Число технологических нарушений в работе отдельных электростанций неоправданно велико и во многом определяется недостатками эксплуатации машин, имеющих дефекты.

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 6Следующая ⇒

Результаты статистического анализа технологических нарушений в работе турбогенераторов не подтвердили распространенное мнение об увеличении числа аварий и инцидентов у машин с большими и весьма большими сроками эксплуатации. В то же время следует отметить, что степень износа сборочных единиц и систем таких турбогенераторов, пределяемая во время плановых ремонтов, иногда оказывалась весьма значительной и в ряде единичных случаев, когда не удавалось полностью устранить дефекты, она определяла возникновение технологических нарушений. Но, тем не менее, следует признать, что запасы прочности, заложенные когда-то в конструкцию многих типов турбогенераторов, и по сей день оказываются достаточными, чтобы машины безаварийно работали в течение межремонтных периодов продолжительностью 5-7 лет.

Следует выделить 4 самые острые проблемы, от решения которых зависит резкое снижение числа технологических нарушений в работе турбогенераторов: применение некондиционной резины для изготовления уплотнительных элементов, применение электрощеток низкого качества, не соблюдение норм при сборке токоподводов в роторах и отсутствие технологий по гарантированному обеспечению герметичности систем водяного охлаждения обмоток статоров

Работа турбогенераторов в регулировочном графике не приводила к увеличению числа нарушений.

Анализ не установил какого-либо влияния старения изоляции обмоток статоров турбогенераторов, как физико-химического процесса, на увеличение числа аварий и инцидентов у машин не только с водородным, но и с воздушным охлаждением. Старение изоляции, вне всякого сомнения, имеет место, но скорость его развития достаточно низкая, чтобы не сказываться в течение 30-50 лет на увеличении аварийности.

Значительная часть технологических нарушений – более 37%, – произошла в работе сборочных единиц активной зоны – статора и ротора. Последствия некоторых аварий были весьма тяжелыми.

Крупные турбогенераторы мощностью от 150 до 800 МВт имели весьма высокую удельную повреждаемость, в значительной мере определяемую недостатками конструкции и изготовления.

Литература

Самородов Ю.Н. Дефекты генераторов. – М.: ЗАО «Энергетические технологии», 2005.

Типовая инструкция по эксплуатации и ремонту узла контактных колец и щеточного аппарата турбогенераторов мощностью 63 МВт и выше. РД 153-34.0-45.510-98». – М.: СПО ОРГРЭС, 2000.

Информационные материалы. Повреждения генераторов электростанций МЭС за 1949-1955 гг / Л.А. Белова, Л.С. Линдорф, Л.Г. Мамиконянц – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1957.

Обзор работы крупных генераторов на электростанциях СССР и за рубежом / Л.С. Линдорф, О.С. Голоднова, Н.К. Мышенкова, Ю.Н. Орлов, И.П. Плясуля – М.: БТИ ОРГРЭС, 1957.

Вперёд 

Навигация

Услуги

Аварии и отказы турбогенераторов

Самые читаемые

О компании

Причины и последствия аварий и отказов турбогенераторов

Дефекты мощных турбогенераторов и методы их выявления

Расследование причин аварий генераторов

Контакты

Наши партнеры

Go TopО совершенствовании контроля технического состояния турбогенераторов

Г.В. Ростик ООО «ЛЭР-ЭЛЕКТРОСЕРВИС», Санкт-Петербург

АННОТАЦИЯ

Эффективный контроль технического состояния турбогенераторов определяет их надёжность на плановый междуремонтный период и является основанием для выводов о возможности продления срока службы сверх установленного изготовителем. Анализ методов и средств контроля показывает, что в российской электроэнергетике наметилось отставание от видов контроля, используемых ведущими зарубежными фирмами. Отставание имеет системный характер по причине ухудшения координации эксплуатации, технического обслуживания и ремонта оборудования, установленного на электростанциях электроэнергетической отрасли. Для повышения надёжности генерирующего оборудования необходимо повысить, в первую очередь, организационный уровень указанных видов деятельности, в т.ч. создать специализированные структурные подразделения, оснащённые необходимыми средствами контроля.

Весь жизненный цикл турбогенераторов сопровождается контролем их технического состояния. По признаку принятой технологии проведения измерений и испытаний можно различать их принадлежность к процедурам функционального или тестового контроля. Первый характерен для текущих эксплуатационных режимов, второй связан со специальными опытами, проводимыми в особых режимах с установленным алгоритмом дальнейшей обработки результатов. Тестовый контроль имеет признаки диагностического контроля или таковым является.

Деление контрольных операций на технический осмотр, измерения, испытания и диагностирование достаточно условно, поскольку главным для оценки состояния является эффективность контроля, его способность на ранних стадиях выявлять имеющиеся отклонения (дефекты), влияющие на исправность и работоспособность генераторов.

Эффективный технический контроль складывается из следующих составляющих.

1. Регламентированные методы и средства контроля.

2. Новые нетрадиционные методы и средства контроля, находящиеся в опытном внедрении и используемые зарубежными фирмами.

3. Координация работ по совершенствованию методов и средств контроля, в т.ч. оценка их эффективности, постановка задач на разработку, внедрение и использование заимствованных, определение поставщиков, организация сертификации новых методов и средств.

4. Постановка задач на повышение контролепригодности вновь проектируемых и изготавливаемых турбогенераторов.

Регламент контроля технического состояния турбогенераторов, в т.ч. его объём и требования, установлен нормативными документами разного

уровня, включая государственные стандарты, отраслевые документы, инструкции по эксплуатации, ремонтные документы.

Регламент контроля достаточно консервативен, накапливался десятилетиями и очень незначительно изменялся в зависимости от новизны конструкций генераторов (функциональный контроль) и в соответствии с приобретённым опытом ремонта (ремонтный контроль). Используемые методы контроля не подвергаются сомнению, за исключением незначительной и часто некорректной критики. Неудовлетворённость чаще всего касается способов визуализации, обработки, анализа и хранения получаемой информации. Очень медленно внедряются локальные системы АСУ, ещё меньше — экспертные системы, позволяющие алгоритмически обрабатывать совокупные результаты контроля.

За последние 10—15 лет в контроле генераторов и отдельных их составных частей появились новинки. Расширились возможность контроля активной стали (электромагнитный и ультразвуковой контроль, виброчастотный анализ), изоляции статорных обмоток (испытание выпрямленным напряжением наложением электрода на поверхность изоляции, контроль истирания изоляции), мониторинг состояния щёточно-контактных аппаратов и др.

Можно ли считать регламентированный контроль исчерпывающим и позволяющим с высокой степенью вероятности оценивать техническое состояние генераторов? Для ответа на этот вопрос целесообразно посмотреть на методы и средства контроля, используемые зарубежными фирмами сверх общепринятых в российской электроэнергетике.

Рассмотрим наиболее эффективные методы контроля, применяемые иностранными фирмами.

1. КОНТРОЛЬ ГЕРМЕТИЧНОСТИ СТАТОРНЫХ ОБМОТОК С ВОДЯНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ

Контроль вакуумированием

Оценка герметичности статорных обмоток путём опрессовки давлением дистиллята или воздухом с добавлением пробного газа, в качестве которого в России используется фреон, очень часто является безрезультатной и, более того, опасной для изоляции. Причиной этого является большое количество дистиллята, которое остаётся в полых проводниках и создаёт в определённых условиях эффект обратного клапана, препятствующего выявлению дефекта. Очень часто протечки воды, прежде чем они обнаруживаются, создают объёмное увлажнение изоляции в зоне негерметичности. Метод вакуумирования разработан фирмой «General Electrik» [1] и используется изготовителями и ремонтными фирмами за рубежом [2]. Для проведения этого вида контроля необходимо специальное мобильное оборудование, включающее в себя вакуумный насос и установку для глубокой осушки воздуха (рис. 1). По предложению службы сервиса ОАО «Силовые машины» метод вакуумирования был внесён приказом РАО «ЕЭС России» от 28.02.05 № 119 в регламент испытания статорных обмоток турбогенераторов мощностью 800 МВт. Для реализации метода предусматривалось использовать установки «Иней» и «Суховей», которые применяются при ремонте трансформаторов. Автору известно, что этим методом были выявлены дефекты статорных обмоток, которые не удавалось выявить традиционным способом. К сожалению, факт и объём исполнения электростанциями отраслевого приказа установить не удаётся.

Следует отметить, что полное удаление воды из обмотки путём вакуумирования, осушение внутренней поверхности водоподводящих шлангов открывает возможность испытания изоляции повышенным выпрямленным напряжением.

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 Следующая ⇒