Оцінка технічного стану гідрогенераторів - Експлуатація генераторів

ОЦІНКА ТЕХНІЧНОГО СТАНУ ГІДРОГЕНЕРАТОРІВ І НОВІ МЕТОДИ ДІАГНОСТИКИ В останні роки ведеться інтенсивний пошук способів оновлення парку працюючих великих гідрогенераторів та методів продовження терміну їхньої служби. Причиною є старіння значної частини ГЕС, збудованих у повоєнні роки, коли темпи приросту потужностей були дуже високими. Сьогодні у світовій енергетиці ці темпи значно знизилися і приріст виробітку електроенергії досягається головним чином за рахунок інтенсифікації використання та покращення методів експлуатації агрегатів, тому основні зусилля енергокомпаній спрямовані на продовження терміну служби обладнання. Економічні розрахунки показують, що продовження цього терміну на 20-30 років дає велику вигоду порівняно із заміною обладнання на нове. У нашій країні найближчими роками не очікується випуску нових машин замість тих, хто відпрацював свій термін, і на найближчу перспективу зусилля по оновленню парку гідрогенераторів можуть бути спрямовані лише на продовження терміну служби машин, що нині працюють. При цьому слід зважати і на особливу роль гідроенергетики Якщо вироблення теплових електростанцій знизилося, то частка виробництва електроенергії за рахунок ГЕС зросла приблизно на 40%. Наразі в Україні працює 64 ГЕС потужністю понад 30 МВт, на яких встановлено 395 гідроагрегатів загальною потужністю 42,7 млн. кВт. З них 47 ГЕС мають термін служби понад 30 років, отже їх основне обладнання відпрацювало нормативний термін, встановлений заводом-виробником. Темпи старіння обладнання зарубіжних ГЕС не поступаються вітчизняним, понад 20% усіх ГЕС Австрії потужністю понад 5 МВт мають вік понад 40 років. В енергетиці Швеції гідроелектростанції займають основне місце (близько 1000 ГЕС), половина ГЕСексплуатується довше за 30 років. На думку шведських фахівців, повна заміна гідрогенераторів економічно може бути вигідною лише для машин малої потужності. Модернізація діючого обладнання ГЕС з технічного ефекту може зрівнятися із введенням нової електростанції. У Франції більшість ГЕС, які працюють із 50-60-х рр., перевищила свій економічно доцільний термін служби. Практика показує, що середній термін служби агрегатів, побудованих до 1960 р., становить 30-35 років, а випущених у пізніші роки - до 50 років внаслідок більш досконалої технології виробництва та покращення систем контролю та випробувань вузлів ГГ. Будівництво нових ГЕС у навіть Канаді ускладнюється труднощами отримання ліцензій, оскільки до проектів пред'являються дедалі жорсткіші екологічні вимоги. В результаті дедалі більшої уваги приділяється якісному використанню існуючих ГЕС. Модернізація обладнання старих ГЕС дає можливість отримати додатково 16 тис. МВт у США та 20 тис. МВт у Канаді. Тому на даному етапі основним завданням є продовження терміну служби обладнання шляхом проведення розширених капітальних ремонтів із заміною та реконструкцією окремих вузлів гідрогенераторів на основі нових технічних рішень. Загалом практична реалізація процесу продовження терміну служби може характеризуватись наступними трьома варіантами прийняття рішення: повна заміна вузлів чи систем; часткова модернізація чи реконструкція вузлів, технічний стан яких є незадовільним; подальша експлуатація вузлів, що мають задовільний стан, у вихідному конструктивному виконанні. При оцінці працездатності машини в першу чергу обстежуються її загальний стан, а також збудник та допоміжні системи за стандартними.рекомендаціям для капітального ремонту з використанням спеціальної апаратури та запрошенням експертів. Паралельно з обстеженням проводиться вичерпний аналіз попередніх режимів роботи, ревізій та ремонтів та систем безперервного контролю стану окремих вузлів. Далі генератор обстежується за спеціальною програмою, що враховує всі вузли та можливі дефекти. Потім характеристики машин порівнюються із заводською документацією, що містить дані заводських та настановних випробувань. Порівняння характеристик для виявлення дефекту, що розвивається, вимагає періодичного вимірювання базових діагностичних параметрів під час нормальної бездефектної експлуатації. За результатами своєчасних комплексних обстежень та аналізу не лише обґрунтовується термін служби ГГ, а й забезпечується можливість оцінки стану у процесі подальшої експлуатації. Аналіз відмов гідрогенераторів. Завдання аналізу відмов - оцінка їхньої значимості та виявлення пріоритетних заходів щодо підвищення надійності експлуатації генераторів. Для проведення аналізу (1979-1987 рр.) розглядалися відмови 362 вітчизняних вертикальних генераторів номінальної потужності P=50 та 150 МВт, встановлених на 51 ГЕС. Результати розрахунків показують, що найбільш значущими причинами відмов ГР виявилися: для генераторів Р=50 МВт. Статор - іонізаційне старіння мікалентної ізоляції, пошкодження контактів обмоток та шин, порушення міцності міді та ізоляції обмоток перемичок та шин статора, сторонні предмети, ослаблення пресування сердечника, течі повітроохолоджувачів, порушення правил експлуатації; ротор - порушення міцності демпферних обмоток та пошкодження їх контактів, порушення міцності ободів та полюсів, анормальні режими, зниження міцності та ізоляції щітково-контактного апарату,пошкодження контактів обмоток, перемичок та струмопроводів збудження; для генераторів Д> 150 МВт. Статор - порушення міцності обмоток та шин, пошкодження контактів, недоліки систем водяного охолодження обмоток, перемичок та шин, сторонні предмети у статорі, ослаблення пресування сердечника; ротор - порушення міцності демпферних обмоток та їх контактів, анормальні режими, порушення міцності обода і полюсів, пошкодження контактів обмоток, перемичок і струмопроводів ланцюгів збудження, порушення міцності щитів повітря, що обертається, асиметрія магнітного поля, що обертається. Для кожного з більшої частини генераторів кількість відмов становило від 1 до 3, а час відновлення від 0,1 до 900 год. Аналіз відмов гідрогенераторів рекомендує до впровадження у виробництво та експлуатацію штатних пристроїв інтегральної діагностики перегрівів, вібрацій та електромагнітних випромінювань, що забезпечить своєчасне виявлення причин, що ведуть до відмови генераторів. При цьому особливу увагу слід зосередити на найбільш значущих причинах, а саме: ушкодженні контактних з'єднань, ізоляції та міді статора обмоток, а також порушеннях міцності демпферних обмоток, їх контактних з'єднань, обода і полюсів ротора. Оцінки технічного стану РР. Своєчасно прийняті рішення щодо подальшої експлуатації генераторів після виявлення дефектів у процесі їх роботи підвищують запобігання відмовам (у тому числі аварій), скорочують тривалість та вартість відновлення пошкодженого обладнання, а також зберігають резервні потужності енергосистем. Для цього необхідно оперативно оцінювати технічний стан генераторів (ТСГ) із досить високим ступенем надійності. Оцінки ТСГ можуть бути груповими чи індивідуальними, прямими чи непрямими, плановими чи оперативними.Прямі оцінки ґрунтуються на ознаках дефектів, місцях їх виникнення, характері та обсязі пошкоджень, а непрямі – на показниках надійності генераторів, наприклад па коефіцієнті неготовності Досвід експлуатації показує, що для оперативних індивідуальних оцінок ТСГ в якості основних необхідні прямі оцінки, оскільки точне і непрямих оцінок може виявитися неприпустимо низькою, а для генераторів, які не мали відмов за аналізований період експлуатації, непрямі оцінки неможливі, якщо застосовувати наявні методики. Структурна схема аналізу ТСГ, оперативних оцінок та прогнозування ТСГ з метою прийняття рішення щодо подальшої експлуатації генератора після виявлення дефектів у процесі його роботи дана на рис. 1.33. Найбільш актуальними проблемами підвищення надійності оперативних оцінок ТСГ є забезпечення систем штатного контролю ГГ пріоритетними засобами діагностики; розробка методик оперативних прогнозів часу напрацювання генератора з виявлення дефектів вщерть; складання рекомендацій щодо збору та обробки інформації про ТСГ; організація автоматизованого банку інформації про ТСГ Джерелами інформації у ТСГ (рис. 1.33) є показання штатних засобів контролю та діагностики, органолептичні сприйняття персоналу ГЕС, аналіз результатів оглядів, випробувань, ремонтів, модернізацій, особливих режимів роботи та відмова генераторів за попередній час їх експлуатації.

Мал. 1.33. Структурна схема аналізу технічного стану генератора

Існуючі системи штатного контролю генераторів, які мають бути основними джерелами оперативної інформації про ТСГ, який завжди мають сучасні засоби діагностики, що нерідко призводить до неможливості своєчасного виявлення дефектів. Не виявляютьсяранні стадії місцевих перегрівів активної сталі, ізоляції та контактних з'єднань обмоток, шин та перемичок статора, поблизу яких немає датчиків температур; відсутня контроль місцевих перегрівів сталі полюсів, ізоляції та контактних з'єднань обмоток збудження, перемичок та струмопроводів ротора; немає контролю перегріву демпферних обмоток ротора; зазвичай відсутня контроль за вібрацією та шумом генератора; немає контролю електромагнітних випромінювань та інших ознак дефектів, що у процесі роботи генераторів. У зв'язку з цим ознаки дефектів часто виявляються персоналом ГЕС на передаварійних стадіях розвитку дефектів. У таких випадках за відсутності відомостей про види, місця виникнення та рівні ознак, а також про динаміку дефектів оцінки та прогнози ТСГ утруднені або неможливі, а інтуїтивні рішення персоналу ГЕС про можливість подальшої роботи генератора можуть виявитися помилковими. Тому при затримці зупинки генератора для оглядів та випробувань нерідко виникають аварійні відключення агрегату. Можливість виявлення ключових дефектів гідрогенераторів у процесі роботи за існуючих систем штатного контролю становить приблизно 19, а за наявності в них сучасних засобів діагностики - підвищується до 76 %. Правильність рішень щодо подальшої експлуатації генераторів після виявлення дефектів визначається точністю та своєчасністю оперативних діагнозів та прогнозів ТСГ.

Складніша ситуація з проблемою короткострокових оперативних прогнозів ТСГ, необхідних для оцінки ймовірного часу роботи генератора з моменту виявлення дефекту до відмови. В умовах передаварійних ситуацій такий прогноз бажано отримати якомога раніше. У зв'язку з цим необхідна розробка відповідної методики прогнозу на основідинаміки ТСГ за попередній час експлуатації генераторів, структурних схем розвитку ключових дефектів та закономірностей зносу та старіння відповідних елементів конструктивних вузлів генератора. Закономірності зношування та старіння конструктивних вузлів генератора можуть бути вивчені за допомогою імітаційних фізичних моделей. Методика короткострокових оперативних прогнозів напрацювання генератора до відмови повинна враховувати кореляційні зв'язки між різними ключовими дефектами, а також вплив режимів роботи генераторів, які істотно впливають на темпи їх розвитку. Наприклад, вібрації полюсної частоти активної сталі складового сердечника статора можуть викликати порушення контактних з'єднань шин обмоток статора , розташованих на торцях осердя, а ослаблення кріплень полюсів ротора може призвести до порушення міцності перемичок обмоток збудження та демпферних обмоток ротора. Актуальним є аналіз впливу динаміки показників режимів роботи на ТСГ. При цьому доцільно розглядати динаміку чисел пусків генераторів, виробок і напрацювань, температур, вібрацій, електромагнітних випромінювань та інших ознак ТСГ, а також анормальні режими генераторів, що мали місце, та їх наслідки. Можна відзначити наступні варіанти виявлення ознак дефектів або порушень нормальної експлуатації генераторів у процесі роботи, при яких необхідний негайний зупинка або прогноз допустимого часу затримки зупинки агрегату для оглядів, випробувань та ремонтів:

Виявлення диму, полум'я, потоків води, електричних дугових розрядів, відмов роботи захисних пристроїв та інших явищ. У цих аварійних ситуаціях черговий персонал ГЕС має негайно зупинити агрегат.
Виявлення рівнів температур та вібраційактивних матеріалів та конструктивних вузлів генератора, шуму, стуку та інших ознак дефектів з оцінками «неприпустимо». У таких випадках черговий персонал ГЕС зобов'язаний після перевірки роботи генератора в режимі холостого ходу зупинити агрегат для огляду та випробування протягом часу, визначеного на основі оперативного, короткострокового прогнозу ТСГ.
Виявлення рівнів ознак дефектів, зазначених у п, 2, з оцінками «незадовільно»; при цьому персонал ГЕС на основі прогнозу ТСГ повинен підтвердити або встановити раніше терміни проведення планових оглядів, випробувань і ремонтів генератора.

При періодичних уточненнях нормативних оцінок ознак дефектів слід враховувати як досвід експлуатації, а й результати досліджень закономірностей зносу та старіння активних матеріалів і конструктивних вузлів генератора, особливо отриманих методами імітаційного фізичного моделювання. Для оперативних прийняття рішень щодо подальшої роботи гідрогенераторів після виявлення дефектів необхідна автоматизація процесів діагностування та прогнозування ТСГ. Це потребує створення банку ретроспективної інформації про технічний стан кожного генератора ГЕС за весь час експлуатації. Насамперед необхідна автоматизація процесу короткострокового оперативного прогнозування часу напрацювання з виявлення дефектів до відмови генератора.