТВВ-160-2

·10-2 год-1

ТГВ-300

·10-2 год-1

ТГВ-200

·10-2 год-1

88, 0

50, 0

129, 0

37, 0

В 2001-2005 среднее арифметическое значение удельной повреждаемости по сравнению с 1961-1965 г у данных типов машин значительно уменьшилось. Это говорит о большой работе заводов за прошедшие 40 лет по радикальному улучшению конструкции и технологии изготовления основных узлов и деталей турбогенераторов, а также об успешном освоении эксплуатацией этих машин.

ТВВ-320-2

ТВВ-165-2

ТВВ-160-2

ТГВ-300

ТГВ-200

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 Следующая ⇒