№ 2
ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА
2005
УДК 621.313.322-81.002.56
© 2005 г. КОГАН Ф.Л., ПИКУЛЬСКИЙ В.А., ШАКАРЯН Ю.Г.
КОНЦЕПТУАЛЬНЫЙ ПОДХОД К РЕШЕНИЮ ЗАДАЧИ ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ ИЛИ ЗАМЕНЫ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Приведен возрастной состав парка турбогенераторов, установленных на электростанциях Российской Федерации. Рассмотрены вопросы продления срока службы и целесообразности замен турбогенераторов. Показано, что фактический срок службы турбогенератора не может считаться определяющим для решения вопроса о необходимости его замены или модернизации. На характерных примерах из опыта эксплуатации проиллюстрирована эффективность внедрения диагностического обслуживания и проведения диагностического обследования как длительно работающих, так и вновь вводимых турбогенераторов для продления срока их службы и повышения надежности эксплуатации.
Проблема замены турбогенераторов, выработавших свой ресурс, или возможности продления срока их службы актуальна и у нас, и за рубежом [1-3]. Срок эксплуатации турбогенераторов на большинстве электростанций страны, а также энергосистем СНГ и Балтии существенно превысил регламентированный для них назначенный срок по ГОСТ-533-68, в соответствии с которым конструировались и выпускались эти машины, и возможность их дальнейшей безаварийной работы вызывает тревогу у электроэнергетической общественности.
Так, для турбогенераторов, изготовленных до 1976 г. (ГОСТ-533-68) был регламентирован минимальный срок службы 20 лет, ГОСТ-533-76 установил назначенный срок службы 25 лет, ГОСТ 533-85 - 30 лет, ГОСТ 533-2000 - 40 лет, в последнем ГОСТ применено наименование показателя: "Полный назначенный срок службы".
В настоящее время на электростанциях Российской Федерации эксплуатируется около 1600 различных по мощности и конструктивному исполнению турбогенераторов, в т.ч.:
- около 350 турбогенераторов с непосредственным водородным или водородо-во-дяным охлаждением мощностью 150-1200 МВт;
- около 520 турбогенераторов с форсированным водородным охлаждением мощностью 60-120 МВт;
- около 290 турбогенераторов с косвенным водородным охлаждением мощностью до 150 МВт;
- более 400 турбогенераторов с воздушным охлаждением от 2,5 до 25 МВт.
На конец 2002 г. из указанного количества турбогенераторов более 900, т.е. около 60%, отработали установленный ГОСТ-533 срок службы, причем для турбогенераторов мощностью больше 50 МВт эта доля составляет больше 70%, а многие из турбогенераторов серий Т2, ТВ2, ТВ, пройдя не одну модернизацию, отработали уже по два-три установленных для них минимальных срока. Возрастной состав парка турбогенераторов мощностью 50 МВт и выше, установленных на электростанциях РФ на 01.01.2002 г., приведен на рис. 1 и в таблице.
Однако в отличие от теплотехнического оборудования, в частности паровых турбин, постоянно работающих в чрезвычайно тяжелых условиях (температура пара до
Число ТГ 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0
4 6
157 153
100 109 |~| |~|
*_1 |__ГМ__
^^ пппг I
<10 10-15 16-20 21-25 26-30 >30 Срок эксплуатации, лет
Рис. 1. Возрастной состав парка турбогенераторов мощностью 50 МВт и выше
540°С при давлении до 24МПа), для турбогенераторов фактический срок их службы не может считаться определяющим для решения вопроса о необходимости их замены или модернизации с целью продления ресурса.
Большая разнотипность и, соответственно, существенно разное конструктивное исполнение машин, особенности технологии их изготовления на разных заводах, существенные различия уровня и условий их эксплуатации на разных электростанциях, а также в разных системных условиях, разное за срок службы количество остановов и пусков машин, разное количество и продолжительность различного рода анормальных режимов, следовательно, неодинаковое техническое состояние машин, - именно эти свойства являются определяющими при решении вопроса о целесообразности замены или модернизации с продлением срока службы оборудования. При этом необходимо учитывать и фактор его морального старения. Суть морального старения заключается в обесценивании тех или иных видов оборудования вследствие появления более производительных и совершенных машин того же назначения. В отношении турбогенераторов это не наблюдается: при одинаковой номинальной мощности вновь выпускаемые турбогенераторы имеют, как правило, тот же, а иногда даже меньший КПД, а иногда и более напряженное тепловое и электромагнитное состояние активных частей.
Поэтому решение о замене турбогенератора новым независимо от его физического состояния следует принимать, например, в случаях замены или существенного увеличения мощности турбины, которое невозможно обеспечить за счет реконструкции сочлененного с ней турбогенератора, или в отношении отдельных типов турбогенераторов, многолетний опыт эксплуатации которых показал их ненадежность и резкое увеличение в последние годы случаев их вывода в ремонт и продолжительности простоя в ремонте.
К первой из указанных выше групп можно отнести турбогенераторы типа Т2, отработавшие как правило уже больше 50-60 лет, и турбогенераторы типа ТВ2 мощностью до 30 МВт, прослужившие 30-50 лет и сочлененные с турбинами с низкими параметрами пара, подлежащими демонтажу. Вместе с турбинами целесообразно демонтировать и эти турбогенераторы.
Ко второй группе следует, по-видимому, отнести турбогенераторы типа ТВВ-165-2, ТГВ-200, ТГВ-500. Эти машины не отвечают современным требованиям эксплуатации в маневренности, имеют, как правило, неудовлетворительное состояние сердечников и обмоток статора, систем возбуждения, уплотнений вала и других узлов, что вызывает их длительные простои в ремонте. Их реконструкция не дала достаточно положительных результатов, запасные части для них не производятся. Поэтому очевидна целесообразность их замены новыми турбогенераторами с воздушным или полным водяным охлаждением, при этом должна быть проведена реконструкция их фундаментов.
Возрастной состав парка турбогенераторов РФ мощностью 50 МВт и выше
Тип генератора
Число генераторов, установленных на 01.01.2002
Число генераторов, проработавших лет
Менее 10 10-15 16-20 21-25 26-30 Свыше 30
ТВВ-1200-2 1 - - - - 1 -
ТВВ-1000-4 7 1 2 4 - - -
ТВВ-800-2 2 - - 2 - - -
ТВВ-800-2Е 7 1 4 2 - - -
Т3В-800-2 5 - 1 2 2 - -
ТВВ-500-2 22 - 2 6 8 6 -
ТГВ-500 4 - - - 1 3 -
ТГВ-500-4 2 2 - - - - -
ТВМ-500 3 - - 1 2 - -
ТВВ-320(350)-2 70 4 5 5 8 18 30
ТВВ-320-2Е 1 - 1 - - - -
ТГВ-300 26 - - 2 3 7 14
ТВМ-300 3 - - - - 3 -
ТГВ-200 25 - 1 - 3 2 19
ТГВ-200М(-2М) 59 7 17 18 16 1 -
ТГВ-220-2П 3 1 2 - - - -
ТВВ-220-2Е 3 1 2 - - - -
ТВВ-200-2А 38 1 - 6 20 8 3
ТВФ-200-2 2 - - - - - 2
ТВВ-165-2 33 - - - 11 4 18
ТВВ-160-2 3 - - 1 2 - -
ТВВ-160-2Е 21 2 4 14 1 - -
Т3ФП-160-2 3 3 - - - - -
ТФП(Г)-160-2 1 1 - - - - -
ТВ2-150-2 14 1 - 4 - 1 8
ТВФ-120-2 173 2 2 29 61 54 25
ТВФ-120-2П 4 - - - 3 1 -
ТВФ-110-2Е 59 7 38 14 - - -
ТФП(Г)-110-2 4 4 - - - - -
Т3ФП-100-2 1 1 - - - - -
Т3В-100-2 1 1 - - - - -
ТВ2-100-2 26 - - 1 1 - 24
ТВФ-100-2 37 - - - 1 2 34
ТВФ-63-2 87 - 7 7 28 44 1
ТВФ-63-2Е 26 6 16 3 1 - -
ТС-63-2В3 2 2 - - - - -
ТФ-63-2 2 2 - - - - -
Т2ФГ-63-2 1 1 - - - - -
ТВ-60-2 61 - - - - - 61
ТВФ-60-2 147 1 - - - 5 141
ТФП-60-2 3 3 - - - - -
ТВМ-60 1 - - - - - 1
Т3В-63(60)-2 2 - - - 1 1 -
Т2-50-2 12 - - - - 1 11
ТВ-50-2 26 - - - - - 26
ТФП(Г)-50-2 1 1 - - - - -
ТФ-50-2 1 1 - - - - -
Т3ФП-50-2 1 1 - - - - -
Всего генераторов, шт. 1036 58 104 121 173 162 418
% к общему числу 100 5,6 10,0 11,7 16,7 15,6 40,3
Рис. 2. Пример разрушения крайнего запеченного пакета сердечника статора: 1 - стеклотекстолитовый протез; 2 - выкрашивающиеся листы активной стали; 3 -зашлифовки поверхности пакета обломками листов активной стали
Заметим, что турбогенераторы серий Т и ТВ мощностью 50-150 МВт отработали в своем большинстве 40-50 лет и больше, но благодаря относительно низким рабочим температурам и замене отдельных узлов имеют и сегодня относительно хорошие показатели по объемам ремонта и затратам на ремонт.
Однако при столь длительной эксплуатации, по-видимому, требуется тщательное обследование состояния их роторов и бандажей для предотвращения опасности усталостных разрушений, а также состояния сердечника статора, в первую очередь лаковых пленок между листами стали. Следует также ускорить их замену одновременно с заменой морально устаревшего теплотехнического оборудования и перекомпановкой электростанций на современном уровне. Но все это не очень значительное количество турбогенераторов.
Во всех остальных случаях следует проанализировать возможность продления срока службы турбогенераторов с улучшением их технико-экономических показателей путем замены физически изношенных узлов и модернизации, т.е. внесения изменений в конструкцию на основе современных, более прогрессивных технических решений, которые обеспечивают существенное повышение механической надежности или уменьшение электромагнитной и тепловой напряженности наиболее ответственных узлов.
При этом в первую очередь необходимо учитывать системные условия, в которых работает турбогенератор. Например, в последние годы едва ли ни повсеместно турбогенераторы вынуждены работать с "недовозбуждением" (с высоким cos ф или в емкостном квадранте). Это обусловлено существенным уменьшением загрузки электрической сети и, соответственно, при недостаточной компенсации, повышенным напряжением. В связи с этим участились случаи распушения и разрушения крайних пакетов стали сердечника статора, что создает повышенную опасность повреждения его обмотки и возникновения самого опасного для машины внезапного внутреннего короткого замыкания с большим объемом повреждений. Характерный пример распушения и разрушения зубцов крайнего пакета показан на рис. 2.
Аварийные отключения по этой причине имели место на турбогенераторах Конаковской, Киришской, Невинномысской, Ириклинской, Кармановской, Среднеураль-ской, Сургутской, Гусиноозерской ГРЭС и др. На двух турбогенераторах типа ТВВ-320-2 Каширской ГРЭС статоры были заменены после того, как в течение нескольких лет ежегодно производились ост
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.