Применение в качестве пробного газа гелия

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 6Следующая ⇒

Широко используемое за рубежом испытание статорной обмотки с водяным охлаждением гелием вслед за вакуумированием выявляет самые незначительные утечки. Опасение изготовителя турбогенератора, что метод контроля не соответствует технологии изготовления статорных обмоток, не оправдалось, поскольку гелием выявляется герметичность только в местах нарушения сплошности проводников и водяных камер.

2. ИЗМЕРЕНИЕ РАЗРЯДНОЙ АКТИВНОСТИ В ИЗОЛЯЦИИ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ СТАТОРНЫХ ОБМОТОК

Измерение частичных разрядов в изоляции статорных обмоток было введено в 1997 году в последнюю редакцию норм [3], но через несколько месяцев было исключено из обязательных требований, хотя осталось в последующих отраслевых нормативных документах [4, 5]. Частичные разряды в изоляции измеряются на генераторах АЭС ОАО «Концерн Энергоатом» [6]. Высоковольтная изоляция статорных обмоток по частичным разрядам достаточно скептически оценивается многими специалистами российской электроэнергетики. И с этим частично можно согласиться, когда речь идёт о турбогенераторах с водородным охлаждением, в которых разрядная активность незначительна и не приводит к деградации изоляции. В то же время за рубежом турбогенераторы широкого диапазона мощностей оснащаются устройствами контроля, позволяющими проводить мониторинг частичных разрядов в режиме «on-line». Широко применяется контроль в режиме «of-line» при проведении ремонта генераторов.

Опыт контроля частичных разрядов на турбогенераторах с воздушным охлаждением показал, что этот метод контроля необходим, поскольку разрядная активность в изоляции этих генераторов достаточно высокая (рис. 2).

3. КОНТРОЛЬ УВЛАЖНЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ СТАТОРНЫХ ОБМОТОК С ВОДЯНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ

Увлажнение высоковольтной изоляции — один из наиболее опасных дефектов, которые приводят к тяжелым последствиям в виде междуфазных замыканий. Этим можно объяснить введение фирмой «Toshiba» в регламентированный контроль во время планового ремонта генераторов с водяным охлаждением контроль изоляции в лобовой части обмоток [7], (рис.3).

Определённым аналогом этого метода является система контроля увлажнения междуфазных зон ста-торных обмоток с водяным охлаждением, предназначенная для турбогенераторов типа ТЗВ-800-2УЗ, разработанная «Электросилой» и НПФ «Ракурс».

4. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЙ КОНТРОЛЬ БАНДАЖНЫХ КОЛЕЦ РОТОРОВ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

Стоит напомнить, что бандажные кольца являются самыми механически напряженными составными частями турбогенераторов, а их повреждение может заканчиваться разрушением генераторов. Контроль металла внутренней поверхности бандажных колец традиционным методом капиллярной (цветной) дефектоскопии трудоёмок в связи с необходимостью демонтажа колец. Необходимо отметить разработки фирмы «Alsthom» по автоматизированному ультразвуковому контролю (УЗК) бандажных колец [8]. В настоящее время УЗК бандажных колец используют многие зарубежные фирмы (рис. 4). Более того, изготовители, предусматривая последующий УЗК бандажных колец в эксплуатации применяют контролепригодные их конструкции с соответствующей требованиям контроля конфигурацией.

При этом делается акцент на особенности контроля, определяемой структурой металла бандажных колец:

• выводы о нарушении сплошности металла могут быть сделаны сравнением с базовыми измерениями, которые выполняются либо на заводе-изготовителе, либо на электростанции «как можно быстрее после ввода генератора в работу»;

• бандажные кольца с большой наработкой по времени ультразвуком контролируются плохо в силу изменения структуры металла.

Учитывая эти обстоятельства, необходимо крайне осторожно относится к рекомендациям [9] по УЗК бандажных колец и ни в коем случае не заменять им традиционный капиллярный метод контроля со снятием бандажных колец с вала ротора.

Объём настоящей публикации не позволяет подробно проанализировать другие методы контроля, используемые за рубежом.

Тем не менее можно отметить новые виды измерений и испытаний, рекомендованные и применяемые в процессе плановых ремонтов на иностранных объектах [10-11].

• Эксплуатационный контроль витковых замыканий в обмотках возбуждения (Generatortech, Vi-broSistM и др.).

• Инструментальное измерение короны при испытаниях повышенным напряжением (Wes-tihghouse, IRIS POWER).

• Инструментальная оценка плотности установки в пазах обмотки статора (Siemens-Westihghouse, IRIS POWER и др.).

• Автоматизированная визуализация зависимости токов утечки от приложенного к изоляции повышенного выпрямленного напряжения (IRIS POWER).

• Токовихревой контроль металла зубцовой зоны вала ротора (General Electrik, Westinghouse и др.).

• Инструментальная оценка вибрации обмотки и шин под напряжением с использованием оптоволоконной передачи сигнала (VibroSystM, ENEL).

• Применение ультразвуковых расходомеров для контроля проходимости каналов охлаждения статорных обмоток с водяным охлаждением без разгерметизации системы водоснабжения (Siemens, MD& A и др.).

Обращается большое внимание на оценку состояния высоковольтной изоляции, для чего используется измерение емкости и тангенса угла диэлектрических потерь изоляции на рабочей частоте, комплексной проводимости, зависимости диэлектрических потерь от приложенного напряжения.

И, конечно, нельзя не остановиться на широком использовании эндоскопов и видеоскопов при техническом осмотре составных частей турбогенераторов, на применении тепловизионной техники для оценки тепловых процессов при проведении испытаний на нагревание, локальных подсистем АСУ.

Определенное отставание в технике оценки технического состояния генераторов по отношению к инофирмам может быть объяснено рядом организационных причин, к которым могут быть отнесены:

• потеря управляемости электроэнергетическим оборудованием со стороны руководящих органов отрасли, отсутствие координирующего специализированного подразделения, отвечающего за совершенствование контроля электротехнического оборудования, за разработку и сертификацию методов и средств контроля, за анализ их использования, за ведение базы данных выявленных дефектов;

• отсутствие требований электроэнергетики к изготовителям на разработку генераторов, отвечающих требованиям системы ремонта по состоянию;

• незаинтересованность изготовителей в контролепригодности создаваемого оборудования, и, в

конечном итоге, в последующих затратах на техническое обслуживание и ремонт;

• ослабление либо сокращение специализированных структур в генерирующих компаниях. Отсутствие специализированных подразделений, на которые было бы возложено выполнение комплексных обследований;

• снижение квалификации персонала электростанций и ремонтных предприятий. Технические задания на проведение конкурсных

закупок по ремонту турбогенераторов в большинстве своём не содержат требований по проведению измерений и испытаний, выходящих за рамки регламентированных (типовых). Более того, методические указания [5] не устанавливают специализированные обследования, обеспечивающие выявление зарождающихся дефектов в качестве обязательных в объёме оценки 1-го уровня, не говоря уже о том, что часть рекомендуемых методов не сертифицирована в электроэнергетике. В этой ситуации новые методы контроля внедряются на электростанциях, руководители которых являются энтузиастами.

Необходимость совершенствования контроля технического состояния турбогенераторов заключается:

- в повышении надёжности эксплуатации на междуремонтный период;

- в продлении срока службы путём оценки остаточного ресурса.

Оценка остаточного ресурса генераторов - самое слабое место в процедуре продления срока службы. Практически все имеющиеся по этой проблеме разработки касаются определения ресурса образцов используемых в генераторах материалов без влияния конструкции в целом. В разрешении этой проблемы нужно было бы наряду с совершенствованием методов, средств и организации контроля опираться на статистический анализ паркового ресурса генераторов разных типов и разных лет изготовления, на статистику повреждений конкретных единиц и их аналогов. Ознакомление с отраслевой и заводской статистикой представляет трудности, в т.ч. и по причинам ее отсутствия в названных структурах. К сожалению, даже на крупных электростанциях учет отказов и выявленных дефектов оставляет желать лучшего. Исключение составляет ОАО «Концерн Энергоатом», где оценка надёжности обеспечена организационно.

Достоверных методов контроля составных частей генераторов, по результатам которых может быть сделан расчет остаточного ресурса, практически нет. Решение по прогнозу может быть основано только на статистике надежности конкретного генератора и совокупности генераторов, установленных на электростанции и в генерирующей компании.

Проблема совершенствования контроля генераторов неразрывно связана с повышением их контролепригодности. Предельно достижимая задача — максимум эффективного контроля на работающем генераторе при минимуме его разборки в минимальное время. Практически в этом и кроется задача перехода к ремонту по техническому состоянию (РТС). Система РТС продекларирована в 80-х годах, но до настоящего времени не только не реализована, но и по генераторам нет нормальной постановки задачи ни перед производителями, ни перед отраслевыми организациями, которые должны были бы решать эту задачу. На практике система РТС по сути сводится к системе ремонта по отказу.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Решение проблемы повышения надёжности и продления сроков службы турбогенераторов, безопасность их эксплуатации во многом зависит от решения технических и организационных проблем по контролю их технического состояния. Эти проблемы должны решаться, в первую очередь, на уровне управления электроэнергетической отраслью и генерирующих компаний.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Joseph A.Worden, Jorge M.Mundulas «Understanding, Diagnosing and Repairing Leaks in Water-Cooled Generator Stator Windings». GER-3751A. GE Power Systems. Schenectadi, NY.

2. Gary Griffith, Sean McLenithan (MD& A, LLC) «Experience with Liquid Cooled Stator Rewind & Quolity Rewind Objectives». Iris Rotating Machine Conference, Santa Monica, 2003.

3. Объемы и нормы испытаний электрооборудования (РД 34.45-51.300-97).

4. Сборник распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. Изд. 5-е, перераб. и доп. Часть 1. М., СПО ОРГРЭС, 2002.

5. Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших нормативный срок службы. М., 2008.

6. РД ЭО-0187-00. Методические рекомендации по диагностике изоляции статорных обмоток вращающихся машин классов напряжения 3, 15 - 24 кВ по характеристикам частичных разрядов.

7. Y.Inoue, H.Hasegawa, S.Sekito, M.Sotodate, H. Shi-mada and T.Okamoto. Toshiba Corporation «Technology for Detecting Weg Bars in Water-Cooled Stator Winding of Turbine Generators», IEEE, 2003.

8. F. Koch-Mathian, Head of Non Destructive Testing Engineering Department Turbo-Alternators Group GEC ALSTHOM. Automatic Inspection of Turbo-Generator Retaining Rings. Feedback of Experience and New Developments, 3 bis, Avenue Des Trois Chenes, 90018, BELFORT Cedex, FRANCE.

9. CO-153-34.45.513-07. Руководство по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов.

10. Generator Servicec Directory, Including Nondestructive Examination», Westinghouse, Power Generation Division, Penn Hall, USA.

11. Ростик Г.В. Оценка технического состояния турбогенераторов // Μ.: ИПКгосслужбы, 2008.

⇐ Предыдущая 1 2 3 456 Следующая ⇒