Диагностика турбогенераторов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Диагностика турбогенератора методом комплексного обследования

Основные дефекты мощных турбогенераторов

Контроль состояния турбогенератора во время работы

Эффективность диагностирования дефектов турбогенераторов

Выводы

Список литературы

Введение

Характерной особенностью современной энергетики является наличие в эксплуатации значительного числа турбогенераторов, выработавших назначенный срок службы. Однако отечественная и зарубежная практика показывает, что фактический срок эксплуатации турбогенераторов зачастую может существенно превышать срок, заявленный производителем. При таких обстоятельствах одной из важнейших задач диагностирования, формально не предусмотренной нормативными документами, становится оценка остаточного ресурса. Эта задача не является простой и не может быть решена путем проведения типовых профилактических испытаний. Основной отраслевой документ [1], используемый при оценке состояния турбогенераторов, ориентирован лишь на получение простейшего ответа: находится ли турбогенератор в данный момент в работоспособном состоянии в трактовке ГОСТ 2091189, т.е. соответствует ли турбогенератор формальным требованиям этого документа. Точного и однозначного метода оценки остаточного ресурса турбогенераторов в настоящее время не существует.

Диагностика турбогенератора методом комплексного обследования

В сложившихся обстоятельствах существенно приблизиться к решению указанной задачи позволяет метод комплексного обследования турбогенератора, то есть проверка турбогенератора по всем параметрам, отражающим его техническое состояние, с использованием максимально возможного набора методов и средств, позволяющих оценить степень износа и остаточный ресурс с наибольшей вероятностью [2]. Ресурс турбогенератора в целом на момент обследования определяется узлом, который имеет наименьший остаточный ресурс. Выявление такого узла может быть осуществлено только комплексным обследованием, иначе можно легко ошибиться из-за недосмотра и недоучета всех имеющихся на момент обследования дефектов. Так как оценка остаточного ресурса имеет вероятностный характер, то для получения более точной оценки необходимо обеспечить подтверждение предполагаемых дефектов несколькими методами. Для принятия обоснованных решений о выводе агрегата в ремонт, об объеме ремонта или же об оставлении его в эксплуатации необходимо, кроме определения узла с наименьшим остаточным ресурсом, получить надежную информацию об остаточном ресурсе всех других узлов, деталей и систем. Это требование тоже может быть выполнено только в результате комплексного обследования турбогенератора.

Основные дефекты мощных турбогенераторов

Анализ большого объема информации по блочным турбогенераторам от 165 до 800 МВт за период более 6000 генераторо-лет эксплуатации с 1971 по 1989 гг. (группа А) позволил выявить перечень ключевых дефектов, которые можно назвать типичными, т.е. наблюдавшимися неоднократно на различных турбогенераторах [3]. Общий перечень дефектов турбогенераторов насчитывает несколько десятков наименований. Но не все дефекты приводили в этот период к отказам. Отбор дефектов, приводивших к отказам турбогенераторов, позволил определить по каждому дефекту величину удельного простоя турбогенератора (час/генЧгод). Очевидно, эта величина является усредненной оценкой риска для данного дефекта, так как представляет собой произведение ущерба, определяемого как средний простой на один отказ (время восстановления), - на среднюю частоту отказов из-за данного дефекта (удельную повреждаемость). Частота вместо вероятности события применяется вынужденно в связи с тем, что в электроэнергетике количество генерирующего оборудования недостаточно для образования статистически однородной и представительной выборки, что ведет к значительному рассеянию результатов.

Ранжировка дефектов по убыванию риска дала следующие результаты:

1.Повреждения масляных уплотнений вала;

2.Ослабление креплений лобовых частей обмотки статора;

3.Ослабление прессовки и распушение крайних пакетов сердечника статора;

4.Повреждения внутренних элементов системы охлаждения обмотки статора;

5.Повреждения газоохладителей;

6.Попадание ферромагнитного предмета на обмотку статора;

7.Износ контактных колец;

8.Ослабление креплений обмотки статора в пазах;

9.Дефекты балансировки ротора;

10.Повреждения токоподвода ротора;

11.Технологические дефекты изоляции обмотки статора;

Такой (экономический) подход к оценке значимости дефекта нельзя считать исчерпывающим, поскольку близкий к нулю ранг оказался у потенциально опасных дефектов, которые, благодаря профилактическим мерам, были чрезвычайно редки или вообще не приводили к отказам в рассмотренный период времени.

Ранжировка методом экспертных оценок вывела на первые места по рискам следующие дефекты:

1.трещины в валу ротора;

2.трещины в деталях бандажных узлов ротора;

3.значительная утечка (выброс) водорода в машинный зал;

Эти дефекты представляют большую опасность, поскольку приводят к катастрофическим отказам с максимальным значением ущерба: первые два - к разрушению ТГ и пожару в машинном зале, а последний - к пожару и, вероятно, к взрыву. Хотя частота отказов из-за этих дефектов невелика (порядка 0,001), но ущерб определяется не только длительным вынужденным простоем (до года и более!), но и повреждением как ТГ, так и машинного зала и возможностью жертв, поэтому риск таких отказов определяет степень безопасности машинного зала

Контроль состояния турбогенератора во время работы

турбогенератор дефект износ диагностирование

Своевременность выявления дефектов, которые могут привести к отказу

В процессе работы турбогенератора в сети своевременное выявление дефекта означает, что период упреждения отказа является достаточным для принятия мер, исключающих необходимость внепланового останова, а если не исключающих, то уменьшающих вынужденный простой и снижающих затраты на вынужденный ремонт.

Достоверность диагноза. О достоверности должны позаботиться разработчики систем контроля, включающих задачи диагностирования и (или) дополнительные средства контроля, предусмотрев в алгоритмах анализа контролируемых параметров известные способы выявления недостоверных данных. Повышает достоверность диагноза также использование различных средств и методов диагностирования. В настоящее время существует большое количество методов и средств диагностирования [4, 5]. Возможности использования этих методов и средств для выявления дефектов турбогенераторов в процессе эксплуатации можно представить в виде матриц «дефект-метод выявления», как это было дано впервые в [6]. В таблице 1 приведена такая современная матрица, составленная, исходя из анализа повреждаемости турбогенераторов и известных возможностей раннего выявления дефектов. Видна возможность использования различных средств контроля для выявления дефектов одного узла, что значительно повышает достоверность диагноза.

Таблица 1 Возможности выявления развивающихся дефектов на работающем турбогенераторе средствами штатного контроля

Сокращения: ГМС - газомасляная система; ГО - газоохладители; КК - контактные кольца; ЩКА - щеточно-контактный аппарат. (1 - признаки; 2 - дополнительные признаки; 0 - отсутствие признаков)

Эффективность диагностирования дефектов турбогенераторов

Анализ эффективности внедрения диагностических систем на турбогенераторах был проведен Институтом энергетики США (EPRI) путем анализа 132 случаев серьезных аварий ТГ мощностью от 200 до 800 МВт, происшедших в 1969-1977 гг. Результаты приведены в таблице 2.

Таблица 2 Суммарная возможная экономия ущерба, оцененная при анализе 132 аварий ТГ в США

Размещено на http://www.allbest.ru/

В каждом случае была рассмотрена возможность раннего выявления и предупреждения (или снижения) недовыработки электроэнергии с помощью диагностирования каким-либо методом, иногда комплексом методов, а также путем совершенствования эксплуатации и определена экономия недовыработки электроэнергии, которая могла быть достигнута вследствие этого. Этот анализ показал важную роль контроля температур элементов ТГ, который мог бы предотвратить 25 % недовыработки электроэнергии, а с учетом специального контроля (УКПГ) - более 40 %. Немалую роль играет совершенствование эксплуатации, т.е. повышение квалификации персонала.

Ниже приведен набор работ, которые могут выполняться при комплексном обследовании работающих турбогенераторов разных типов:

- Отбор микрочастиц износа узлов и деталей из циркулирующего внутри генератора охлаждающего газа, последующий анализ состава микрочастиц с выдачей заключения о вероятных дефектах.

- Вибрационное обследование генератора и оценка состояния механической системы статора.

- Тепловые испытания генератора с обработкой результатов специальной компьютерной программой с расширенными возможностями анализа.

- Контроль сопротивления изоляции цепей возбуждения.

- Анализ сведений ремонтной и эксплуатационной документации, и оценка на их основе техсостояния узлов и систем генератора.

Выводы

Накопленный ретроспективный опыт анализа и раннего выявления типичных дефектов турбогенераторов в электроэнергетике России может быть использован для планирования мероприятий по предупреждению отказов турбогенераторов и обеспечению безопасности.

Экономическая эффективность мероприятий по предупреждению отказов турбогенераторов на базе внедрения методов и средств диагностирования должна оцениваться энергокомпаниями с учетом конкретных экономических показателей компании и затрат на внедрение.

Комплексный подход к обследованию турбогенераторов позволяет с практически достаточной достоверностью выявить узел с наименьшим ресурсом работоспособности.

Для повышения достоверности оценок состояния узлов турбогенераторов необходимо совершенствовать существующие методы контроля и вести регулярный поиск, разработку и внедрение новых методов контроля.

Вибрационные методы контроля состояния статора турбогенератора позволяют отслеживать изменение и оценивать состояние механической системы статора, ресурсом работоспособности которой определяется срок службы турбогенератора.

Для повышения эффективности контроля технического состояния статоров турбогенераторов вибрационными методами целесообразно оснащать их вибродатчиками, стационарно установленными непосредственно на сердечнике статора.

Список литературы

1. Объемы и нормы испытаний электрооборудования. РД34.4551.300.97. - М: ЭНАС, 1998.

2. Алексеев Б.А. Определение состояний (диагностика) крупных турбогенераторов. - М.: ЭНАС, 2001.

3. Цветков В.А. Диагностика мощных генераторов. М.: НЦ «ЭНАС». 1995

4. Алексеев Б.А. Определение состояния (диагностика) крупных турбогенераторов/ М.:НЦ «ЭНАС», 2001.

5.Ростик Г.В. Оценка технического состояния турбогенераторов/М.: ИПКгосслужбы, 2008.

6.Амбросович В.Д., Быков В.М., Голоднова О.С., Мамиконянц Л.Г., Цветков В.А., Нецеевский А.Б. Некоторые аспекты технической диагностики мощных турбогенераторов/ Париж. CIGRE, 1982, доклад 11-09.

Размещено на Allbest.ru