16+
Регистрация
РУС ENG
http://www.eprussia.ru/epr/378/4568348.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 22 (378) ноябрь 2019 года

Переход на ремонт по техсостоянию: легко не будет

Тема номера Елена ВОСКАНЯН 227

19‑20 ноября в НИУ «МЭИ» состоялась первая научно-техническая конференция Национального исследовательского комитета А1 «Вращающиеся электрические машины» РНК СИГРЭ «Техническое диагностирование высоковольтных вращающихся машин. Предпосылки перехода на ремонт по техническому состоянию».

Не научное любопытство

В мероприятии, организованном ПАО «Интер РАО», Ассоциацией «РНК СИГРЭ» и ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ», при участии ООО «Бо-Энерго», приняли участие свыше 200 экспертов из более чем 100 компаний. Представители эксплуатации энергооборудования, инжиниринговых компаний, научных институтов и испытательных центров, разработчики и производители оборудования отметили важность, своевременность и актуальность темы конференции, вытекающей из задачи, поставленной в проекте «Цифровая энергетика», – повышение надежности и эффективности энергооборудования путем внедрения риск-ориентированного управления на базе цифровых технологий.

– К организации подобной конференции нас подтолкнуло не научное любопытство, а попытка найти системное решение технических проблем, с которыми отрасль столкнулась в связи с лавинообразным отказом оборудования, – говорит руководитель Национального исследовательского комитета (Подкомитета) А1 РНК СИГРЭ «Вращающиеся машины», заместитель генерального директора ООО «Интер РАО – Инжиниринг» Виктор Беляков. – Поэтому призываю коллег продуктивно поработать, поучаствовать в соревновании мнений – только таким образом сможем выявить как имеющиеся, так и возможные риски и выработать консолидированную позицию по борьбе с ними.

Ректор Национального исследовательского университета «МЭИ» Николай Рогалев добавил, что мы живем в удивительное время, когда в рамках Индустрии 4.0 появляется много умных решений, в том числе сенсоров и датчиков, что позволяет перейти к диагностике по состоянию.

– Датчики – это, конечно, хорошо, но нужно грамотно интерпретировать то, что они показывают, ведь речь идет о специфических алгоритмах, математических моделях. Важно, что в России, и в частности в МЭИ, дан старт работе в данном направлении. Есть уверенность, что через научные исследования и обмен опытом мы создадим системы диагностики по техническому состоянию. Если сможем правильно диагностировать и вовремя вмешиваться в процесс с точки зрения текущих ремонтов, то облегчим себе жизнь, поскольку энергетика – очень капиталоемкая отрасль, и вопросы обновления оборудования стоят остро не только в нашей стране, но и во всем мире.

Директор по международным отношениям РНК ИСГРЭ, советник генерального директора ООО «Интер РАО – Инжиниринг» Тарас Купчиков уверен: применение автоматизированных систем, ко всему прочему, позволит существенно изменить бизнес-процессы в энергокомпаниях.

– Эти системы затрагивают два краеугольных камня, определяющих надежность работы оборудования и затраты на обеспечение ремонта. Как известно, это два самых консервативных бизнес-процесса в отрасли, поэтому не стоит рассчитывать, что внедрение новых систем пройдет легко. Нам с вами еще придется доказывать их жизнеспособность, – полагает эксперт.


Профессиональный взгляд

О перспективах цифровизации контроля текущего технического состояния и развития методов предиктивной диагностики турбогенераторов на электрических станциях говорил куратор Национального исследовательско-го комитета (Подкомитета) А1РНК СИГРЭ «Вращающиеся машины», начальник отдела ООО «Интер РАО – Инжиниринг», доктор технических наук Юрий Виницкий. Он отметил, что  Цифровизация или интеллектуализация технологического контроля позволяет осуществить онлайн-мониторинг и диагностику турбогенераторов или более полную оценку их технического состояния и повышения эксплуатационной надежности. Онлайн-мониторинг и диагностирование на базе цифровых технологий – современный подход к контролю технического состояния турбогенераторов для риск-ориентированного управления, по‑другому сегодня просто нельзя, – комментирует докладчик.

По его мнению, основой онлайн-мониторинга и диагностики должна стать комплексная информационная модель технического состояния в виде набора базовых и текущих моделей по основным контролируемым параметрам с учетом режимов, условий эксплуатации и нагрузки, параметров окружающей среды и охлаждающих сред, то есть различных систем охлаждения генераторов.

– Важно отметить факт, что неприятности с генераторами происходят не каждый день, поэтому собрать статистику по разным отказам и аварийным ситуациям довольно сложно. Чтобы сделать реальную цифровую систему отрабатывания плохих процессов, которые происходят в генераторе, нужна статистически-математическая модель. Она потребуется обязательно для настройки тех моделей, которые либо уже используются для диагностики и мониторинга состояния оборудования, либо планируются к использованию, – поясняет Юрий Виницкий. – Говоря об этом, нужно учитывать критические элементы и ресурсы, определяющие узлы турбогенераторов. К таким критическим элементам относятся: вращающиеся массы – ротора, статора, корпуса, подшипники и т. д., особенно там, где речь идет о водородно-водяном охлаждении, я уже не говорю о генераторах с масляным охлаждением, когда эти вопросы являются крайне критическими и вызывают определенные дополнительные требования к системам мониторинга и диагностики оборудования. Ресурсоопределяющими узлами являются: ротор и статор, в соответствующих директивных документах определено, как ими управлять и как их учитывать.

Спикер акцентировал внимание на том, что эффективность диагностирования и мониторинга турбогенератора оценивается по ожидаемому снижению риска повреждений. Это значит, для выбора решаемых задач онлайн-диагностирования и мониторинга необходимо обследовать турбогенератор и его АСУ ТП с целью получения информации о том, какие турбогенераторы и дефекты каких узлов отличаются наибольшим риском и подлежат диагностированию и мониторингу в первую очередь? Контроль каких параметров уже имеется в АСУ ТП и должен быть дополнен задачами диагностирования дефектов и дополнительным мониторингом? Какова степень изменчивости режимов эксплуатации турбогенераторов?

– Оценка эффективности внедрения диагностических систем, проведенная путем анализа возможности предупреждения 228 отказов мощных турбогенераторов показала, что интеллектуализация АСК ТГ (автоматизированной системы контроля турбогенератора. – Прим.авт.), позволяющая предотвратить ряд отказов, сэкономила бы до 50 % недовыработки электроэнергии и примерно столько же по числу отказов, – заметил эксперт.

Опыт и практикуемые подходы НПО «ЭЛСИБ» по оценке и диагностике генераторов и крупных электрических машин по фактическому состоянию, а также возможности по сервисному обслуживанию и капремонту электрических машин представил технический директор ПАО НПО «ЭЛСИБ» Андрей Чириков.

– Нас как производителя турбо- и гидрогенераторов, электродвигателей, систем возбуждения для генераторов очень интересует жизненный цикл, срок эксплуатации нашего оборудования, в каких условиях оно работает и, конечно, диагностирование – диагностика и определение по фактическому состоянию реального состояния продукции, – говорит он. – Однако мы получаем эту информацию только в том случае, когда обращаемся непосредственно к эксплуатирующим организациям. Тем не менее, за рубежом есть такие системы, которые позволяют удаленно производителям мониторить ситуацию, видеть, как работают их машины, в некоторых случаях, по согласованию с эксплуатирующей стороной, даже вмешиваться в управление. Нас же вопрос ремонта генератора, то есть оценки его фактического состояния, ранее практически не касался, поскольку генераторы, отработав свой срок, подвергались необходимым ремонтам. Впоследствии с этим стали возникать проблемы из‑за определенных экономических аспектов. Таким образом, часть генераторов отработала уже не по одному нормативному сроку службы.

Согласно приведенной статистике (по состоянию на 2019 год) свыше 400 турбогенераторов в нашей стране отработали более сорока лет.

– Что касается НПО «ЭЛСИБ», у нас таких генераторов свыше 250, – уточняет Андрей Чириков. – Некоторые наши машины отработали и по 58 лет. Диагностика таких машин еще более затруднительна ввиду того, что они в свое время не были оснащены практически никакими приборами, за исключением прибора теплоконтроля, расходомеров и в случае водородных машин – соответствующими устройствами контроля. Сейчас из тех турбогенераторов, что находятся в эксплуатации, можем диагностировать их состояние только по теплу и уровню вибрации.

Докладчик подчеркнул, что у турбогенераторов, отработавших 40‑60 лет, неизбежно возникают вопросы по состоянию изоляции – последствия физического старения и условий эксплуатации машины, по состоянию активной стали статора, ее нагреву. Также одним из наиболее подверженных износу узлов турбогенератора является ротор. Высокий уровень электромагнитных, тепловых механических нагрузок, различные аномальные режимы работы за время длительной эксплуатации приводят к старению изоляции обмоток генераторов, а это требует как минимум ремонтов с полной заменой изоляции обмоток, а иногда и с заменой обмоточной меди.
Кстати, в течение последних десяти лет НПО «ЭЛСИБ» фиксирует учащение случаев экстренного внепланового капитального ремонта с заменой обмоток статоров и роторов турбогенераторов, поставок новых турбогенераторов на замену аварийно вышедших из строя машин. Наблюдается тренд на увеличение таких прецедентов.

Продолжение темы – в следующих номерах «ЭПР».

АСУ ТП, Турбины, Цифровизация

Отправить на Email