Причины и последствия аварий и отказов турбогенераторов

Введение

Не секрет, что в своей деятельности персонал практически каждой электростанции сталкивается или сталкивался с такими ситуациями, и порой ошибался в принятии правильного решения из-за отсутствия информации об аналогичных авариях и инцидентах на других станциях. Информация о технологических нарушениях и причинах их возникновения должна быть доступна специалистам электростанций, а также заводов-изготовителей и ремонтных организаций. На чужих ошибках нужно и можно учиться. Правильное распознание дефектов, которые послужили причиной технологических нарушений в работе турбогенераторов, позволяет избежать повторения аналогичных аварий или инцидентов и разработать эффективные мероприятия по их предупреждению. В противном случае намеченные мероприятия могут оказаться недейственными или даже вредными.

1. Обзор аварий и отказов турбогенераторов и причин их возникновения.

1.1. Статистические данные об авариях и отказах

Автор выполнил технический и статистический анализ 576 актов расследования технологических нарушений в работе турбогенераторов за период 2001-2005 г. [1]. Было установлено:

Среднее арифметическое значение удельной повреждаемости составило 7,81% / год (примерно, 8 повреждений в год на 100 работавших машин), а по конкретным типам турбогенераторов - от 1,94% / год (машины типа Т2-12-2) до 153,33% / год (машины типа ТВМ-500).
В работе статоров произошло 118 технологических нарушений (20,5% от общего числа нарушений). Удельная повреждаемость составила 1,6% / год в среднем по всем типам машин. Наиболее ненадежными были статора у турбогенераторов типа Т3В-800-2, ТВМ-500, ТГВ-500. У машин типа ТВВ-800, ТГВ-200-М и ТГВ-200-2М, Т3В-63-2, Т-32-2В3 удельная повреждаемость статоров была повышенной.
Безаварийно работали статора в генераторах ТГВ-300, ТВМ-300, ТВВ-160-2Е, ТВ2-150-2, ТВФ-63-2Е, ТВ-50, ТВС-32; конечно, в них были дефекты, но они не успели привести к технологическим нарушениям в работе прежде, чем генератор был выведен в ремонт.

Причинами нарушений в работе статоров явились дефекты 14 сборочных единиц, в том числе выводов (35,6%), стержней обмоток и соединительных шин (24,6%), систем охлаждения обмоток (10,2%), систем крепления обмоток (6,9%), сердечников (6,9%). В одном случае причиной нарушения были неправильные действия персонала.

Основными дефектами выводов явились:

применение уплотнительных элементов, изготовленных из резины низкого качества;
неправильная установка резиновых уплотнительных элементов при ремонтах;
ослабление крепления фланца вывода к корпусу генератора;
увлажнение изоляции выводов.

Основными дефектами стержней явились:

заводской технологический дефект корпусной изоляции;
истирание изоляции и полых проводников;
увлажнение изоляции;
излом, трещина, забоина корпусной изоляции;
нарушение герметичности системы водяного охлаждения обмотки статора.

Нарушения приводили к следующим наиболее типичным последствиям:

пробой изоляции на землю – 22,9%;
межфазное короткое замыкание – 16,9%;
течи дистиллята – 19,8%;
утечка водорода – 34,2%;
остальное (расплавление контактных соединений, снижение сопротивления изоляции и т.п.) – 6,2%.

В 2001-2005 г произошло 74 технологических нарушения в работе роторов (12,8% от общего числа нарушений). Удельная повреждаемость составила в среднем 1,0 % / год. Наиболее ненадежными были ротора у турбогенераторов типа ТВВ-800 Е, ТВМ-500, ТГВ-500, ТВМ-300. У машин типа Т3В-800-2, ТГВ-300, Т3В-63-2, Т-32-2В3, а также новых типов удельная повреждаемость роторов была повышенной. Безаварийно работали ротора в генераторах ТВВ-320-2, ТВВ-160-2Е, Т3В-110-2 и Т3В-63-2, ТВ2-100-2, ТВФ-63-2Е, Т3В-110-2 и Т3В-63-2, ТВ-50, ТГВ-25, Т2-25-2, Т2-12-2, Т-6-2 и Т2-6-2, а также в машинах инофирм; конечно, в них были
дефекты, но они не успели привести к технологическим нарушениям в работе прежде, чем генератор был выведен в ремонт.

Причинами нарушений в работе роторов явились дефекты 7 сборочных единиц, в том числе: катушек обмоток (33,8%), контактных колец (27,0%), токоподводов (25,7%), бандажных колец (5,4%), остальное (8,1%) .

Основные дефекты обмоток, приводившие к нарушениям:

увлажнение витковой изоляции;
загрязнение корпусной изоляции;
усталостные трещины на витках катушек;
нарушение паек;
эрозионный износ медных втулок водоподвода системы охлаждения обмотки.

Основная причина повреждений токоподводов – нарушение требований и норм Типовой инструкции по эксплуатации и ремонту узла контактных колец и щеточного аппарата [2], в том числе:

низкое качество контакта между шиной и токоведущим болтом;
низкое качество контакта между токоведущим болтом и токоведущим стержнем.

Основные причины повреждений контактных колец:

ослабление посадки кольца;
загрязнение изоляции;
повышенная вибрация хвостовика вала ротора.

Основная причина повреждений бандажных колец:

коррозионное растрескивание.

Нарушения приводили к следующим наиболее типичным последствиям:

расплавление токоподводов – 20,2%;
снижение сопротивления изоляции и замыкание на корпус – 18,6%;
повышение вибрации – 13,6%;
витковое замыкание с локальным расплавлением – 8,5%;
расплавление или разрыв витков – 8,5%;
повреждение контактных колец – 6,8%;
повреждение бандажных колец – 5,1%;
течи дистиллята – 10,2%;
утечка водорода – 5,1%.

Доля остальных последствий (повреждение изоляции, круговой огонь и т.п.) составила 3,4%.

В 2006-2013 г. произошло несколько аварий турбогенераторов, серьезно нарушивших работу электростанций:

2013 г., межфазное КЗ в обмотке статора турбогенератора Т3ФП-160-2. Замена статора, ремонт ротора.
2013 г., повторное межфазное КЗ в обмотке статора турбогенератора Т3ФА-110-2. Ремонт в условиях электростанции с последующей заменой статора.
2013 г., межфазное КЗ в обмотке статора турбогенератора ТФ-63-2. Ремонт в условиях электростанции.
2012 г., массовое разрушение крайних пакетов сердечника статора турбогенератора типа ТВВ-165, замена статора резервным, укладка в него демонтированных стержней.
2012 г., излом элементарных проводников в стержне обмотки статора турбогенератора типа ТГВ-500, возникновение течей. Принято решение заменить машину на ТВВ-500-2.
2012 г., расплавление стального бандажного кольца лобовых частей обмотки статора турбогенератора ТВФ-63-2 из-за возникновения межфазного замыкания в местах истирания корпусной изоляции. Частичная замена обмотки статора.
2011 г., излом элементарных проводников в стержне обмотки статора турбогенератора типа ТГВ-500, возникновение течей, рекомендована замена машины.
2012 г., взрыв водорода в токопроводе турбогенератора типа ТВФ-120-2, пожар.
2010 г., разрыв бандажного кольца ротора, разрушение турбогенератора типа ТВВ-200-2А, замена статора, замена обмотки ротора.
2010 г., разрыв гайки бандажного кольца ротора, повреждение статора и ротора турбогенератора типа ТВВ-320-2, замена статора, ремонт ротора.
2010 г., межфазное короткое замыкание в обмотке статора турбогенератора типа Т3В-800-2, ремонт статора в условиях электростанции;
2006 г., разрыв бандажного кольца ротора, разрушение турбогенератора типа ТВМ-500 и блочного трансформатора, возникновение пожара на обоих агрегатах, обрушение кровли машзала.

На ряде электростанций возникавшие технологические нарушения в работе турбогенераторов создавали опасность взрыва и/или пожара в 23% случаев от общего числа технологических нарушений (576 событий), в том числе:

из-за межфазных коротких замыканий в обмотках статоров – 3,5%;
из-за утечки водорода – 14,4%;
из-за течей турбинного масла – 2,4%;
из-за повреждения бандажных и контактных колец – 1,5%;
из-за местного возгорания (угольной пыли, деталей АГП и т.п.) – 1,2%.

На ряде электростанций технологические нарушения в 17,5% случаев вызывали длительный ремонт турбогенераторов, в том числе:

из-за коротких замыканий в обмотках статоров – 8,2%;
из-за расплавления токоподводов в роторах – 2,6%;
из-за витковых замыканий с локальным расплавлением, расплавления или разрыва витков катушек
обмоток роторов – 2,2%;
из-за возникновения кругового огня в щеточно-контактных аппаратах – 4,5%.

Из-за попадания пыли на детали узлов и систем (во время строительно-ремонтных работ в машзале) произошло 34 технологических нарушения, из-за попадания воды – 8, из-за применения некачественной резины для
изготовления уплотнений – 24, из-за неправильной установки резиновых уплотнений – 7, из-за установки некачественных щёток – 28, из-за неправильной установки щеток – 10. Всего по этим причинам произошло 111 нарушений за 5 лет, что составило 19,3 % от общего числа.

1.2. Катастрофические аварии турбогенераторов

Катастрофические аварии турбогенераторов всегда сопровождают электроэнергетику. Количество их невелико, часть из них произошла в далеком прошлом. Автору довелось быть членом комиссий по расследованию нескольких катастрофических аварий на ГРЭС. Ниже приведены описания двух из них.

Каширская ГРЭС. Турбогенератор типа ТВМ-300, 20 кВ, 3000 об/мин был изготовлен и введен в эксплуатацию в 1968 г. Хладагентом в статоре является турбинное масло. В 1994 г. в турбогенератор был установлен
новый ротор с титановыми бандажными кольцами. В 1999 г. из-за возникших дефектов одно из колец заменили новым также из титанового сплава. Во время капремонта в 2002 г. кольцо не снимали и не подвергали дефектоскопии.

Авария произошла 5 октября 2002 года в 1531 через 11 суток после окончания капремонта. В течение этих 11 суток энергоблок работал без замечаний с нагрузкой Р = 235 МВт.

В результате аварии произошло разрушение генератора и турбины, повреждение фундамента турбоагрегата, колонн стеновых ограждений со стороны турбогенератора. В результате возникшего пожара в 4-х
пролетах обрушилась кровля машинного зала.

Обгорела и получила механические повреждения 21 сборка 0,4 кВ. Выведены из строя приборы, датчики, манометры, электроприводы - около 300 единиц. Сгорели контрольные и силовые кабели общей длиной 15 км.

Бандажное кольцо ротора разделилось на 4 массивных фрагмента, которые упали на нулевую отметку. Ротор турбогенератора разделился на 4 фрагмента по 3 сечениям (рис.1):

сечение 1 – по галтели посадочной поверхности втулки вентилятора, установленного на стороне турбины; на поверхности излома обнаружена кольцевая усталостная трещина и зона долома;

сечение 2 – зона радиальных отверстий подвода и отвода дистиллята для охлаждения обмотки ротора»; поверхность излома имеет грубый кристаллический характер; обнаружены трещины коррозионно-усталостного происхождения.

сечение 3 – сечение в зоне контактных колец; излом имеет хрупкий характер.

rotor

Рис.1. Сечения, по которым разделился вал ротора.

Кроме того, валопровод турбины разрушился во многих местах.

Защита блока работала без замечаний, в штатном режиме. Генератор был отключен от сети защитой от замыкания на землю, и лишь после этого началось разрушение генератора и турбины.

Зубцы крайнего пакета активной стали на длине до 250 мм, считая от нажимных пальцев, на стороне контактных колец деформированы, завальцованы и оплавлены. Многие зубцы изогнуты по направлению вращения ротора в зоне крайнего пакета и сместились относительно нажимных пальцев в результате стопорения обломком (рис.2), при этом 15 зубцов изогнулись петлей. В одном из зубцов на расстоянии 20 мм от нажимного пальца был обнаружен обломок бандажного кольца размером 25х15 мм, вошедший в расщеп зубца на глубину 26-27 мм. Два обломка размером 100х120 мм и 160х600 мм были найдены в лобовых частях обмотки статора.

Запеченный крайний пакет активной стали деформировался и поднялся вверх относительно расточки статора на 8-10 мм. Нажимные пальцы в количестве 24 шт. загнуты в сторону вращения ротора, имеют забоины и истирание.

Рис.2. Ударная деформация зубцов.

Комиссия по расследованию пришла к выводу, что причиной аварии турбоагрегата в целом явилось разрушение ротора генератора в конструктивно и технологически ослабленном узле водоподвода из-за динамического удара и тормозящих усилий, возникших при разрушении бандажного кольца. Причиной же катастрофических последствий аварии для турбины явилось наличие возникших в процессе эксплуатации усталостных трещин крутильного характера в роторе генератора в районе подшипника №6. Одна из этих трещин достигла критического размера и привела к мгновенному хрупкому долому вала под вентилятором. Это вызвало появление тормозящих и поперечных сил в ЦСД и ЦНД турбины, что привело к множественному разделению валопровода турбоагрегата.

Основные последствия аварии: замена турбины, генератора, инфраструктуры энергоблока, восстановление кровли машзала.

Рефтинская ГРЭС. Турбогенератор типа ТВМ-500-2, 20 кВ, 3000 об/мин, введен в эксплуатацию в 1980 году. Хладагентом в статоре является турбинное масло. Повредившееся бандажное кольцо из коррозионнонестойкой стали было установлено в 1993 году. Последний капитальный ремонт генератора был закончен в марте 2005 года. В 2005 г. бандажи подвергались контролю со снятием. Одно кольцо было забраковано и заменено. Второе кольцо – разрушившееся, – несмотря на большое число обнаруженных дефектов, было оставлено в работе. Одна часть выявленных дефектов по согласованию с заводом-изготовителем были устранены путем проточки, другая часть заглажена резцом и оказалась невидимой. Однако завод не потребовал проведения дефектоскопии после проточки, а электростанция на этом основании отказалась от ее проведения. Кольцо было введено в работу с неудаленными дефектами.

Авария произошла 20 декабря 2006 года в 04⁵⁴ при нагрузке 430 МВт в процессе ее набора. Сработали «Продольная дифференциальная защита генератора», «Продольная дифференциальная защита блока», «Защита от короткого замыкания обмотки ротора», «Газовая защита блочного трансформатора». Генератор отключился от сети.

Защиты работали правильно в штатном режиме. Генератор отключился от сети с гашением поля ротора, закрылись стопорные и регулирующие клапаны.

Началом аварии явилось короткое замыкание в обмотке низкого напряжения блочного трансформатора. Генератор лишился нагрузки, что равносильно трехфазному К.З., в обмотке статора стал протекать ударный ток короткого
замыкания. Число оборотов ротора стало увеличиваться, что привело к разрыву дефектного бандажного кольца на стороне возбудителя. Свидетельством увеличения центробежных сил на кольцо являются отпечатки лобовых частей на внутренней поверхности кольца (рис.3). А ведь между кольцом и лобовыми частями обмотки ротора уложены два слоя подбандажной изоляции толщиной 4 мм каждый.

Рис.3. Отпечатки лобовых частей верхних витков.

Комиссия предположила, причиной аварии явился разрыв кольца, а его отделившийся фрагмент, разрушив изоляцию лобовых частей, вызвал трехфазное К.З. и дугу. Но при детальном анализе фотографий кольца и его фрагмента не было обнаружено никаких следов электрической дуги на наружной поверхности бандажного кольца. На наружной поверхности фрагмента кольца также отсутствовали какие-либо оплавления. Следовательно, кольцо разорвалось уже после возникновения трехфазного К.З. на выводах статора.

Ударом фрагмента бандажного кольца, имевшего массу 350 кг, сорвало торцевой щит генератора на стороне возбудителя (рис.4), что привело к выбросу масла из статора и возникновению пожара.

Рис.4. Разрушение торцевой зоны генератора. ТВМ-500.

При пожаре в результате температурного воздействия на металлоконструкции ферм перекрытий и подстропильную балку по ряду А в осях 19-20 произошла недопустимая деформация балки, разрушение сварных швов крепления балки к опорному столику и ее обрушение, что привело к падению блок-фермы в осях 19-20 машзала. Так как блок-фермы объединены в жесткую конструкцию, упавшая ферма обрушила перекрытие машзала в осях 16-20, общая площадь обрушения составила около 2500 м².

Обрушившаяся часть кровли упала на корпус турбины, генератора и возбудителя (рис. 5). В результате короткого замыкания произошло разрушение бака трансформатора с разрывом ребер жесткости, раскрытием нижнего разъема, образованием трещины в верхней части бака по сварному шву, что привело к вытеканию масла и его загоранию.

Рис.5. Вид на блок ТВМ-500 со стороны торца машзала.

Описание основных повреждений турбогенератора:

бандажное кольцо на стороне возбудителя раскололось по двум образующим, отстоящим друг от друга по носику на 600 мм, по торцу - на 700 мм. Из корпуса генератора центробежными силами выброшен фрагмент кольца массой 350 кг на расстояние 15 м в сторону торца машзала. Фрагмент бандажного кольца имеет большое число трещин и пятен коррозии на внутренней поверхности;
разрушены лобовые части и соединительные шины обмотки статора. Бумажная изоляция лобовых частей выгорела;
торцевой щит на стороне КК отошел от фланца статора с наклоном на 35 градусов. Стяжные болты торцевого щита вырваны из фланца, а сам фланец разорван. Раскрылись швы обшивки корпуса;
разрушены опорные изоляторы токопроводов внутри экранов и частично расплавились экраны.

Основные последствия аварии: замена генератора, турбины, возбудителя, восстановление кровли машзала.

1.3. Значительные аварии турбогенераторов.

Основными причинами возникновения межфазных КЗ в обмотках статоров явились:

недопустимое истирание изоляции лобовых частей из-за ослабления системы крепления обмотки статора или из-за попадания в обмотку постороннего ферромагнитного предмета;
глубокое увлажнение изоляции из-за течи газо-воздухоохладителя или нарушения герметичности обмотки статора с водяным охлаждением;
увлажнение изоляции в местах ее истирания, в том числе в результате попадания обводненного масла;
разрыв цепи фазы из-за излома элементарных проводников и возникновения дуги;
замыкание элементарных проводников в стержне из-за дефектов завода или из-за их истирания посторонним ферромагнитным предметом;
перегрев активной стали из-за износа изоляции сегментов;
расплавление токоведущей части стержня из-за излома проводников;
тепловой пробой эпоксидной замазки между головками обмотки в межфазной зоне из-за недопустимого перегрева.

Основными причинами расплавления обмоток статоров являлись:

часто - замыкания между столбцами токоведущей части стержня;
редко - замыкания между элементарными проводниками;
очень редко - разрыв, разъединение элементарного проводника;
часто – разрушение паяного соединения в головке;
редко – излом столбца токоведущей части стержня.

Основными причинами расплавления обмоток роторов являлись:

витковые замыкания; возникают из-за загрязнения ржавчиной, увлажнения или перегрева витковой изоляции;
разрыв витка по меди или по пайке; возникает из-за недопустимого нагрева или смещения под действием центробежной силы;
попадание постороннего металлического предмета в зазор между лобовыми частями из-за плохой очистки статора, выкрашивание сварочных швов, алюминиевых заусенцев, не удаленных заводом с труб газоохладителей;
расплавление перемычки из-за некачественной пайки.

2. Ошибки эксплуатационного и ремонтного персонала, приведшие к авариям и отказам турбогенераторов.

2.1. Ошибки эксплуатационного персонала.

Персонал электростанций допускает чрезмерно большое количество нарушений регламента технического обслуживания турбогенераторов - более чем в два раза по сравнению с персоналом ремонтных организаций и почти в 4,5 раза по сравнению с заводами.

Эксплуатационный персонал ошибался при проведении регламентных работ, либо принимал неправильные решения при возникновении нештатных ситуаций, либо просто допускал халатность. Наиболее «неудобными» для него являются ЩКА, уплотнения вала и подшипники. На их долю пришлось соответственно 38,2% и 18,8% от числа всех аварий и отказов. Часто ошибался персонал и при обслуживании статоров.

Примеры ошибок эксплуатационного персонала, приводивших к авариям и отказам статоров.

Турбогенератор типа ТГВ-500. Произошло аварийное отключение генератора защитой от замыкания на землю из-за пробоя изоляции лобовой части верхнего стержня на землю. За день до аварии температура стержня выросла выше 125°С, начиная от 68°С, за 30 минут, поэтому термопреобразователь был отключен из-за предположительной неисправности в соответствии с техническим решением № 25/494 технического руководителя электростанции.

Авария возникла в результате 3-х основных причин:

стержень был изготовлен заводом с дефектами сплошных и полых проводников, из-за чего произошел излом 7 сплошных проводников, перегрев токоведущей части, вскипание дистиллята, прекращение протока дистиллята, длительное термическое разрушение изоляции и, как следствие, пробой изоляции на землю;
стержень был плохо закреплен во время замены полутора годами ранее, из-за чего частота собственных колебаний лобовой части стержня оказалась близкой к 100 Гц; в результате возник резонанс колебаний, и амплитуда изгиба проводников существенно увеличилась;
генератор не был своевременно отключен для выяснения причины роста температуры стержня.

Ошибка персонала: неправильное определение причины роста температуры стержней.

Турбогенератор типа ТВВ-200-2А. Дефект (некачественная пайка перемычек) был обнаружен еще в 2003 г перед пуском по окончании простоя энергоблока в резерве. При измерении сопротивления изоляции обмотки ротора было обнаружено замыкание обмотки на землю. После снятия бандажного кольца было обнаружено, что в процессе работы распаялась одна из нижних перемычек в лобовых частях обмотки ротора и расплавленная медь натекла на подбандажную изоляцию, обуглила ее и обожгла бандажное кольцо из титанового сплава.

Кольцо было снято и отправлено в ремонт на завод-изготовитель. Натекшая медь легко отделилась от кольца, какие либо значительные дефекты не были обнаружены. После возвращения кольцо было установлено на резервный
ротор, в котором ремонтная организация произвела полную замену обмотки. При этом не был выявлен и устранен заводской дефект одного паяного соединения в обмотке. Ротор по окончании ремонта и сборки длительное время находился на хранении в машинном зале электростанции.

После расконсервации, ревизии и испытаний ротор установили в другой турбогенератор. Из-за задержки с поставкой новой системы рабочего возбуждения после пуска машина стала работать с резервной системой возбуждения без ограничений по режимам вплоть до аварии в течение 6,5 мес. При пусковых испытаниях новой рабочей системы возбуждения внезапно резко выросла вибрация на подшипнике № 6 и температура вкладыша уплотнения вала до 135°С. Машина была отключена от сети. При осмотре разобранного уплотнения обнаружили оплавление вкладыша. Уплотнение было заменено, а его корпус был изолирован от «земли». Сопротивление изоляции обмотки ротора после останова составляло 1 МОм. Но после замены вкладыша (ротор остыл во время ремонтных работ) сопротивление изоляции обмотки ротора по непонятной причине снизилось до 50 кОм, поэтому персонал предположил, что произошло ее увлажнение. Турбогенератор был выведен на номинальные обороты без подачи возбуждения с целью высушить изоляцию обмотки ротора на оборотах. Через 4 минуты энергоблок был аварийно остановлен со срывом вакуума из-за резкого, более чем в 10 раз, роста вибрации на всех подшипниках турбоагрегата. После вскрытия верхних полущитов генератора обнаружили разрушение бандажного кольца ротора,
разрушение лобовых частей обмоток ротора и статора (рис.6).

Рис.6. Разрушение лобовых частей обмотки статора турбогенератора типа ТВВ-200-2А разрушенным бандажным кольцом.

Авария возникла вследствие 2-х причин:

расплавление перемычки между лобовыми частями верхних витков катушек №8 и №9 из-за не обнаруженного во время замены обмотки заводского дефекта пайки, что привело первоначально к возникновению одноточечного замыкания обмотки ротора на бандажное кольцо. Замыкание не было обнаружено потому, что генератор работал на резервном возбуждении, но в нарушение требования ПТЭ система не была оборудована защитой от 2-х точечного замыкания на землю. Переходное сопротивление обуглившейся подбандажной изоляции было достаточно большим, чтобы его можно было обнаружить традиционным методом с помощью ключа на БЩУ; такая проверка производится 2 раза в сутки;
возникновение второй точки замыкания в системе возбуждения при монтаже новой системы рабочего возбуждения.

Ошибки персонала:

в течение длительного времени допускалась работа турбогенератора на резервном возбуждении без оснащения его защитой от двойного замыкания;
неверное определение причины снижения сопротивления изоляции обмотки ротора, и принятие неверного решения по устранению дефекта.

Турбогенератор типа ТВФ-100-2. Возникло межфазное короткое замыкание в обмотке статора в месте истирания изоляции на лобовой части вблизи выхода из паза и попадание на это место обводненного масла. Дело в том, что этот генератор работал на той же электростанции, что и ТВ-60-2. Поэтому в маслосистеме энергоблока циркулировало обводненное масло. Проникавшая с маслом вода вызвала эрозию набегающих кромок пера лопаток вентилятора. Еще в 2000 г. автор провел диагностическое обследование этой машины и обнаружил массовое местное истирание изоляции лобовых частей на выходе стержней из пазов, ее вспухание и вытекание битумного компаунда. В протоколе контроля технического состояния генератора было указано, что изоляция обмотки статора может проработать без отказов до очередного капремонта при выполнении 3-х условий:

если на лобовые части обмотки статора не будет попадать турбинное масло в количествах, способных вымывать битумный компаунд из изоляции;
если в турбинном масле не будет воды;
если в газоохладителях не возникнет течь.

До капремонта в 2005 года машина проработала без отказов. После капремонта в масло стала поступать вода, однако меры по устранению дефекта не были приняты.

По настоянию автора генератор был заменен в 2010 г. Взамен установлена новая машина с воздушным охлаждением. Удалось обосновать страховой случай, благодаря чему электростанция получила крупное страховое возмещение.

Ошибка персонала: в течение длительного времени допускалась работа энергоблоков с обводненным маслом.

Турбогенератор типа ТВФ-63-2. До отключения генератора в статоре была зафиксирована высокая влажность водорода. Температура точки росы доходила до 28ºС при норме 15ºС, не более.

Машина отключилась продольной дифзащитой при наборе нагрузки. На момент срабатывания защиты нагрузка составляла всего 7 МВт. Произошел пробой изоляции с возникновением дуги в межфазной зоне.

Причинами явились:

истирание корпусной изоляции лобовых частей обмотки деталями системы крепления;
повышенная влажность водорода, что привело к пробою.

От воздействия токов короткого замыкания (36,7 кА) и электрической дуги выгорела часть сечения 2-х верхних и 4-х нижних стержней.

Ошибки персонала:

Низкое качество дефектации обмотки статора.
Не прияты меры по уменьшению влажности водорода.
Допущена работа механически поврежденной корпусной изоляции в условиях повышенной влажности водорода.

2.2. Ошибки персонала ремонтных организаций.

При выполнении следующих конкретных работ персонал ремонтных организаций наиболее часто допускал ошибки, приводившие к авариям и отказам (в процентах от общего числа ошибок):

установка прокладки – 61,9%
установка накидной гайки – 7,1 %
установка резинового шнура – 4,6%

Из-за ошибок персонала ремонтных организаций возникли следующие основные виды аварийных событий:

утечка водорода из статора – 66,6%;
утечка водорода в стержни – 14,3%;
замыкание на землю – 9,5%;
межфазное замыкание – 2,4%;
течь воды – 2,4%.

Сборочные единицы турбогенератора, на которых персонал ремонтных организаций допустил ошибки, приведшие к авариям и отказам:

вывода – 52,4%
стержни и шины – 28,6%
охладители – 7,2%
корпусные детали – 4,7%
активная сталь – 2,4%
трубопроводы – 2,4%

Сборочный единицы турбогенератора, на которых персонал ремонтных организаций допустил ошибки, приведшие к авариям и отказам:

статор – 26,6%
ротор – 15,4%
уплотнения вала и подшипники – 25,9%
ЩКА – 29,0%
газо-воздухоохладители – 3,1%

Примеры ошибок персонала ремонтных организаций при работах на статоре

Турбогенератор типа ТВВ-200-2А. От последнего ремонта до возникновения нарушения прошел 1 год 7 месяцев.

Увеличилась суточная утечка водорода из корпуса генератора до 15 мм рт.ст./час. Был начат поиск мест утечки. Было выявлено и устранено три места выхода водорода, однако величина суточной утечки не снизилась.

При увеличении суточной утечки из корпуса генератора до 25 мм рт.ст./час (12%) генератор был отключен по аварийной заявке.

После вывода энергоблока в ремонт при поиске места утечки водорода сработал автоматический газоанализатор газовой ловушки обмотки статора, концентрация водорода в дистилляте составила более 5% (предел шкалы прибора).

После снятия торцевых щитов была проведена опрессовка обмотки статора давлением 10 кг/см², во время которой наблюдалась обильная течь воды внизу лобовых части со стороны «В». После вывода ротора и выемки двух верхних стержней обмотки было обнаружено выпадение дистанционной стеклотекстолитовой распорки, установленной между этими стержнями. Распорка продолбила насквозь термореактивную изоляцию и полые проводники двух нижних стержней с образованием отверстия в одном из них под действием рабочей вибрации.

Ошибка ремонтного персонала – недозапечка препрега, установленного вместе с распоркой между лобовыми частями верхних стержней ремонтной организацией, из-за чего распорка оказалась не приклеенной к широким
граням лобовых частей. Распорка выпала под воздействием рабочей вибрации обмотки статора.

Турбогенератор типа ТВФ-120-2. От последнего капремонта до возникновения нарушения прошло 8 месяцев. Загорелось табло «Земля в цепи возбуждения генератора». Активная мощность 35 МВт, реактивная мощность падала, персонал начал поднимать реактивную мощность до 20 Мвар, колебания активной нагрузки в пределах 1 МВт, был бросок реактивной мощности до 46 Мвар. Возникли броски по реактивной нагрузке и падение ее до нуля. Согласно инструкции оперативным персоналом принято решение перейти на резервное возбуждение.
Обнаружено увеличение вертикальной вибрации подшипника № 4, загорелось табло «Виброскорость высока». При включении РВ-2 в параллельную работу с рабочим возбуждением на генераторе появились синхронные качания: ток статор от 2 кА до 5 кА, ток ротора о 0 кА до 2 кА, реактивная нагрузка – 0 Мвар, активная – 33-37 МВт. Генератор был отключен.

В результате аварии возникли следующие повреждения:

отгорела головка токоведущего винта и 1/3 токоведущей шины (примерно 150 мм, считая от большого плюсового токоведущего болта);
выгорела изоляция токоведущей шины и токоведущего болта;
на минусовом полюсе произошло разрушение (выгорание) изоляции токоведущей шины и токоведущего болта, токоведущий винт не отгорел;
выгорела изоляция токоподводящих полустержней в районе больших токоведущих болтов на длине, примерно, 200-250 мм;
оплавлен вал ротора.

Несоблюдение технологического процесса ремонта узлов токоподвода, нарушение требований Типовой инструкции по эксплуатации и ремонту узла контактных колец и щеточного аппарата турбогенераторов [2].

Турбогенератор типа ТВФ-120-2. От последнего капремонта до возникновения нарушения прошло 1 год 4 месяцев.

ТГ отключился защитой «Повышение виброскорости подшипников» №7 – 11,2 мм/с; №6 – 7,1 мм/с с загоранием сигнального табло на ГЩУ «Вибрация подшипников недопустима». Одновременно с этим на ГЩУ появился сигнал «Защита от замыкания на землю в цепях возбуждения ТГ». При этом оперативный персонал предположил, что защита по повышению вибрации работала ложно, и вывел её. В этот момент турбина имела частоту вращения 2100
об/мин. Был начат набор оборотов, и частота вращения достигла 3000 об/мин, после чего турбоагрегат был остановлен.

Причиной аварии явился плохой контакт между контактным винтом, шиной токоподвода и токоведущим болтом.

В результате аварии возникли следующие повреждения:

Тепловой прогиб ротора генератора, вызванный нагревом с последующим расплавлением контактного винта в зоне крепления обмотки ротора с токоведущим болтом.
Расплавление верхней части токоведущего болта (на 50 мм), контактного винта (полностью), расплавление конца гибкой шины на участке её соединения с токоведущим болтом.

При частной беседе с одним из руководителей ремонтной организации выяснилось, что ошибку допустил молодой малоопытный слесарь, которому поручили произвести сборку токоподвода в процессе капремонта, но действия его никто не контролировал.

3. Недостатки изготовления.

Комиссиями по расследованию назывались следующие классификационные признаки причин нарушений [1]:

недостатки эксплуатации (несоблюдение регламента технического обслуживания) – 58,3%;
недостатки ремонта – 28,2%;
недостатки изготовления –13,5 %.

Однако, несмотря на небольшое число аварий из-за недостатков изготовления, аварии турбогенераторов были тяжелыми и требовали длительного дорогостоящего ремонта. Как правило, они были вызваны ошибками проектов и нарушениями технологии. В [3] приведена величина среднего арифметического значения удельной повреждаемости турбогенераторов за период 1949-1954 г

ω_1949-1954=7,6·10^-2 год^-1

В указанный период в эксплуатации находились преимущественно машины мощностью 100 МВт (типа ТВ2-100-2) и менее. В 2001-2005 среднее арифметическое значение удельной повреждаемости турбогенераторов данных мощностей составило

ω_2001-2005=5,1·10^-2 год^-1

Отсюда следует, что за прошедшие 50 с лишним лет турбогенераторов мощностью 100 МВт и менее удельная повреждаемость уменьшилась всего лишь на 33%.

В [4] приведены величины средних арифметических значений удельной повреждаемости турбогенераторов типов ТВВ-320-2, ТВВ-165-2 и ТВВ-160-2, ТГВ-300, ТГВ-200 за период 1961-1965 г.:

ТВВ-320-2

·10^-2 год^-1

ТВВ-165-2

ТВВ-160-2

·10^-2 год^-1

ТГВ-300

·10^-2 год^-1

ТГВ-200

·10^-2 год^-1

88,0

50,0

129,0

37,0

В 2001-2005 среднее арифметическое значение удельной повреждаемости по сравнению с 1961-1965 г у данных типов машин значительно уменьшилось. Это говорит о большой работе заводов за прошедшие 40 лет по радикальному улучшению конструкции и технологии изготовления основных узлов и деталей турбогенераторов, а также об успешном освоении эксплуатацией этих машин.

ТВВ-320-2

ТВВ-165-2

ТВВ-160-2

ТГВ-300

ТГВ-200

Уменьшение удельной повреждаемости

В 10,9 раза

В 2,6 раза

В 10,5 раза

В 1,5 раз

Но, несмотря на это, в эксплуатации по-прежнему продолжаются аварии из-за заводских дефектов.

Примеры аварий, произошедшие из-за дефектов, допущенных заводами-изготовителями.

Межфазное КЗ в генераторе Т3В-800-2 произошло между двумя наконечниками лобовых частей выводных стержней обмотки статора на стороне «В» в зоне 1 часа. Возникли следующие повреждения:

расплавлен выводной верхний стержень в месте КЗ и частично сопредельный нижний выводной (рис.7);
оплавлены штуцера водоподвода 10 головок обмотки;
разрушены 3 проходных изолятора линейных выводов;
покрыты копотью лобовые части статора, бандажный узел и поверхность бочки ротора со стороны возбудителя.

Причиной КЗ явился усталостный излом элементарных проводников в месте припайки их к наконечнику верхнего выводного стержня из-за большой амплитуды циклических деформаций изгиба вследствие возникшего резонанса колебаний соединительной шины.

Рис.7. Усталостный излом и расплавление проводников и наконечника выводного стержня.

В данном случае - прямая вина завода, специалисты которого давно знали о дефекте конструкции, но упорно скрывали это. Лишь после аварии в 2004 г. на новом турбогенераторе ТВВ-800-2Е они были вынуждены раскрыть секрет дефекта и официально предложить мероприятия по его предупреждению.

Авария турбогенератора ТВВ-800-2Е. Нарушение произошло через несколько суток после пуска. Машина была отключена защитами: «Поперечная дифзащита генератора», «Продольная дифзащита генератора», «Резервная дифзащита блока». Работала защита от замыкания на землю обмотки статора.

В результате аварии возникли следующие повреждения:

расплавлен участок стержня №8В на все сечение на длине 120 мм и его наконечник;
расплавлен участок стержня №24Н и его наконечник на 3/4 сечения на длине 120 мм;
расплавлен наконечник стержня №7В с прогаром коробки головки;
расплавлен участок наконечника стержня №21В.

Причина КЗ является типовой – это усталостный излом элементарных проводников в месте припайки их к наконечнику верхнего выводного стержня в зоне 1 часа из-за большой амплитуды циклических деформаций изгиба вследствие возникшего резонанса колебаний соединительной шины.

Турбогенератор типа ТВВ-800-2Е. Нарушение произошло через несколько суток после пуска в эксплуатацию нового блока. Машина была отключена действием защит: «Поперечная дифзащита генератора», «Продольная дифзащита генератора», «Резервная дифзащита блока». Работала защита от замыкания на землю обмотки статора. Через 55 сек. после отключения сработала сигнализация о появлении воды в указателе жидкости со стороны «В» и через 4 мин. в указателе жидкости со стороны «Т» генератора. Начато дренирование воды из корпуса генератора, так как персонал заметил интенсивное поступление воды в него.

В результате аварии возникли следующие основные повреждения:

выплавлен участок выводного верхнего стержня на все сечение на длине 120 мм и наконечник;
выплавлен участок нижнего выводного стержня и его наконечник на 3/4 сечения на длине 120 мм;
выплавлены наконечники двух других верхних стержней;
лобовые части, элементы конструкции крепления лобовых частей, торцевые щиты, силовые элементы крепления железа статора и внутренняя поверхность корпуса генератора покрыты значительным количеством сажи.

Причина - дефект конструкции, заключающийся в том, что частота собственных колебаний свободной или слабо закрепленной соединительной шины К3А лежит в пределах 95-105 Гц. Вследствие этого возникает резонанс
колебаний соединительной шины при ослаблении ее закрепления в шинодержателях. Из-за разрыва параллельной ветви возникает дуга, которая расплавляет проводники и наконечник, а также прожигает изоляцию сопредельного выводного нижнего стержня, и вызывает межфазное замыкание.

Турбогенератор типа ТЗВ-800-2. Произошло аварийное отключение турбогенератора. При этом сработали защиты: «Поперечная дифзащита генератора», «Продольная дифзащита генератора», «Резервная дифзащита блока», «Земляная защита генератора», «Защита от потери возбуждения», «Защита от внешних симметричных коротких замыканий». Сработала сигнализация «Внутренние повреждения генератора», «Внешние повреждения генератора, «Температура железа статора высока», «Повышенная вибрация подшипников №10,11,12».

Двухфазное короткое замыкание в обмотке статора, перешедшее в трехфазное и в замыкание на землю возникло из-за нарушения герметичности гидравлической цепи нижнего стержня в его наконечнике и выплескивания воды из коробки головки в зазор между головками обмотки и торцевым щитом. В результате аварии возникли следующие основные повреждения:

1. Разрушены головки обмотки во всех 3-х линейных (фазных) зонах, в том числе:

расплавлены резьбовые части узла присоединения фторопластовых шлангов и наконечниками стержней;
расплавлены элементарные проводники, разорваны фторопластовые шланги;

2. Разрушены 6 узлов расклиновки коробок головок обмотки с разрывом шпилек крепления.

3. Выгорели стеклотекстолитовые конуса.

4. Оплавлены дугой торцевые щиты.

5. Повреждены кабели термоконтроля.

6. Расплавлены фторопластовые шланги охлаждения крайних пакетов железа статора.

Причиной аварии явился конструктивный дефект узла уплотнения фторопластового шланга в наконечнике стержня.

Новый турбогенератор типа ТФ-125-2 с воздушным охлаждением. После пуска машины персоналом было обнаружено, что при увеличении реактивной нагрузки возникает тепловой прогиб ротора генератора, который приводит к следующим проблемам:

при увеличении реактивной нагрузки происходит увеличение вибрации на подшипниках №№7 и 8 (турбинный и генераторный) преимущественно в вертикальном направлении в 2 и более раза.
при реактивной нагрузке 60 Мвар возрастает вибрация наружного контактного кольца в поперечном направлении.
на выбеге из «горячего» состояния при реактивной нагрузке 60 Мвар на критических оборотах существенно увеличивается вибрация на подшипниках №№7 и 8 (до 140 мкм).

По рекомендации завода для уменьшения вибрации на подшипник №8 установили ящик с дробью весом 600 кг. Вибрация хотя и уменьшилась, но все равно оставалась большой. Следует отметить, что крышка подшипника деформировалась со всеми вытекающими последствиями.

Не дожидаясь окончания гарантийного срока, несмотря на сопротивление завода, генератор был выведен в ремонт. При визуальном и эндоскопическом обследовании ротора, а также при испытании на продуваемость было установлено, что он был изготовлен с дефектными (зауженными) каналами выхода горячего воздуха из полукатушки, лежащей в
пазу №24.

Существенно недостаточный расход воздуха через эту полукатушку вызывал ее перегрев и, как следствие, деформацию бочки ротора. Если принять для расчета, что высота зубца составляет 100 мм, толщина 20 мм, длина 4 м, величина перегрева 100 градусов, то стальной стержень такого сечения и такой длины удлинится на 4-6,8 мм в зависимости от коэффициента линейного расширения стали (10-17∙10^-6 град Цельсия). Чтобы вызвать такое удлинение, нужно приложить растягивающее усилие от 40 до 68 тонн.

Деформация бочки приводила к увеличению уровня вибрации при работе генератора с реактивной нагрузкой. Дальнейшая эксплуатация ротора с указанными дефектами без их устранения была признана недопустимой. Для устранения дефекта рекомендовано произвести реконструкцию ротора в условиях завода. Несмотря на сопротивление главного конструктора, ротор был отправлен на завод и реконструирован в рамках гарантийного ремонта. Гарантийный срок на ротор был продлен. В настоящее время ротор работает без каких-либо замечаний по вибрации.

Выводы

Число технологических нарушений в работе отдельных электростанций неоправданно велико и во многом определяется недостатками эксплуатации машин, имеющих дефекты.
Результаты статистического анализа технологических нарушений в работе турбогенераторов не подтвердили распространенное мнение об увеличении числа аварий и инцидентов у машин с большими и весьма большими сроками эксплуатации. В то же время следует отметить, что степень износа сборочных единиц и систем таких турбогенераторов, пределяемая во время плановых ремонтов, иногда оказывалась весьма значительной и в ряде единичных случаев, когда не удавалось полностью устранить дефекты, она определяла возникновение технологических нарушений. Но, тем не менее, следует признать, что запасы прочности, заложенные когда-то в конструкцию многих типов турбогенераторов, и по сей день оказываются достаточными, чтобы машины безаварийно работали в течение межремонтных периодов продолжительностью 5-7 лет.
Следует выделить 4 самые острые проблемы, от решения которых зависит резкое снижение числа технологических нарушений в работе турбогенераторов: применение некондиционной резины для изготовления уплотнительных элементов, применение электрощеток низкого качества, не соблюдение норм при сборке токоподводов в роторах и отсутствие технологий по гарантированному обеспечению герметичности систем водяного охлаждения обмоток статоров
Работа турбогенераторов в регулировочном графике не приводила к увеличению числа нарушений.
Анализ не установил какого-либо влияния старения изоляции обмоток статоров турбогенераторов, как физико-химического процесса, на увеличение числа аварий и инцидентов у машин не только с водородным, но и с воздушным охлаждением. Старение изоляции, вне всякого сомнения, имеет место, но скорость его развития достаточно низкая, чтобы не сказываться в течение 30-50 лет на увеличении аварийности.
Значительная часть технологических нарушений – более 37%, – произошла в работе сборочных единиц активной зоны – статора и ротора. Последствия некоторых аварий были весьма тяжелыми.
Крупные турбогенераторы мощностью от 150 до 800 МВт имели весьма высокую удельную повреждаемость, в значительной мере определяемую недостатками конструкции и изготовления.

Литература

Самородов Ю.Н. Дефекты генераторов. – М.: ЗАО «Энергетические технологии», 2005.
Типовая инструкция по эксплуатации и ремонту узла контактных колец и щеточного аппарата турбогенераторов мощностью 63 МВт и выше. РД 153-34.0-45.510-98». – М.: СПО ОРГРЭС, 2000.
Информационные материалы. Повреждения генераторов электростанций МЭС за 1949-1955 гг / Л.А. Белова, Л.С. Линдорф, Л.Г. Мамиконянц – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1957.
Обзор работы крупных генераторов на электростанциях СССР и за рубежом / Л.С. Линдорф, О.С. Голоднова, Н.К. Мышенкова, Ю.Н. Орлов, И.П. Плясуля – М.: БТИ ОРГРЭС, 1957.