Поляков В. И., канд. техн. наук ВНИИЭ
В настоящее время около 54% установленной мощности тепловых электростанций Российской Федерации обеспечивается энергоблоками 160 - 1200 МВт с мощными турбогенераторами, имеющими водяное охлаждение обмоток. В основном это турбогенераторы серии ТВВ, установленная мощность которых составляет более 90% суммарной установленной мощности рассматриваемых энергоблоков. Более 50% общего числа генераторов относится к категории “старых” по критерию отработки установленного стандартами нормативного срока службы 25 лет. Их замена в ближайшие годы нецелесообразна как по техническим, так и по экономическим соображениям. Поэтому РАО “ЕЭС России” считает проведение работ по продлению срока службы действующих электроустановок приоритетным направлением технического перевооружения [1]. При этом важным является разработка и внедрение новых методов и средств технической диагностики основного электрооборудования, особенно при его работе под нагрузкой [2].
В настоящей статье показана техническая эффективность совершенствования систем эксплуатационного и ремонтного обслуживания мощных турбогенераторов в целях продления их жизни путем внедрения новых, ненормативных средств диагностики и контроля на примере турбогенераторов массовой серии ТВВ.
В целях повышения единичной мощности в турбогенераторах серии ТВВ применено водяное охлаждение обмотки статора и непосредственное водородное охлаждение обмотки ротора и активной стали статора. В результате применения жидкостного охлаждения тепловая напряженность обмотки статора практически вдвое ниже, чем для газового охлаждения. Этим обеспечивается повышение надежности турбогенератора при высокой плотности тока в обмотке.
Тем не менее, при закупорках полых проводников в силу высокой плотности тока температура меди закупоренных проводников повышается так, что это оказывает заметное влияние на интенсивность теплового старения изоляции и надежность работы обмотки. Например, расчеты показывают, что при закупорке двух полых проводников их температура может повышаться до значений, в 3 - 3,5 раза превышающих нормальную. При этом более чем в 100 раз повышается вероятность пробоя изоляции стержня. В практике эксплуатации известны случаи таких пробоев на турбогенераторах ТВВ-165-2, ТГВ-200М, ТГВ-500, Т3В-800-2, ТВВ-1000-4. Поэтому в эксплуатации температуры стержней работающего генератора тщательно контролируются.
На генераторах серии ТВВ температура обмотки измеряется термопреобразователями сопротивления (ТС), наложенными на изоляцию каждого стержня со стороны слива дистиллята. На верхних стержнях ТС уложены под пазовый клин вблизи выхода из паза. На генераторах мощностью 800 МВт и выше нижние стержни охлаждаются независимо от верхних и контролируются ТС, наложенными на боковую поверхность лобовой части стержня.
Нормативные методы контроля теплового состояния обмоток [3 - 5] предусматривают контроль температур стержней и их превышений над температурой хладагента. Например, согласно [3] признаком дефекта охлаждения стержня является повышение показаний его ТС сверх 75°С или значение разности максимальной и номинальной температур обмотки, превышающее 25°С. Согласно [4] и [5] признаком дефекта служит возрастание температуры стержня более чем на 5°С.
Несмотря на значительное повышение температуры закупоренных проводников изменение показаний ТС не так велико, если между закупоренными проводниками и ТС имеются исправные проводники с циркуляцией дистиллята. Такие изменения часто не превосходят установленного [4] порога в 5°С. Их трудно обнаружить на фоне помех, создаваемых изменениями параметров режима работы генератора. Кроме того, чувствительность ТС к изменению температуры меди стержня существенно зависит от степени прижатия ТС к изоляции стержня. Например, при ослаблении клиновки паза ослабевает прижатие ТС к изоляции, увеличивается обдув корпуса ТС водородом и чувствительность ТС уменьшается.
Рис. 1. Распределение температуры обмотки по окружности статора турбогенератора ТВВ-800-2 при токе статора 19 330 А:
1 - верхние стержни; 2 - нижние стержни
Для оценки состояния теплового контакта между поверхностью ТС и изоляцией стержня может быть использован параметр ум, который является оценкой чувствительности ТС и равен реакции показаний ТС в процентах на изменение температуры меди стержня в 1°С. Параметр ум может быть определен по методике [6] на работающем с постоянной нагрузкой генераторе путем измерения отклика показаний ТС на изменение температуры холодного дистиллята. Изменение температуры меди в этом случае соответствует изменению температуры дистиллята.
Реально значения ум для ТС под клином лежат в диапазоне от 0 до 0,5. Во время эксплуатации параметр ум изменяется в указанном диапазоне из-за ослабления клиновки пазов во время работы и переклиновки пазов в профилактических ремонтах. При этом показания ТС изменяются так, что такие изменения превышают отклик показаний ТС на появление термодефектов.
Параметр ум для ТС на боковой поверхности стержня (нижние стержни турбогенераторов мощностью 800 МВт и выше) лежит в диапазоне от 0 до 0,7 и зависит от качества установки ТС на стержень при изготовлении генератора. Причем, доля стержней с чувствительностью ТС, близкой к нулю (ум ,= 0,15), составляет около 12%. Такие стержни практически лишены теплового контроля в эксплуатации.
В силу указанных обстоятельств нормативные методы контроля имеют низкую эффективность обнаружения закупорок полых проводников. Так, по оценке [7] вероятность обнаружения дефекта для методики [4] составляет около 25%, а для методики [3] вероятность обнаружения дефекта еще ниже и близка к нулю, что подтверждается следующими примерами.
На рис. 1 показаны температуры стержней обмотки статора одного из генераторов ТВВ-800-2 в режиме нагрузки, близком к номинальному. В соответствии с критериями [3] обмотка статора не имеет дефектных стержней с закупорками полых проводников. Максимальная температура стержней составляет 65,7°С для стержня в пазу 24, что не превышает допустимого порога 75°С. Максимальная разность температур наблюдается по верхним стержням и составляет 18,6°С (стержни в пазах 24 и 10), что не превосходит допустимого значения 25°С. По сравнению с данными первых тепловых испытаний существенно увеличились температуры верхних стержней в пазах 6 и 24, где зафиксировано увеличение температуры на 9,2°С и на 13,8°С соответственно, что существенно превышает норму 5°С, указанную в [4, 5]. Тем не менее, при проведении гидравлических испытаний во время капитального ремонта генератора засорения каналов охлаждения указанных стержней не обнаружено. Например, контрольный расход дистиллята по шестому верхнему стержню составил 0,304 л/с при допустимом не менее 0,267 л/с. Как удалось выяснить, относительное повышение температур этих стержней было вызвано появлением дефектов каналов измерения температур в форме систематических ошибок измерений.
При проведении гидравлических испытаний стержней на проходимость во время ремонта было выявлено засорение каналов охлаждения совершенно других стержней, и именно верхних стержней в пазах 8 и 27 и нижнего в пазу 24. Проходимость указанных стержней оказалась ниже нормы завода-изготовителя. Расход дистиллята через указанные стержни составил соответственно 80,6; 72,0 и 50,7% номинального.
На генераторах меньшей единичной мощности вероятность повреждения изоляции из-за закупорок полых проводников не так велика. Тем не менее при длительной работе с загрязнением каналов охлаждения имелись случаи появления трещин и разгерметизации полых проводников из-за увеличения термомеханических нагрузок на полые проводники вследствие возрастания их теплового удлинения.
В одном из таких случаев на турбогенераторе ТВВ-320-2 вследствие закупорки подводящего фторопластового шланга обрывком прокладки температура меди стержня согласно проведенным позже расчетам повысилась приблизительно до 100°С при температуре меди стержня в исправном состоянии около 55°С. При этом показания штатного ТС в режимах нагрузки не превышали 65°С, что по нормативным методам контроля соответствует критерию исправности. Поэтому закупорка длительно не устранялась. Это привело к разгерметизации каналов охлаждения стержня вследствие его повышенных циклических тепловых удлинений. Появление водорода в штатной газовой ловушке наблюдалось во время нагружения генератора. После разгрузки водород в газовой ловушке исчезал. При выводе генератора в ремонт для поиска места разгерметизации и устранения дефекта он не обнаруживался. Обмотка выдерживала ремонтные испытания на герметичность методами воздушной и гидравлической опрессовки. Дефект был обнаружен и впоследствии устранен применением разработанного во ВНИИЭ аналитического метода тепловой диагностики (АМТД).
Метод АМТД основан на специальной обработке данных штатной системы теплового контроля [7]. Исходными данными для диагностики служат результаты эксплуатационных тепловых испытаний, проведенных в соответствии с требованиями [3]. При этом должны быть проведены измерения по определению индивидуальной чувствительности штатных ТС, описанные в [6]. По результатам измерения температур в различных режимах работы генератора рассчитываются диагностические параметры каждого стержня, связанные уравнением
где 9 - интегральный параметр состояния стержня, представляющий собой отклонение температуры стержня от средней температуры рассматриваемой совокупности стержней, рассчитывающийся с учетом конструктивных особенностей генератора; а - параметр оценки состояния канала измерения температуры, изменяющийся при появлении систематических ошибок измерений; Р - параметр оценки состояния охлаждения стержня, увеличивающийся при закупорке полых проводников на величину реакции штатного ТС; I2 - квадрат тока статора. Диагностические параметры рассчитываются с применением регрессионных методов.
Для обнаружения дефектов каналов измерения температур, приводящих к случайным ошибкам измерений (нестабильности показаний), вводится параметр S. Он представляет собой среднее квадратичное отклонение (СКО) измеренных значений относительно линии регрессии по приведенному
Для контроля клиновки пазов и состояния теплового контакта между поверхностью ТС и изоляцией стержня вводится параметр ум, который является оценкой чувствительности ТС и равен реакции ТС в градусах на изменение температуры меди стержня в 1°С. При ослаблении клиновки паза увеличивается обдув корпуса ТС водородом и параметр ум уменьшается.
Непосредственный анализ данных штатной системы контроля не дает хорошего диагностического результата, так как показания штатных ТС зависят не только от температуры стержней, но и от других влияющих факторов. СКО температур стержней, измеренных при неизменных токе статора и температуре дистиллята, достигает 10°С. В столь широкой полосе значений трудно отличить стержни с дефектами охлаждения от исправных.
Особенностью АМТД является применение в расчете диагностических параметров специального аналитического алгоритма, направленного на подавление случайных и систематических ошибок, вызванных воздействием дополнительных влияющих факторов. Ключевым моментом расчета являются учет влияния параметров газа, охлаждающего сердечник статора, учет влияния тока ротора, а также учет типовых и индивидуальных особенностей конструкции генератора. Учитываются, в частности: особенности газовой системы охлаждения сердечника статора; наличие, форма и расположение выступающих в зазор пазовых клиньев; индивидуальная чувствительность штатных ТС обмотки статора.
Благодаря эффективной компенсации воздействия дополнительных влияющих факторов диагностические параметры исправных стержней имеют узкий диапазон значений с СКО 0,7 - 1,3°С, что обеспечивает хорошее выявление дефектных стержней по результатам статистического анализа массива диагностических параметров.
Именно применение АМТД в описанном примере с турбогенератором ТВВ-800-2 позволило обнаружить действительную причину повышения температуры верхних стержней в пазах 6 и 24 и снижение проходимости верхних стержней в пазах 8, 27 и нижнего стержня в пазу 24.
Наибольший объем обследования выполнен на турбогенераторах ТВВ-320-2. Всего обследовано 15 из них. На 6 турбогенераторах обнаружено 10 стержней со сниженным расходом дистиллята. При проведении капитальных ремонтов проходимость отбракованных стержней проверялась прямым измерением расхода с помощью секундомера и мерной емкости. В результате установлено, что имеется достаточно жесткая взаимосвязь между значениями диагностического параметра р и расходом дистиллята по стержню. Эта зависимость показана на рис. 2. Как видно из этого рисунка, погрешность косвенного определения дистиллята по стержню по значению параметра Р составляет не более 15% номинального расхода. Ошибка в диагностировании проходимости стержня имела место только один раз, отмечено (*) на рис. 2, когда при достаточно высоком значении Р расход дистиллята оказался нормальным.
Как следует из приведенных данных, практически каждый третий генератор, находящийся в эксплуатации, имеет стержни с засоренными каналами охлаждения и расходом дистиллята ниже технической нормы завода-изготовителя. Это объясняется низкой эффективностью нормативных методов контроля в части обнаружения закупорок полых проводников. Следовательно, целесообразно некоторое увеличение объема измерений в эксплуатационных тепловых испытаниях турбогенераторов [3, 4], обеспечивающее оценку индивидуальной чувствительности ТС и дефектацию засоренных стержней, например, применением АМТД.
Проведение таких расширенных тепловых испытаний позволит обнаружить и устранить имеющиеся закупорки каналов охлаждения, повысить надежность и продлить срок службы турбогенераторов, находящихся в эксплуатации.
Особенно опасны закупорки на турбогенераторах 800 МВт и более, где плотность тока в 2 - 2,5 раза больше, чем, например, на турбогенераторе 320 МВт. В то же время, как отмечалось, отдельные ТС нижних стержней указанных генераторов оказываются слабо прижатыми к изоляции стержней и практически не реагируют на повышение их температуры, что делает невозможным тепловую диагностику проходимости таких стержней во время работы. По рекомендациям, изложенным в письме департамента науки и техники РАО “ЕЭС России” № 02-6-1/10 от 4/I 1996 “О диагностике обмоток статоров генераторов типа ТВВ-1200-2, ТВВ-800-2”, стержни с нарушенным креплением ТС должны быть выявлены испытаниями, а проходимость их каналов охлаждения должна проверяться прямыми измерениями с использованием мерной емкости и секундомера во время капитальных ремонтов независимо от результатов измерения температур во время работы генератора.
На турбогенераторах ТВВ-1000-4 выявлено и проверено на проходимость 29 стержней с нарушенным креплением термодатчиков. На семи из них обнаружено снижение расхода дистиллята ниже минимально допустимого. Проходимость каналов охлаждения дефектных стержней была восстановлена промывкой.
Рис. 2. Зависимость расхода дистиллята от параметра Р на турбогенераторах ТВВ-320-2
На электростанциях РАО “ЕЭС России” проверен турбогенератор ТВВ-1200-2. Здесь не было обнаружено нижних стержней с нарушенным креплением ТС. Однако выявлено, что недопустимо низкую чувствительность имеют ТС верхних стержней. Это объясняется конструктивными особенностями генератора. Для верхних стержней среднее значение параметра ум равно 0,123 при минимальном и максимальном значениях 0,05 и 0,182. Такая чувствительность ТС не обеспечивает достоверного эксплуатационного контроля за циркуляцией дистиллята по стержням. Интересы обеспечения надлежащей эксплуатационной надежности генератора требуют проведения реконструкции штатной системы теплового контроля.
Из 11 находящихся в эксплуатации турбогенераторов ТВВ-800-2 и ТВВ-800-2Е обследовано только три. На них выявлено 11 стержней с низкой чувствительностью ТС. Проверка проходимости показала, что один из них имел расход дистиллята существенно ниже минимально допустимого (около 72% номинального). Кроме того, по параметру Р обнаружено два засоренных стержня со снижением расхода дистиллята до 81 и до 51% номинального. В настоящее время в связи с трудностями в оплате электростанциями работ подрядных организаций обследование турбогенераторов типа ТВВ-800-2 прекращено, что, как видно из приведенных данных, является технически неоправданным.
В соответствии с инструкциями завода-изгото- вителя для очистки каналов охлаждения применяют продувку стержня и отдельных полых проводников воздухом и химическую отмывку. ВНИИЭ использует в этих целях промывку обратным ходом дистиллята в смеси с воздухом. В технологии промывки применяются эксклюзивные технические приемы, существенно повышающие энергию промывочной струи и эффективность промывки. Технология была использована при промывке около 15 стержней. Во всех случаях проходимость стержней удалось восстановить без применения химической отмывки. Однако в силу высокой энергии промывочной струи затруднен сбор продуктов загрязнения, которые необходимы для анализа причин. Так, например, надетый для сбора загрязнений на выходной промывочный шланг трехслойный марлевый мешок в процессе промывки был изорван в клочья. Для сбора продуктов загрязнения необходимо устанавливать сепаратор с металлической сеткой.
Рис. 3. Распределение пазов с ослабленной клиновкой по расточке статора на турбогенераторах ТВВ-1000-44
Как отмечалось, чувствительность ТС, уложенных на верхние стержни под пазовый клин, зависит от степени клиновки паза. Опыт показывает, что, например, на турбогенераторах ТВВ-1000-4 значения ум < 0,18 указывают на такое ослабление клиновки, когда требуется переклиновка паза и по ремонтным критериям оценки клиновки методом “простукивания”. На рис. 3 показано распределение по расточке статора пазов с ослабленной клиновкой (ум < 0,18), полученное по результатам измерений, выполненных на семи турбогенераторах ТВВ-1000-44. Обращает на себя внимание большая частота случаев ослабления клиновки в пазах 19 и 49. Эти пазы имеют выступающие в зазор клинья для повышения эффективности охлаждения обмотки ротора посредством предотвращения закрутки газа в зазоре. Частота случаев (или вероятность) ослабления клиновки в пазах с выступающими клиньями составила 0,43 в то время, как в пазах с обычными клиньями - 0,017. Такое расхождение частот нельзя считать случайным, что подтверждается также проверкой с использованием критериев оценки статистических гипотез.
Опрос ремонтного персонала показал, что ремонтники испытывают трудности в определении степени клиновки таких пазов методом “простукивания” из-за особой конструкции клиньев, когда большая часть паза занята резиновым выступом. Как правило, по результатам простукивания клиновка таких пазов оценивается как нормальная и пазы не переклиниваются.
В то же время на одном из генераторов имелся случай вибрационного разрушения стержня в пазу 19 из-за ослабления его крепления.
Выступающие клинья широко применяются и на других типах турбогенераторов серии ТВВ, где также часто обнаруживаются ослабления крепления стержней в пазах с выступающими клиньями.
В связи с большим числом случаев эксплуатации генераторов с ослабленной клиновкой пазов, имеющих выступающие клинья, и в связи с имеющимся фактом аварии из-за вибрационного разрушения стержня в таком пазу ремонтному персоналу необходимо более тщательно проверять клиновку пазов с выступающими клиньями и, особенно на генераторах с термореактивной изоляцией, переклинивать эти пазы каждый капитальный ремонт независимо от результатов простукивания.
В письме департамента электрических станций РАО “ЕЭС России” № 10-11/6-151 от 24/III 1998 “О повреждаемости изоляции обмоток статоров турбогенераторов серии ТВВ” отмечаются случаи пробоя изоляции турбогенераторов серии ТВВ из- за увлажнения изоляции. Увлажнение происходит при гидравлических испытаниях обмоток, имеющих незначительные дефекты герметичности, не обнаруживаемые нормативными методами контроля. Поэтому ВНИИЭ при проведении тепловых испытаний проводит дополнительно проверку герметичности обмотки методом измерения концентрации водорода, растворенного в охлаждающем дистилляте [8]. Этим методом были обнаружены и устранены дефекты герметичности на двух турбогенераторах ТВВ-320-2. На одном турбогенераторе ТВВ-800-2 был обнаружен незначительный дефект герметичности, недоступный для устранения в силу невозможности определения известными методами его местоположения на обмотке, но способный привести к увлажнению изоляции при гидравлической опрессовке. Было рекомендовано оставить генератор в работе и отказаться от процедуры гидравлических испытаний опрессовкой во время ремонтов, заменив ее проверкой герметичности методом измерения концентрации водорода в дистилляте.
Вывод
На турбогенераторах с водяным охлаждением, особенно длительно эксплуатируемых, необходимо расширение нормативных эксплуатационных испытаний включением в их объем методов диагностики технического состояния каналов водяного охлаждения и креплений стержней статорных обмоток, что позволяет повысить надежность генераторов и продлить срок их службы посредством своевременного обнаружения и устранения скрытых дефектов.
Список литературы
- Проблемы технического перевооружения энергопредприятий РАО “ЕЭС России” и пути их решения / Ремезов А. Н., Романов А. А., Косинов Ю. П., Бржезянский С. Э. - Электрические станции, 2000, № 1.
- Электротехнические проблемы научно-технического прогресса электроэнергетики / Мамиконянц Л. Г., Мор- жин Ю. Н., Савваитов Д. С., Шакарян Ю. Г. - Электрические станции, 2000, № 1.
- Методические указания по проведению испытаний генераторов на нагревание. РД 34.45.309-92. М.: СПО ОРГРЭС, 1993.
- Эксплуатационный циркуляр Ц-10-85(Э) от 28 мая 1985 г. Об организации водно-химического режима системы охлаждения обмоток статоров турбо- и гидрогенераторов. Сб. решений и циркуляров ГТУ Минэнерго СССР за 1985 г (Электротехническая часть). М.: СПО Союзтехэнерго, 1986.
- Объем и нормы испытаний электрооборудования. М.: ЭНАС, 1998.
- Пат. 1836783 (РФ). Способ контроля креплений обмотки электрической машины / Поляков В. И. Опубл. в Б. И., 1993, № 31.
- Поляков В. И. Методы диагностики технического состояния генераторов на основе штатных средств измерений: Автореф. дис. на соиск. учен. степени канд.техн.наук. М.: ВНИИЭ, 1992.
- Поляков В. И. Метод и прибор для обнаружения нарушений герметичности системы водяного охлаждения обмотки статора работающего турбогенератора. М.: Вестник ВНИИЭ, 1997.
