Стартовая >> Архив >> Генерация >> Эксплуатация генераторов

Оценка технического состояния гидрогенераторов - Эксплуатация генераторов

Оглавление
Эксплуатация синхронных генераторов
Элементы конструкции гидрогенераторов
Охлаждение гидрогенераторов
Системы возбуждения
Режимы работы гидрогенераторов
Развитие методов электромагнитного расчета гидрогенераторов
Вспомогательные устройства гидрогенератора
Дефекты статора гидрогенератора
Дефекты ротора гидрогенератора
Техническое обслуживание генераторного оборудования
Остановка агрегата, оборудование в резерве
Ремонты генераторного оборудования
Эксплуатация турбогенераторов
Конструктивные особенности турбогенераторов, вероятные повреждения
Конструктивные особенности ротора турбогенераторов
Система уплотнений вала турбогенераторов
Повреждения ротора турбогенераторов
Системы охлаждения турбогенераторов
Особенности пуска и набора нагрузки турбогенераторов
Нормальные режимы работы турбогенераторов
Турбогенераторы серии ТФ
Турбогенераторы серии ТВМ
Сверхпроводниковые турбогенераторы
Асинхронизированные синхронные генераторы
Турбогенераторы с воздушным охлаждением за рубежом
Диагностическое обслуживание генераторов электростанций
Оценка технического состояния гидрогенераторов
Новые отечественные методы диагностики гидрогенераторов
Новые направления и совершенствование систем диагностики турбогенераторов
Новые методы диагностики турбогенераторов
Экспертные системы диагностики генераторов

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ И НОВЫЕ МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ
В последние годы ведется интенсивный поиск способов обновления парка работающих крупных гидрогенераторов и методов продления срока их службы. Причиной является старение значительной части ГЭС, построенных в послевоенные годы, когда темпы прироста мощностей были очень высокими.
Сегодня в мировой энергетике эти темпы значительно снизились и прирост выработки электроэнергии достигается главным образом за счет интенсификации использования и улучшения методов эксплуатации агрегатов, поэтому основные усилия энергокомпаний направлены на продление срока службы оборудования. Экономические расчеты показывают, что продление этого срока на 20-30 лет дает большую выгоду по сравнению с заменой оборудования на новое.
В нашей стране в ближайшие годы не ожидается выпуска новых машин взамен отработавших свой срок, и на ближайшую перспективу усилия по обновлению парка гидрогенераторов могут быть направлены только на продление срока службы ныне работающих машин. При этом следует учитывать и особую роль гидроэнергетики
России: если выработка тепловых электростанций снизилась, то доля производства электроэнергии за счет ГЭС возросла примерно на 40%.
В настоящее время в России работает 64 ГЭС мощностью более 30 МВт, на которых установлено 395 гидроагрегатов общей мощностью 42,7 млн.  кВт. Из них 47 ГЭС имеют срок службы более 30 лет, следовательно, их основное оборудование отработало нормативный срок, установленный заводом-изготовителем.
Темпы старения оборудования зарубежных ГЭС не уступают отечественным, более 20 % всех ГЭС Австрии мощностью выше 5 МВт имеют возраст свыше 40 лет.
В энергетике Швеции гидроэлектростанции занимают основное место (около 1000 ГЭС), половина ГЭС эксплуатируется дольше 30 лет. По мнению шведских специалистов, полная замена гидрогенераторов экономически может быть выгодна только для машин малой мощности. Модернизация действующего оборудования ГЭС по техническому эффекту может сравниться с вводом новой электростанции.
Во Франции большинство ГЭС, работающих с 50-60-х гг., превысило свой экономически целесообразный срок службы. Практика показывает, что средний срок службы агрегатов, построенных до 1960 г., составляет 30-35 лет, а выпущенных в более поздние годы - до 50 лет вследствие более совершенной технологии производства и улучшения систем контроля и испытаний узлов ГГ.
Строительство новых ГЭС в США и Канаде осложняется трудностью получения лицензий, так как к проектам предъявляются все более жесткие экологические требования. В результате все большее внимание уделяется качественному использованию существующих ГЭС. Модернизация оборудования старых ГЭС дает возможность получить дополнительно 16 тыс. МВт в США и 20 тыс. МВт в Канаде.
Поэтому на данном этапе основной задачей является продление срока службы оборудования путем проведения расширенных капитальных ремонтов с заменой и реконструкцией отдельных узлов гидрогенераторов на основе новых технических решений.
В целом практическая реализация процесса продления срока службы может характеризоваться следующими тремя вариантами принятия решения:
полная замена узлов или систем;
частичная модернизация или реконструкция узлов, техническое состояние которых неудовлетворительное;
дальнейшая эксплуатаций узлов, имеющих удовлетворительное состояние, в исходном конструктивном исполнении.
При оценке работоспособности машины в первую очередь обследуются ее общее состояние, а также возбудитель и вспомогательные системы по стандартным рекомендациям для капитального ремонта с использованием специальной аппаратуры и приглашением экспертов.
Параллельно с обследованием проводится исчерпывающий анализ предыдущих режимов работы, ревизий и ремонтов, а также систем непрерывного контроля состояния отдельных узлов. Далее генератор обследуется по специальной программе, учитывающей все узлы и возможные дефекты.
Затем характеристики машин сравниваются с заводской документацией, содержащей данные заводских и установочных испытаний. Сравнение характеристик для выявления развивающегося дефекта требует периодического измерения базовых диагностических параметров во время нормальной бездефектной эксплуатации.
По результатам своевременных комплексных обследований и анализа не только обосновывается срок службы ГГ, но и обеспечивается возможность оценки состояния в процессе последующей эксплуатации.
Анализ отказов гидрогенераторов. Задачи анализа отказов - оценка их значимости и выявление приоритетных мер по повышению надежности эксплуатации генераторов.
Для проведения анализа (1979-1987 гг.) рассматривались отказы 362 отечественных вертикальных генераторов номинальной мощности P=50 и 150 МВт, установленных на 51 ГЭС.
Результаты расчетов показывают, что наиболее значимыми причинами отказов ГГ оказались:
для генераторов Р=50 МВт. Статор - ионизационное старение микалентной изоляции, повреждение контактов обмоток и шин, нарушение прочности меди и изоляции обмоток перемычек и шин статора, посторонние предметы, ослабление прессовки сердечника, течи воздухоохладителей, нарушение правил эксплуатации; ротор - нарушение прочности демпферных обмоток и повреждение их контактов, нарушение прочности ободов и полюсов, анормальные режимы, снижение прочности и изоляции щеточно-контактного аппарата, повреждение контактов обмоток, перемычек и токопроводов возбуждения;
для генераторов Д> 150 МВт. Статор - нарушение прочности обмоток и шин, повреждение контактов, недостатки систем водяного охлаждения обмоток, перемычек и шин, посторонние предметы в статоре, ослабление прессовки сердечника; ротор - нарушение прочности демпферных обмоток и их контактов, анормальные режимы, нарушение прочности обода и полюсов, повреждение контактов обмоток, перемычек и токопроводов цепей возбуждения, нарушение прочности воздухоразделяющих щитов, вращающаяся асимметрия магнитного поля.
Для каждого из большей части генераторов число отказов составило от 1 до 3, а время восстановления от 0,1 до 900 ч.
Анализ отказов гидрогенераторов рекомендует к внедрению в производство и эксплуатацию штатных устройств интегральной диагностики перегревов, вибраций и электромагнитных излучений, что обеспечит своевременное выявление причин, ведущих к отказам генераторов. При этом особое внимание следует сосредоточить на наиболее значимых причинах, а именно: повреждении контактных соединений, изоляции и меди обмоток статора, а также нарушениях прочности демпферных обмоток, их контактных соединений, обода и полюсов ротора.
Оценки технического состоянии ГГ. Своевременно принятые решения о дальнейшей эксплуатации генераторов после обнаружения дефектов в процессе их работы повышают предотвращение отказов (в том числе аварий), сокращают продолжительность и стоимость восстановления поврежденного оборудования, а также сохраняют резервные мощности энергосистем. Для этого необходимо оперативно оценивать техническое состояние генераторов (ТСГ) с достаточно высокой степенью надежности.
Оценки ТСГ могут быть групповыми или индивидуальными, прямыми или косвенными, плановыми или оперативными. Прямые оценки основаны на признаках дефектов, местах их возникновения, характере и объеме повреждений, а косвенные - на показателях надежности генераторов, например па коэффициенте неготовности
Опыт эксплуатации показывает, что для оперативных индивидуальных оценок ТСГ в качестве основных необходимы прямые оценки, так как точное и, косвенных оценок может оказаться недопустимо низкой, а для генераторов, не имевших отказов за
рассматриваемый период эксплуатации, косвенные оценки невозможны, если применять имеющиеся методики.
Структурная схема анализа ТСГ, оперативных оценок и прогнозирования ТСГ с целью принятия решении о дальнейшей эксплуатации генератора после обнаружения дефектов в процессе его работы дана на рис. 1.33.
Наиболее актуальными проблемами повышения надежности оперативных оценок ТСГ являются: обеспечение систем штатного контроля ГГ приоритетными средствами диагностики; разработка методик оперативных прогнозов времени наработки генератора с момента обнаружения дефектов до отказа; составление рекомендаций по сбору и обработке информации о ТСГ; организация автоматизированного банка информации о ТСГ.
Источниками информации в ТСГ (рис. 1.33) являются показания штатных средств контроля и диагностики, органолептические восприятия персонала ГЭС, анализ результатов осмотров, испытаний, ремонтов, модернизаций, особых режимов работы и отказ генераторов за предшествующее время их эксплуатации.
схема анализа технического состояния генератора
Рис. 1.33. Структурная схема анализа технического состояния генератора

Существующие системы штатного контроля генераторов, которые должны являться основными источниками оперативной информации о ТСГ, не всегда имеют современные средства диагностики, что нередко приводит к невозможности своевременного обнаружения дефектов. Не выявляются ранние стадии местных перегревов активной стали, изоляции и контактных соединений обмоток, шин и перемычек статора, вблизи которых нет датчиков температур; отсутствует контроль местных перегревов стали полюсов, изоляции и контактных соединений обмоток возбуждения, перемычек и токопроводов ротора; нет контроля перегревов демпферных обмоток ротора; обычно отсутствует контроль за вибрацией и шумом генератора; нет контроля электромагнитных излучений и ряда других признаков дефектов, возникающих в процессе работы генераторов.
В связи с этим признаки дефектов часто обнаруживаются персоналом ГЭС непосредственно на предаварийных стадиях развития дефектов. В таких случаях при отсутствии сведений о видах, местах возникновения и уровнях признаков, а также о динамике дефектов оценки и прогнозы ТСГ затруднены или невозможны, а интуитивные решения персонала ГЭС о возможности дальнейшей работы генератора могут оказаться ошибочными. Поэтому при задержке останова генератора для осмотров и испытаний нередко возникают аварийные отключения агрегата.
Возможность обнаружения ключевых дефектов гидрогенераторов в процессе работы при существующих системах штатного контроля составляет примерно 19, а при наличии в них современных средств диагностики - повышается до 76 %.
Правильность решений о дальнейшей эксплуатации генераторов после обнаружения дефектов определяется точностью и своевременностью оперативных диагнозов и прогнозов ТСГ.

Сложнее обстоит дело с проблемой краткосрочных оперативных прогнозов ТСГ, необходимых для оценки вероятного времени работы генератора с момента обнаружения дефекта до отказа, В условиях предаварийных ситуаций такой прогноз желательно получить как можно раньше. В связи е этим необходима разработка соответствующей методики прогноза на основе динамики ТСГ за предшествующее время эксплуатации генераторов, структурных схем развития ключевых дефектов и закономерностей износа и старения соответствующих элементов конструктивных узлов генератора.
Закономерности износа и старения конструктивных узлов генератора могут быть изучены с помощью имитационных физических моделей.
Методика краткосрочных оперативных прогнозов наработки генератора до отказа должна учитывать корреляционные связи между различными ключевыми дефектами, а также влияние режимов работы генераторов, которые оказывают существенное влияние на темпы их развития Например, вибрации полюсной частоты активной стали составного сердечника статора могут вызвать нарушения контактных соединений шин обмоток статора, расположенных на торцах сердечника, а ослабление креплений полюсов ротора может привести к нарушению прочности перемычек обмоток возбуждения и демпферных обмоток ротора.
Актуальным является анализ влияния динамики показателей режимов работы на ТСГ. При этом целесообразно рассматривать динамику чисел пусков генераторов, выработок и наработок, температур, вибраций, электро магнитных излучений и других признаков ТСГ, а также имевшие место анормальные режимы генераторов и их последствия.
Можно отметить следующие варианты обнаружения признаков дефектов или нарушений нормальной эксплуатации генераторов в процессе работы, при которых необходим немедленный останов или прогноз допустимого времени задержки останова агрегата для осмотров, испытаний и ремонтов:

  1. Обнаружение дыма, пламени, потоков воды, электрических дуговых разрядов, отказов работы защитных устройств и других явлений. В этих аварийных ситуациях дежурный персонал ГЭС обязан немедленно остановить агрегат.
  2. Обнаружение уровней температур и вибраций активных материалов и конструктивных узлов генератора, шума, стука и других признаков дефектов с оценками «недопустимо». В таких случаях дежурный персонал ГЭС обязан после проверки работы генератора в режиме холостого хода остановить агрегат для осмотра и испытаний в течение времени, определенного на основе оперативного, краткосрочного прогноза ТСГ.
  3. Обнаружение уровней признаков дефектов, указанных в п, 2, с оценками «неудовлетворительно»; при этом персонал ГЭС на основе прогноза ТСГ должен подтвердить или установить более ранние сроки проведения плановых осмотров, испытаний и ремонтов генератора.

При периодических уточнениях нормативных оценок признаков дефектов следует учитывать не только опыт эксплуатации, но и результаты исследований закономерностей износа и старения активных материалов и конструктивных узлов генератора, в особенности полученных методами имитационного физического моделирования.
Для оперативных принятий решений о дальнейшей работе гидрогенераторов после обнаружения дефектов необходима автоматизация процессов диагностирования и прогнозирования ТСГ. Это требует создания банка ретроспективной информации о техническом состоянии каждого генератора ГЭС за все время эксплуатации. В первую очередь необходима автоматизация процесса краткосрочного оперативного прогнозирования времени наработки с момента обнаружения дефектов до отказа генератора.



 
« Эксплуатационные режимы водо-водяных энергетических реакторов   Эксплуатация электростанций, работающих при сверхкритических параметрах »
электрические сети