Анализ возможных причин повреждения турбогенератора блока №6 НВАЭС
Дата: 21/12/2016
Тема: Атомная энергетика


А.С.Покидышев, ветеран атомной энергетики, бывший начальник ЭЦ ИАЭС

В период с 5 августа  по 10 ноября 2016 г.на Нововоронежской АЭС проводились технические испытания пуска нового энергоблока №6 с реактором ВВЭР-1200 и турбогенератором ТЗВ-1200 2АУЗ по программе с поэтапным повышением мощности до номинальной 1200 Мвт. С 30 сентября и до 26 октября турбогенератор загружался и передавал в энергосистему электроэнергию от 75%до 100% номинальной мощности и с  полной1200 Мвт нагрузкой 10 ноября аварийно отключился от электросети релейной защитой генератора.



По информации зам. главного инженера НВАЭС по электрической части, на обмотках статора генератора произошло междуфазное короткое замыкание. При таком повреждении должна работать дифференциальная защита генератора.

Место и объём повреждения обмотки статора ещё не определены. Работа по поиску причины повреждения технически сложная.

Сразу надо вспомнить, что междуфазные короткие замыкания могут быть непосредственно между обмотками (стержнями) разных фаз, а также и при замыкании этих обмоток на «землю» - то есть на активную сталь сердечника статора. При поисках повреждения обмоток статора надо иметь это ввиду.

При ознакомлении по интернету с аварийным отключением ТЗВ-1200 2АУЗ  на НВАЭС я сразу вспомнил аналогичные повреждения генераторов №1и №3 у нас, на Игналинской АЭС, с нашими турбогенераторами ТВВ-800-2EУЗ. Одно только отличие – у нас генераторы, работая почти на полной мощности отключались земляной защитой при замыкании на «землю» одной фазы обмотки статора.

Учитывая, что заводская конструкция обмотки статора  генераторов на ИАЭС  и на блоке №6  НВАЭС абсолютно идентичны – водяное охлаждение обмоток и такие же конструкции лобовых частей обмоток статора.

Кратко изложу аналогичную аварию на ТГ№3 серии ТВВ-800-2EУ3 ИАЭС и причину её возникновения. Считаю, что это будет полезным как для руководства АЭС, так и для энергосистем.

Основные технические данные турбогенераторов ТВВ-800-2EУЗ:

1.   Активная мощность                      – 800 Мвт,

2.   Полная мощность                         -- 889 Мва,

3.   Коэффициент мощности – 0,9,

4.   Напряжение обмотки статора – 24 кV,

5.   Ток статора                               --21,4 кА,

6.   Ток ротора                                   -- 3850 А,

7.   Напряжение ротора                 -- 600 V.

ТГ№3 после капитального ремонта включён в энергосистему: -2006-09-25

Дата происшедшей аварии на ТГ№3: - 2006-09-27. Генератор аварийно отключился при срабатывании «ЗЗГ» (земляная защита генератора) с сигналом - «замыкание вблизи нейтрали» обмоток статора.

Основные рабочие параметры ТГ№3 перед аварийным отключениемего отэнергосистемы релейной защитой:

1.   Активная мощность                   -610 Мвт,

2.   Реактивная мощность – минус 118 Мвар,    

3.   Напряжение обмотки статора – 23,74 кV,

4.   Ток статора                               --15 кА,

5.   Ток ротора                                   -- 2183 А,

6.   Напряжение ротора                 -- 308 V.

Ток ротора - 56% от номин., реактивная мощность 118 Мвар – потребляемая ТГ.

При визуальном осмотре статора и ротора ТГ№3 выявлено:

1.    посторонних предметов не обнаружено,

2.    обнаружено место замыкания на корпус статора в стержне паза №31 в лобовой части выхода стержня из паза со стороны возбудителя,

3.    разгерметизация нижнего стержня паза №31,

4.    отслоение лакокрасочного покрытия бандажных колец ротора,

5.    загустевшее и почерневшее масло на зубце крайнего пакета активного железа статора между пазами № 38 и №39со стороны возбудителя,

6.    обугленная миканитовая изоляция на месте пайки нижнего стержня паза №31 обмотки статора в сторону к нулевому выводу.

7.    ослабление крепления нижнего стержня при выходе его из паза №31

После демонтажных работ в зоне повреждения обмотки статора выявлено:

1. на лобовых частях нижнего стержня паза №31 со стороны возбудителя и турбины имеются следы подгара и  разрушение изоляционного покрытия,

2. в нижнем стержне паза №31 видны места поперечных изломов на проводниках  обмотки 78 статора,

3.  сплющены полые проводники со стороны возбудителя в месте перехода нижнего стержня паза №31из пазовой части на изгибе (эвольвенты)в лобовую,.

Данные металлографического исследования образцов проводников обмотки  нижнего стержня паза №31 из лобовых частей со стороны возбудителя и со стороны турбины на ТГ№3– ( с обобщением материалов Протокола лаборатории):

1.      на образцах полых и сплошных проводников обмотки статора обнаружены многочисленные поры, локальные трещины  и микротрещины в металле,

2.      характерная микроструктура металла проводников с резким увеличением рекристаллизованных зёрен с характером отожжённой меди от высоких тепловложений, что и приводит к снижению прочностных и пластических свойств меди.

Материальные убытки ИАЭС , понесённые вследствие аварии на ТГ№3 с восстановлением его в работу через 3 месяца:

1.      Стоимость восстановительных работ:          -1,175 млн. литов

2.      Потери с учётом возможной реализации                                                                                        выдачи электроэнергии :                                               - 38,28 млн. литов

3.      Общие потери прибыли:                                    - 39,5 млн. литов

Причины повреждения обмотки статора с аварийным отключением турбогенераторов серии ТВВ:

Как показал анализ, проведённый ОАО «ВНИИЭ», работа синхронных генераторов, особенно ТВВ, в режимах потребления реактивной мощности приводит к сокращению срока их службы в среднем на 16,5% и, соответственно, к преждевременной частичной или полной замене статора.

Режим работы генераторов с недовозбуждением вынужден принимать на себя реактивную энергию по причине превышения ёмкостной составляющей  напряженности в электрической сети, в которую он выдаёт свою активную энергию. Этот режим генератора также снижает статическую и динамическую устойчивость работы при коротких замыканиях, качаниях в энергосистеме. Принимая реактивную энергию из системы на себя, генератор превращается в комбинированный генератор активной энергии и трансформатор реактивной энергии. В таких сложных процессах работы электромагнитных полей в генераторе образуются индукционные электродвижущие силы, воздействующие на торцевые петли обмоток статора генератора с повышенными частотами. Вот эти индукционные силы и разрушают части обмоток, в зоне выхода их из пазов активной стали сердечника статора.

Причиной повреждения обмоток статора турбогенератора на НВАЭС можно считать то, что генератор при испытании работал в режиме недовозбуждения. В связи с многочисленными такими же повреждениями генераторов в России, ОАО «ВНИИЭ» был выдан эксплуатационный циркуляр №Ц-06-96 «О повышении надёжности турбогенераторов мощностью 100-800Мвт, работающих в режимах недовозбуждения». Кстати, с горечью скажу, что все циркуляры с России на ИАЭС перестали приходить после 1991г. Выполнение этого циркуляра на электростанциях энергосистем требовало устанавливать асинхронизированные турбогенераторы, которые глубоко потребляют реактивную мощность, создавая условия синхронным генераторам для выдачи своей реактивной энергии в электросеть. Такой же результат даёт и установка на высоковольтных подстанциях АЭС шунтирующих реакторов с потреблением ими реактивной энергии в сети от турбогенераторов АЭС.

В 2008г. на ОРУ- 330кВ. Игналинской АЭС был установлен управляемый шунтирующий реактор типа РТДЦУ-180000/330 –У1, Qном=180 Мвар,   Qрег=1,8– 180Мвар, Uрег сет=330-363кВ.

Турбогенераторы 2-го энергоблока ИАЭС до снятия с эксплуатации АЭС, надёжно работали в нормальных режимах, заданных заводом-изготовителем  «Электросила». На атомных станциях такие же  мероприятия следует выполнять для обеспечения условий надёжности и  продолжительности работы турбогенераторов АЭС.

 

                               Зона опасной работы синхронных турбогенераторов







Это статья PRoAtom
http://www.proatom.ru

URL этой статьи:
http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=7222