Около трех четвертей гидроагрегатов, установленных на российских гидроэлектростанциях, проработали более 30 лет и полностью выработали свой материальный и физический ресурс. Сегодня они являются потенциальными объектами техногенных аварий.
Оптимально сконструированная гидротурбина, точно выбранный качественный гидрогенератор, удачно подобранная проточная часть – это и есть хорошо скомпонованный гидроагрегат. Обычно он достаточно надежен и безопасен по сравнению с другим оборудованием, которое входит в состав гидроэлектростанции.
Гидроагрегаты, установленные на отечественных ГЭС, отвечают всем критериям надежности по долговечности, безотказности и ремонтопригодности. Но они вводились в промышленную эксплуатацию в 50–70-е годы прошлого века, и сегодня начинают выходить из строя. Специалисты знают, что даже хорошо спроектированное и точно установленное гидросиловое оборудование, в котором долгое время исправно функционируют все основные и вспомогательные системы, со временем начинает давать сбои, которые ведут к возникновению тех или иных аварийных ситуаций. При этом стоит учитывать, что роль каждого узла или системы в общей компоновке гидроагрегата достаточно велика, и ее очень трудно оценить с точки зрения приоритетной значимости того или иного модуля. То есть, рассматривать гидросиловое оборудование как целостную систему в технологическом процессе производства электроэнергии не корректно.
Безусловно, лучшим решением поддержания технического состояния российских ГЭС на должном уровне является полная комплексная замена выработавшего ресурс оборудования. Однако произвести такую замену силами российской промышленности сейчас весьма затруднительно. Поэтому необходимо сделать акцент на эффективную эксплуатацию гидроагрегата, которая предполагает производство плановых текущих и капитальных ремонтов.
Опыт показывает, что весь генератор можно отремонтировать, не извлекая турбину, не снимая с постоянных фундаментов маслонапорную установку и даже не сливая масло из межвалового пространства. К сожалению, пока нельзя то же самое сказать о турбине. Высокая квалификация персонала дает возможность менять лопатки, втулки подшипников «трения-скольжения» в нижнем кольце направляющего аппарата, не разбирая гидроагрегата. Аналогично проводятся и ремонтные мероприятия на лопастях рабочего колеса (РК), обтекателе и уплотнениях по РК, даже во фланцевом соединении сервомотора РК. Но заменить деталь в механизме поворота лопастей РК без демонтажа всего гидроагрегата из кратера пока невозможно.
Следует помнить о том, что при проведении модернизации, реконструкции, технического перевооружения для повышения суммарного критерия надежности гидроагрегата надо, в том числе, проводить контроль неразрушающими методами как сварных соединений, так и опасных сечений, чтобы исключить наличие в них трещинообразований. Также необходим спектральный анализ кристаллической решетки материала тяжелонагруженных деталей.
В настоящее время отечественная гидроэнергетика вошла в полосу техногенных катастроф и крупных аварий, вызванных плохим техническим состоянием силового оборудования гидроэлектростанций. Это очень досадно, поскольку в большинстве случаев эти аварии можно было бы предотвратить, если бы удалось их диагностировать на этапе развития.
Своевременно проведенное квалифицированное обследование оборудования позволяет избежать в будущем серьезных проблем. Например, в отдельных конструкциях ободов роторов гидрогенераторов уже после 4-5 лет эксплуатации при определении остаточного натяга на ободе ротора выясняется, что он составляет не более 30-40% от проектного, а иногда практически равен «0». А ведь натяг обода ротора ниже величины, установленной конструкторской документацией, не допустим, поскольку он может повлечь за собой провал ободных клиньев или сдвиг обода в воздушном зазоре ротор-статор и, как следствие, двойное короткое замыкание или целый ряд других негативных последствий.
Неудивительно, что сегодня значительные средства и ресурсы затрачиваются на разработку различных диагностических систем, которые, увы, все-таки не способны разрешить проблему современной гидроэнергетики. Так, на большинстве российских ГЭС контроль технического состояния гидросилового оборудования осуществляется методами вибродиагностики, которые позволяют лишь зарегистрировать анормальные режимы работы гидротурбины или гидроагрегата в целом и остановить его до выяснения причины неисправности, что предполагает проведение труднореализуемых дорогостоящих дополнительных испытаний. Очевидно также, что с помощью метода вибродиагностики нельзя предсказать начальный процесс возникновения усталостных процессов и начало снижения критерия надежности по тому или иному узлу.
Поскольку сегодня на ряде крупных гидроэлектростанций России уже начат процесс замены гидротурбинного оборудования с сохранением отдельных узлов, необходимо как можно быстрее вводить в действие разработанный на кафедре метрологии и взаимозаменяемости МГТУ им. Н. Э. Баумана метод фазохронометрического диагностирования состояния оборудования. Именно он способен обеспечить оперативную регистрацию процессов деградации и обнаружение зарождающихся дефектов функционирующих объектов. Также необходим последующий контроль состояния узлов с выведением трендов на пульты управления и мониторы специалистов-эксплуатационников для своевременного принятия технически грамотных решений, направленных на повышение уровня общей надежности при эксплуатации гидросилового оборудования. Внедрение фазохронометрического метода диагностирования состояния оборудования в рабочем цикле позволит сравнивать между собой отдельные гидроагрегаты, установленные на ГЭС, и тем самым улучшать общее состояние и эксплуатацию гидроагрегатов в целом.
Для надёжной, оптимальной и экономически обоснованной эксплуатации машин и механизмов необходимо обеспечить диагностику текущего технического состояния и прогнозирующий мониторинг безаварийной работы изделия, переход от системы полного предупредительного ремонта к системе ремонта оборудования в соответствии с текущим техническим состоянием, оценку остаточного ресурса и, конечно, надёжную аварийную защиту.
На наш взгляд, в условиях модернизации, а правильнее было бы сказать, реконструкции возрастного оборудования, установленного на ГЭС России и других стран, особое внимание надо уделить замене быстроизнашивающихся узлов, особенно в труднодоступных частях гидроагрегата. Для этого необходимо иметь на каждой ГЭС банк резерва деталей, которые можно быстро ввести в работу, а выведенный из эксплуатации узел восстановить и опять поставить в резерв. Кроме того, необходимо ввести дополнительные критерии, профилактические осмотры с использованием инструментальных средств и средств неразрушающего контроля. Это косвенно, но также связанно с надежной эксплуатацией гидросилового оборудования.
Опыт работы на гидроэлектростанциях, накопленный за последние четверть века, позволяет говорить о том, что сохранять работоспособность любого гидроагрегата можно и нужно, предварительно проведя углублённый мониторинг состояния отдельных узлов и деталей. Такая модернизация позволит продлить срок службы гидроагрегата до его полной замены на 10-15 лет.
Руденко А.Л., к.т.н., директор ООО «Волга-СГЭМ» «Камспецэнерго»
Кошелев А. М., руководитель ООО «ЭЛКО Технологии СПб».
Текст подготовила Елена Никитченко