АНОМАЛЬНІ Й ПЕРЕДАВАРІЙНІ РЕЖИМИ ГЕНЕРУЮЧОГО ОБЛАДНАННЯ ЯДЕРНИХ ЕНЕРГЕТИЧНИХ УСТАНОВОК В СУЧАСНИХ УМОВАХ ЕКСПЛУАТАЦІЇ : Аномальные И предаварийные РЕЖИМЫ генерирующего оборудования ЯДЕРНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Краткое описание

НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ
ІНСТИТУТ ПРОБЛЕМ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ

Кенсицький Олег Георгійович

На правах рукопису
УДК 621.313.32:621.311.25

АНОМАЛЬНІ Й ПЕРЕДАВАРІЙНІ РЕЖИМИ
ГЕНЕРУЮЧОГО ОБЛАДНАННЯ ЯДЕРНИХ
ЕНЕРГЕТИЧНИХ УСТАНОВОК В СУЧАСНИХ
УМОВАХ ЕКСПЛУАТАЦІЇ

Спеціальність 05.14.14 – теплові та ядерні енергоустановки

Дисертація
на здобуття наукового ступеня
доктора технічних наук

Науковий консультант – доктор технічних наук,
керівник відділення,
завідувач відділом
Інституту проблем безпеки АЕС НАН України
Федоренко Г.М.

Чорнобиль – 2013

ЗМІСТ

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ …….………………….……….. 7

ВСТУП …………………………………………………………………. 10

РОЗДІЛ 1
РОЛЬ І МІСЦЕ ОСНОВНОГО ЕЛЕКТРОТЕХНІЧНОГО
ОБЛАДНАННЯ У ЗАБЕЗПЕЧЕННІ БЕЗПЕКИ, НАДІЙНОСТІ
ТА ЕФЕКТИВНОСТІ ЕКСПЛУАТАЦІЇ АЕС

1.1. Стратегія розвитку атомної енергетики в Україні та
проблеми експлуатації потужних турбогенераторів …….…..………. 17
1.2. Безпека та енерго-екологічна ефективність – ключові напрямки
експлуатації та подальшого розвитку атомної енергетики …………. 27
1.3. Основні показники надійності та ефективності АЕС України ……… 33
1.4. Експлуатаційна надійність електротехнічного обладнання
енергоблоків АЕС України ……………………………………………. 38
1.5. Забезпечення безпечної й ефективної експлуатації АЕС в
маневрених режимах по реактивній потужності ..…………………… 49
1.6. Оптимізація структури діючих і перспективних
енергоблоків АЕС ………………………………………………………. 59
1.7. Роль гідроенергетики у забезпеченні технологічної
безпеки АЕС ………………….…………………………………………. 66
Висновки по розділу ……………………………………………………. 72

РОЗДІЛ 2
МОДЕЛЮВАННЯ ТЕПЛОВИХ І ГІДРОДИНАМІЧНИХ
ПРОЦЕСІВ В ОСЕРДІ ТА СТРИЖНЯХ ОБМОТКИ СТАТОРА
ПОТУЖНОЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МАШИНИ

2.1. Задачі моделювання в проблемі підвищення надійності
енергетичних електричних машин ……………………………………. 77
2.2. Математичний опис задачі розрахунку тривимірного
температурного поля осердя і обмотки статора ……………………… 82
2.3. Гідродинаміка стрижня та її моделювання …………………………… 91
2.4. Додаткові втрати в стрижнях, їх оцінка й аналіз ……………………... 100
2.5. Розподіл теплових втрат у середніх і крайніх
пакетах осердя статора …………………………………………………. 107
2.6. Результати розрахунків і їх порівняння з експериментом …………. 110
2.7. Максимальні температури та показання штатних термометрів
опору, що контролюють температуру сталі й стрижнів обмотки
статора, при наявності термодефектів ………………………………… 114
2.8. Адіабатичне нагрівання стрижня обмотки статора ………………… 117
Висновки по розділу ….……………………………………………….. 120

РОЗДІЛ 3
НАГРІВ СТАТОРА Й РОТОРА ТУРБОГЕНЕРАТОРА
ПРИ ЗНИЖЕННІ Й ПРИПИНЕННІ ЦИРКУЛЯЦІЇ ДИСТИЛЯТУ
З ОДНОЧАСНИМ ЗНИЖЕННЯМ ТИСКУ ВОДНЮ У
КОРПУСІ ГЕНЕРАТОРА

3.1. Комплексний аналіз аварійних ситуацій генеруючого
обладнання теплових та ядерних енергоустановок …………………… 123
3.2. Мета досліджень ……………………………………………………….. 131
3.3. Аналіз експериментальних даних та характеру розвитку
передумов пошкодження турбогенератора ………………………….... 132
3.4. Математична модель розрахунку теплових процесів в основних
елементах обмотки і осердя статора і ротора турбогенератора ……… 134
3.5. Розрахунок нагріву при номінальному режимі навантаження
турбогенератора …………………………………………………………. 141
3.6. Нагрів в статорі та роторі турбогенератора при зниженні і
припиненні циркуляції дистиляту та зниженні тиску
водню у корпусі …………………………………………………………. 149
Висновки по розділу ….………………………………………………… 159

РОЗДІЛ 4
ТЕПЛОВИЙ СТАН ПОТУЖНОГО ГІДРОГЕНЕРАТОРА-ДВИГУНА
ГІДРОАКУМУЛЮЮЧОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ

4.1. Особливості конструкції та режими експлуатації
гідрогенератора-двигуна Дністровської ГАЕС ………………………. 162
4.2. Математична модель розрахунку теплових процесів в основних
елементах статора і ротора гідрогенератора-двигуна ………………... 168
4.3. Розподіл втрат гідрогенератора-двигуна у номінальному
режимі навантаження ………………………….……………………….. 173
4.4. Розрахункові параметри теплообміну ………………………………… 178
4.5. Результати розрахунку нагрівів основних елементів і вузлів
гідрогенератора-двигуна у номінальному режимі навантаження …... 181
4.6. Порівняння розрахункових температур із даними
експериментальних досліджень ………………………………………. 187
4.7. Підвищення надійності й навантажувальної здатності
гідрогенератора-двигуна ………………………………………………. 189
Висновки по розділу …………………………………………………… 193

РОЗДІЛ 5
МЕТОДИ І ЗАСОБИ КОНТРОЛЮ, ДІАГНОСТИКИ І
МОНІТОРИНГУ ТЕХНІЧНОГО СТАНУ ОБЛАДНАННЯ

5.1. Температурно-часові залежності в системах контролю,
діагностики і моніторингу стану обладнання …………………………. 196
5.1.1. Теоретичні основи аналізу і обробки температурно-часових
залежностей електричних машин ……………………………… 197
5.1.2. Діагностика термічних дефектів потужної електричної
машини з використанням температурно-часових
залежностей ……………………………………………………… 207
5.2. Інтелектуалізація обробки температурної інформації,
що надходить від засобів штатного термоконтролю потужної
електричної машини ……………………………………………………. 214
5.2.1. Основні принципи побудови методики діагностування
термічних дефектів крупної електричної машини ……………. 214
5.2.2. Моделювання показань термометрів штатної системи
термоконтролю …………………………………………………… 216
5.2.3. Дослідження ефективності методу на математичній моделі
теплового стану стрижня обмотки статора турбогенератора …. 225
5.2.4. Макетний зразок системи оцінки технічного стану
турбогенератора за даними оперативного контролю …………. 231
5.2.5. Дослідження працездатності макета системи моніторингу
технічного стану турбогенератора на діючому обладнанні ..… 232
Висновки по розділу …..………………………………………………… 239

РОЗДІЛ 6
НАУКОВІ ОСНОВИ ПОЖЕЖО- ТА ВИБУХОБЕЗПЕКИ
ПОТУЖНИХ ТУРБОГЕНЕРАТОРІВ ЕНЕРГОБЛОКІВ АЕС

6.1. Надійність потужних турбогенераторів і шляхи її підвищення ….. 242
6.2. Актуальність відмови від водневого охолодження турбогенераторів .. 250
6.3. Аналіз виникнення і розвитку аварії на Чорнобильській АЕС
у жовтні 1991 року ………………………………………………………. 253
6.4. Технічні можливості відмови від водневого охолодження
турбогенераторів АЕС ………………………………………………….. 260
Висновки по розділу ……………………………………………………. 266

ВИСНОВКИ………………………………………………………………. 269

ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ ………………………………………………….. 286

ДОДАТОК А. Акти впровадження та використання
результатів роботи ……………………………………………………….. 307

ДОДАТОК Б. Макетний зразок системи моніторингу технічного
стану турбогенератора за даними штатного термоконтролю …………. 314

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ

АСТГ – асинхронізований турбогенератор
АЕС – атомна електростанція
АТ – акціонерне товариство
ВРУ – відкритий розподільчий устрій
ГАЕС – гідроакумулююча електростанція
ДП – державне підприємство
ЕЕМ – енергетична електрична машина
ЕТО – електротехнічне обладнання
ЗАЕС – Запорізька атомна електростанція
КВВП – коефіцієнт використання встановленої потужності
ККД – коефіцієнт корисної дії
ММ – математичне моделювання (модель)
НАЕК – Національна атомна енергогенеруюча компанія
НДДКР – науково-дослідна й дослідно-конструкторська робота
ОЕС – об’єднана енергетична система
ОПР – оперативно-профілактичний ремонт
ПЛ – повітряна лінія електропередачі
ПС – підстанція
РАЕС – Рівненська атомна електростанція
РЕВ – Рада економічної взаємодопомоги
СК – синхронний компенсатор
СТГ – синхронний турбогенератор
ТГ – турбогенератор
ТЕС – теплова електростанція
ТО – термометр опору
ТЧЗ – температурно-часові залежності
ХАЕС – Хмельницька атомна електростанція
ШР – шунтуючий реактор
ЧАЕС – Чорнобильська атомна електростанція
ФМ – фізичне моделювання (модель)
ЮУАЕС – Южно-Українська атомна електростанція
B – магнітна індукція
a, b – розміри поперечного перерізу каналів, м
– питома теплоємність, Дж/(кгК)
cos  – коефіцієнт потужності
– діаметр, м
– площа контакту, м2
h – висота, м
I – струм, А
j – густина струму, А/м2
K, k – коефіцієнт
l – довжина, м
m, n – кількість
– число Нусельта
Р – втрати, Вт або активна потужність, Вт
р – імовірність, тиск, Па або площа перетину, м2
– число Прандтля
Q – витрата холодоагенту, м3/с або реактивна потужність, Мвар
– питомі теплові втрати, Вт/кг або тепловий потік, Вт/м2
Re – число Рейнольдса
r, , z – координати у циліндричній системі координат
Т – постійна часу або термін, годин
t – час, годин
U – напруга, В
V – об’єм, м3 або швидкість, м/с
x, y, z – координати у Декартовій системі координат
– коефіцієнт тепловіддачі, Вт/(м2К)
 – статистичне відхилення або повітряний зазор, м
 – питомий опір, Омм
– температура, К
– теплова провідність, Вт/К
– питома теплова провідність, Вт/(мК)
– магнітна проникність
 – кінематична в’язкість, м2/с
– узагальнена координата, м
– питома густина, кг/м3
 – статистичне відхилення
 – колова частота, с-1

ВСТУП

Актуальність проблеми. Україна входить у першу десятку ядерних держав світу. На чотирьох українських АЕС експлуатуються 15 реакторів російського виробництва типу ВВЕР загальною потужністю 13,835 ГВт(е). У 2010 р. на них було вироблено 89,15 млрд. кВт-годин електроенергії (47,4 % від всього виробітку в країні).
Ядерна енергетика України пройшла певні етапи свого розвитку, почи-наючи з необмеженого нарощування потужностей у 1976 - 1985 рр. до повного колапсу протягом 1986 - 1995 рр. За цей час накопичено колосальний досвід експлуатації ядерних енергетичних реакторів різних конструкцій, підготовлено висококваліфікований науково-технічний персонал. Українські енергетики мають досвід ліквідації аварії, аналогів якої не існує у світовій історії.
До 40 % інцидентів на АЕС України, пов’яза¬них із незапланованими відключеннями енергоблоків від мережі та зниженням навантаження, викликана недостатньою надійністю електротехнічного обладнання (ЕТО). Найбільша частка у недовиробітку електроенергії через електротехнічне обладнання припадає на турбогенератори (до 70 %).
Вихід з ладу будь-якої одиниці основного електротехнічного обладнання (генератор або силовий трансформатор) для ядерного реактора є раптовою втратою навантаження, що вимагає його негайного розхолодження до нижнього критичного рівня. Відповідно до Технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока такі випадки є аварійними, що пов’язано з короткочасною зміною температурного режиму активної зони. І їх кількість на весь строк експлуатації реактора обмежується (150 на весь строк експлуатації) за ресурсом конструкційних матеріалів елементів і вузлів саме активної зони.
Таким чином, низька надійність електротехнічного обладнання (особливо ТГ) на сьогодні є одним із джерел екологічної небезпеки й неефективного функціонування енергоблока в цілому.
Основними причинами недостатньої надійності основного генеруючого обладнання енергоблоків АЕС на сьогодні є:
- конструктивні недоліки устаткування;
- нештатні режими експлуатації обладнання, зокрема участь енергоблоків АЕС у маневрених режимах по реактивній потужності;
- недостатня кваліфікація експлуатаційного персоналу (людський фактор);
- неоптимальна структура енергоблоків, що не відповідає сучасним вимогам ОЕС України.
З огляду на це актуальною науковою проблемою є:
- розроблення, наукове обґрунтування та практична реалізація системного підходу щодо досліджень і оптимізації теплових процесів, принципів та методів комплексного аналізу аварійних ситуацій;
- створення технічних і технологічних заходів і схемних рішень із підвищення надійності й забезпечення штатних режимів експлуатації ТГ за рахунок впровадження сучасного менеджменту надійності, систем комплексного моніторингу та технології обслуговування й ремонту ТГ за його реальним станом.
Крім того, для АЕС важливим є забезпечення пожежо- та вибухобезпеки обладнання у машинній залі. Виконання цієї умови стосовно ТГ вимагає реалізації низки захисних заходів при наявності водневого охолодження. Найбільш радикальним рішенням може бути відмова від нього.
Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Роботу виконано відповідно до Енергетичної стратегії України на період до 2030 р. і наступних планових науково-дослідних робіт, що проводилися під керівництвом і за безпосередньою участю дисертанта: у рамках Комплексної програми наукових досліджень НАН України «Науково-технічні проблеми інтеграції енергетичної системи України в Європейську енергетичну систему («Інтеграція»)» ДР 0107U002369; у рамках Програми НАН України «Проблеми ресурсу і безпеки експлуатації конструкцій, споруд та машин («Ресурс»)» ДР 0109U007362, ДР 0104U007253; у рамках Комплексної програми прикладних досліджень НАН України «Науково-технічні та економічні проблеми забезпечення спільної роботи Об’єднаної енергетичної системи України з об’єднанням енергосистем європейських країн («Об’єднання»)» ДР 0110U004368; тема ДР 0194U017012; тема ДР 0195U108160; тема ДР 0103U008760; тема ДР 0105U001613 тощо, а також у зв’язку з виконанням госпдоговірних робіт із ДП «Завод «Електроважмаш», ПАТ «Укргідроенерго» та іншими організаціями.
Мета і завдання дослідження. Метою роботи є вирішення важливої науково-прикладної проблеми попередження аномальних і передаварійних режимів генеруючого обладнання ядерних енергетичних установок (ЯЕУ) в сучасних умовах експлуатації за допомогою створення комплексу методик діагностування дефектів й аналізу аварійних ситуацій, розроблення та обґрунтування технічних заходів, схемних рішень і практичних рекомендацій.
Реалізація цієї мети обумовила необхідність вирішення наступних наукових завдань:
1. Провести системний аналіз ролі й місця основного ЕТО у забезпеченні безпеки, надійності та ефективності ЯЕУ.
2. Визначити показники надійності обладнання з врахуванням якісних та кількісних показників впливу параметрів навантаження та умов охолодження.
3. Визначити та обґрунтувати діагностичні ознаки найбільш розповсю-джених видів термічних дефектів – закупорювання порожнистих елементарних провідників стрижнів, часткове або повне припинення охолодження обмотки, локальний перегрів сталі осердя статора. Шляхом проведення комплексу варіаційних розрахунків на розроблених математичних моделях визначити ключові параметри, що визначають тепловий стан ТГ, а також дослідити виникнення й розвиток дефектів основних елементів конструкції статора й ротора.
4. Створити методи, алгоритми і програми обробки температурної інформації, що надходить від штатної системи термоконтролю ТГ, які дозволяють оперативно визначати працездатність самої системи та виникнення термічних дефектів на ранішніх стадіях їх розвитку. Провести натурні дослідження ефективності розроблених засобів на діючому обладнанні.
5. Розробити методику та програмні засоби комплексного аналізу аварійних ситуацій, що виникають під час експлуатації ТГ. Провести тестові розрахунки аварійних ситуацій.
6. Розробити та обґрунтувати практичні рішення, спрямовані на підви-щення пожежо- та вибухобезпеки ТГ.
Об’єктом дослідження є аномальні й передаварійні режими генеруючого обладнання ЯЕУ, що обумовлені нештатними режимами експлуатації, виникненням і розвитком локальних термічних дефектів, відмовою системи охолодження ТГ.
Методи дослідження ґрунтуються на наукових положеннях теорії теплових, електромагнітних та аерогідродинамічних процесів в основному генеруючому обладнанні ЯЕУ. Дослідження теплових процесів виконується шляхом розв’язання 3-вимірних рівнянь теплопровідності методами кінцевих різниць та еквівалентних теплових схем. Чисельний аналіз поєднується із натурними дослідженнями. У роботі при розробці моделей теплових розрахунків ТГ АЕС, гідрогенераторів (ГГ) гідравлічних (ГЕС) та гідроакумулюючих (ГАЕС) електростанцій використовуються методи імітаційного моделювання, лінійних диференційних рівнянь, матричне числення, теорія експоненціальних функцій, методи планування багатофакторного експерименту, ідентифікації параметрів і регресійного аналізу.
Наукова новизна одержаних результатів.
Уперше отримано наступні результати:
1. Розроблена й обґрунтована методика діагностування технічного стану елементів ТГ, яка ґрунтується на аналізі зміни параметрів регресійних залежностей, що моделюють покази термометрів опору штатної системи термоконтролю в експлуатації, і дозволяє визначати працездатність самої системи і ідентифікувати дефекти на ранішніх стадіях їх розвитку. Відповідно до методики розроблений і реалізований у вигляді макету системи діагностування алгоритм обробки поточної інформації. Проведені дослідження макету системи на діючому обладнанні, які підтвердили його ефективність.
2. Створена та обґрунтована методика системного аналізу аварійних ситуацій, пов’язаних із відмовами генеруючого обладнання ЯЕУ, яка базується на поєднанні аналізу поточних даних штатних систем контролю, попередньої експлуатаційної інформації та математичного моделювання перебігу аварії із залученням бази знань щодо фізичних процесів і явищ. Застосування методики дозволяє визначити безпосередні причини аварій та обґрунтувати дієві заходи щодо їх уникнення у майбутньому. Обґрунтована доцільність уніфікації методики для всіх генеруючих підприємств галузі.
3. Розроблена і експериментально перевірена методика отримання температурно-часових залежностей (ТЧЗ) для елементів і вузлів ТГ шляхом квазістаціонарної зміни реактивного навантаження, що дозволяє проводити діагностичний експеримент без втручання у графік навантаження енергоблоку. Запропоновано й реалізовано алгоритм автоматизованої обробки ТЧЗ.
4. Розроблені удосконалені просторові математичні моделі теплового стану ТГ, в яких враховується виникнення циркуляційних струмів у стрижнях обмотки статора при ушкодженні ізоляції між елементарними провідниками та особливості теплообміну при виникненні двофазного режиму течії дистиляту в порожнистих провідниках стрижня. Це дозволяє моделювати виникнення й розвиток аварійних ушкоджень активних елементів ТГ.
5. Доведено, що для ТГ енергоблоків Рівненської та Хмельницької АЕС є характерним їх експлуатація в маневрених режимах по реактивній потужності, що є наслідком неоптимальної структури генеруючи потужностей ОЕС України та негативно впливає на технічний стан устаткування.
Практичне значення отриманих результатів.
1. Розроблений комплекс моделей теплового стану генеруючого облад-нання використаний у практиці проектування, виробництва та експлуатації ГГ та ТГ. Від дозволяє визначити локальні зони підвищеного нагріву, оптимізувати охолодження, мінімізувати максимальні температури та їх градієнти у сталих та перехідних режимах.
2. Проведення багатофакторного числового експерименту на математичній моделі, що відповідає реальній конструкції гідрогенератора-двигуна (ГГ-Д) Дністровської ГАЕС, дозволило розробити практичні пропозиції по оптимізації конструкції й системи охолодження ГГ-Д із дотриманням заданих технічних характеристик й прийнятних техніко-економічних витрат.
3. Отримані при безпосередній участі автора результати обробки даних автоматизованого експерименту на генеруючому обладнані ЯЕУ ВВЕР-440 Кольської АЕС передані фахівцям Кольської АЕС та ВНДІАЕС (м. Москва) і використані для оцінки стану обладнання.
4. Отримані теоретичні результати по удосконаленню методів температурної діагностики у вигляді макетного зразка комп’ютерної системи діагностики пройшли практичне апробування на діючому обладнанні ЯЕУ Кольської, Рівненської, Балаковської та Запорізької АЕС. Була доведена практична можливість отримання первинної діагностичної інформації без проведення спеціальних випробувань, тобто без втручання у диспетчерський графік навантаження енергоблоку. Система показала свою працездатність і ефективність.
5. Запропоновані та обґрунтовані методи і програмні засоби комплексного системного аналізу аварійних ситуацій, пов’язаних із відмовами основного генеруючого обладнання ЯЕУ, були використані при розслідуванні аварій на Калінінській (Росія, 1989 р.), Южно-Українській (2006 р.) та АЕС «Кайга-3» (Індія, 2007 р.). Це дозволило визначити та обґрунтувати дійсні причини порушень і розробити заходи по усуненню їх у майбутньому.
6. Результати роботи впроваджено на Державному підприємстві «Завод «Електроважмаш», у ПАТ «Укргідроенерго», у ПАТ «Міжрегіональна електроенергетична асоціація «Елта».
Особистий внесок здобувача. Основні результати дисертаційної роботи отримані автором особисто. У роботах, опублікованих у співавторстві, пошукачеві належить провідна роль у:
- розвитку наукового напрямку з інтелектуальної температурної діагности з використанням штатних засобів термоконтролю ТГ;
- розробці комплексу математичних моделей теплового стану ТГ, методів і алгоритмів обробки первинної інформації та ідентифікації дефектів;
- постановці задачі, у розроблені методики проведення досліджень і створенні комплексу програмно-технічних діагностичних засобів;
- проведенні комплексу експериментальних досліджень, обробці та аналізі їх даних, а також у впровадженні результатів досліджень.
Апробація результатів дисертації. Основні положення та результати роботи було представлено на 9 конференціях у 10 доповідях: Всесоюзн. наук.-техн. нарада «Питання проектування, дослідження та виробництва потужних турбо-, гідрогенераторів і великих електричних машин» (Ленінград, 1988), Всесоюзн. наук.-техн. нарада «Автоматизація проектування й виробництва в електромашинобудуванні» (Суздаль, 1989), Республ. семінар «Підвищення надійності електромеханічних систем у промисловості та на транспорті» (Севастополь, 1989), Республ. семінар «Удосконалення судових та автономних електричних машин» (Севастополь, 1990), XVIII. International Symposium on Cooling Electrical Machines (Brno, VUES, 1991), III Міжнародна наук.-техн. конференція «Інформаційні та керуючі системи АЕС: аспекти безпеки» (Харків, 2007), Міжнародна науково-практична конференція «Перспективи розвитку технології, ор-ганізації ремонту й підготовки ремонтного персоналу АЕС» (Одеса, 2008), ХІІ Міжнародна науково-технічна конференція «Проблеми сучасної електротехніки - 2012» (Вінниця, 2012), III Міжнародна науково-практична конференція «Підвищення безпеки та ефективності атомної енергетики» (Одеса, 2012).
Публікації. За результатами даної дисертації опубліковано 43 роботи. У їх числі 1 монографія, 30 статей у провідних фахових наукових журналах та науково-технічних збірниках, 10 у матеріалах і тезах конференцій, 1 авторське свідоцтво і 1 патент.

Список литературы

ВИСНОВКИ

Робота спрямована на вирішення важливої науково-технічної проблеми – підвищення ефективності експлуатації та екологічної безпеки основного електротехнічного обладнання, зокрема турбогенераторів, як невід’ємної складової технологічного процесу генерування електроенергії ядерними енергетичними установками АЕС. Їх надійність, енергетична ефективність та екологічна безпека визначають спроможність атомної енергетики бути безпечним, сталим, надійним, ефективним та екологічно прийнятним джерелом енергопостачання як сьогодні, так і в майбутньому.
Головною метою дисертації є розробка основ, н7аукове обґрунтування та практична реалізація системного підходу із досліджень, аналізу й оптимізації фізичних процесів, створення принципів та методів комплексного аналізу аварійних ситуацій (методичних, програмних, інструментальних), технічних і технологічних заходів, схемних рішень із підвищення безпеки й надійності, забезпечення ефективних режимів експлуатації генеруючого обладнання. Розроблення ефективних методів моніторингу і діагностики стану обладнання є необхідною умовою впровадження сучасного менеджменту надійністю та технології його обслуговування й ремонту за реальним технічним станом.
Основні наукові результати і висновки дисертаційної роботи полягають у наступному:
1. Доведено, що значна частина інцидентів на АЕС України (від 30 до
70 %), пов'язаних з незапланованими відключеннями енергоблоків від мережі і зниженням навантаження, викликана недостатньою надійністю електро¬технічного обладнання. Зокрема, найбільша частка в причинах недовиробітку електроенергії через електротехнічне обладнання припадає на турбогенератори (до 70 - 80 %), пристрої релейного захисту і автоматики (до 15 %), вимірювальні трансформатори (до 7,5 %), електропривод (5,8 %) і силові трансформатори (до 2,5 %). Самим ненадійним елементом в технологічному ланцюжку «реактор - турбіна - турбогенератор - трансформатор» на сьогодні є турбогенератор.
Встановлено, що із всіх турбогенераторів, що сьогодні експлуатуються у складі енергоблоків АЕС України, найбільш ненадійними є турбогенератори типу ТВВ-1000-2У3 виробництва АТ «Електросила» (Росія) потужністю
1000 МВт (Рівненська АЕС – енергоблоки № 3 і № 4, Хмельницька АЕС – енергоблоки № 1 і № 2, Южно-Українська АЕС – енергоблок № 3, всього 5 од.).
Питома пошкоджуваність турбогенераторів цього типу за останні п'ять років складає 0,476 пошкодження на генераторо-рік експлуатації, що в 9,5 разів перевищує аналогічний показник турбогенераторів у чотириполюсному виконанні типу ТВВ-1000-4У3 (0,05), і в 2,38 рази турбогенераторів потужністю
220 МВт типу ТВВ-220-2У3 (0,2) (Рівненська АЕС – енергоблоки № 1 і № 2). За цей час недовиробіток електроенергії через вимушені зупинки енергоблоків, причиною яких були відмови турбогенераторів ТВВ-1000-2У3, склав
5754,158 млн. кВт-годин (161,1 млн. $ при собівартості 1 кВт-години 2,8 USc ).
Усереднені показники надійності по всіх генераторах складають:
- середнє напрацювання на відмову 17460 годин;
- середній коефіцієнт готовності 0,964.
Із п’яти машин показники лише однієї (Хмельницька АЕС – енергоблок № 1) відповідають вимогам ГОСТ 533-2000.
Кожен вихід з ладу турбогенератора для ядерного реактора є раптовою втратою навантаження, що вимагає його негайного розхолоджування до нижнього критичного рівня. Такі режими є аварійними і призводять до передчасного вичерпання ресурсу конструктивних елементів активної зони реактора, що пов'язане з короткочасною зміною її температурного режиму. Відповідно до Технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока їх кількість на весь термін експлуатації реактора обмежена – не більше 150.
Низька надійність електротехнічного обладнання енергоблоків АЕС на сьогодні є причиною прискореного спрацювання ресурсу устаткування і додатковим джерелом небезпеки та неефективного функціонування енергоблока в цілому.
2. Встановлено, що електротехнічне устаткування енергоблоків АЕС України вимушено експлуатується у позаштатних маневрених режимах. Зокрема, турбогенератори енергоблоків Хмельницької та Рівненської АЕС використовуються для регулювання перетоків надлишків реактивної потужності, що генеруються протяжними лініями електропередачі напругою 330 та 750 кВ, і працюють із підвищеною напругою на затискачах обмотки статора та коефіцієнтом потужності на рівні 0,98 - 1,0, в той час як номінальним значенням для них є 0,9. Перевищення напруги на ВРУ станцій досягає 10 % для 750 кВ і 18 % для
330 кВ, що негативно вливає на стан обладнання та знизує його експлуатаційний ресурс.
3. Для нормалізації напруги на шинах електростанцій та у вивідних ПЛ західного регіону запропоновано при реконструкції енергоблоків Рівненської АЕС замість синхронних турбогенераторів ТВВ-220-2АУ3, що відпрацювали свій розрахунковий ресурс, встановити турбогенератори спеціальних типів двовісного збудження (асинхронізованих, подовжньо-поперечного збудження) тієї ж потужності з повністю повітряним охолодженням.
4. Обґрунтовано, що оптимізація структури генеруючих потужностей Об’єднаної енергосистеми України в плані збільшення частки маневрених та пікових потужностей на сьогодні є необхідною і достатньою передумовою сталого функціонування й подальшого розвитку, підвищення безпеки, надійності та енерго-екологічної ефективності української атомної енергетики.
Найбільш ефективними в цьому сенсі є потужності ГЕС і ГАЕС, термін набору повної потужності яких із зупиненого стану не перевищує 1-2 хвилини. Розташування ГЕС і ГАЕС неподалік від АЕС і забезпечення надійних системних зв’язків між ними дозволить підвищити безпеку, надійність та ефективність експлуатації останніх. До того ж ГЕС і ГАЕС в такому випадку є додатковим надійним резервом аварійного живлення власних потреб АЕС.
В цьому сенсі першочерговою задачею для підвищення сталої, безпечної та ефективної роботи АЕС та ОЕС в цілому є добудова й пуск в експлуатацію Дністровської та Ташлицької ГАЕС.
5. Запропоновано на перспективу ядерний енергоблок створювати на основі потужного реактора та двох паралельних ланцюгів перетворення теплової енергії в електричну, кожен з яких розрахований на половину електричної потужності реактора (дубль-блок). Блок включає два паралельно працюючих турбогенератори з повітряним охолодженням, один з яких – асинхронізованого типу. Наведені розрахунки надійності такого дубль-блока. Доведено, що такий блок матиме показники надійності вищі, ніж у теперішніх ВВЕР-1000 з турбогенераторами типу ТВВ-1000-2У3. Так коефіцієнт готовності для дубль-блока при повному навантаженні складатиме 0,966, а при половинному – 0,991. В той час енергоблоки із турбогенераторами ТВВ-1000-2У3 сьогодні мають середній коефіцієнт готовності 0,89, і реальний коефіцієнт аварійності (КА = 1 – КГ = 0,11) в 6,5 разів перевищує проектний показник (0,017).
Застосування двох паралельних ланцюгів половинної потужності дозволяє, з одного боку, проводити ремонтні роботи по кожному з них незалежно від іншого без зупинки реактора. З іншого, при виникненні аварій у тепловій або електротехнічній частині будь-якого ланцюга виключається необхідність глибокого розхолодження реактора до нижнього критичного рівня, достатньо лише зменшення наполовину його потужності. Тим самим створюються умови для впровадження для останнього подовженого паливного циклу, що в сумі сприятиме підвищенню коефіцієнта використання встановленої потужності енергоблока.
Паралельна робота асинхронізованого та синхронного турбогенераторів вирішує проблему забезпечення сталої, надійної та ефективної роботи станції та енергосистеми в цілому шляхом регулювання перетоків реактивної потужності, підвищує надійність та якість енергозабезпечення споживачів.
Обґрунтована доцільність проведення всебічних досліджень щодо рівня одиничної потужності, безпеки та надійності нових енергоблоків АЕС, що мають бути створені у рамках виконання Енергетичної стратегії України на період до 2030 р.
6. Визначені основні задачі моделювання фізичних процесів в активних елементах конструкції потужної електричної машини. Сучасний рівень досягнень в області забезпечення високих показників надійності потужних енергетичних електричних машин в значній мірі спирається на фундаментальні і прикладні дослідження фізичних полів і процесів при проектуванні, виготовленні і експлуатації таких машин.
Наголошено, що досягнення в області моделювання фізичних процесів в елементах і вузлах енергетичної електричної машини мають загальний характер поза залежністю від її типу й конструктивних особливостей. Побудова математичних моделей об'єктів базується на системах диференціальних рівнянь в частинних похідних, у тому числі рівнянь квазістаціонарного поля Максвела для елементів з кінцевими границями, рівнянь Фур'є - Пуансона для нестаціонарних процесів теплопередачі в багатозв'язкових областях з внутрішнім тепловиділенням і різними формами теплообміну на граничних поверхнях.
Розроблені моделі фізичних явищ в статорах машин при проектуванні перспективних високоманеврених агрегатів мають використовуватися для розробки систем інформаційного забезпечення, систем експлуатаційного моніторингу технічного стану машини, які повинні визначати початковий розвиток деградаційних процесів, стежити за розвитком цих процесів в часі і розраховувати залишковий ресурс на базі моделей технологічного прогнозу.
7. Відзначено, що основним напрямком розвитку математичних моделей теплових процесів є вирішення проблеми радикального підвищення ресурсних характеристик машин шляхом оптимізації їхніх систем охолодження. Дослідження таких систем для потужних турбогенераторів визначає можливість істотного зменшення коливань температури механічно пов’язаних елементів конструкції при зміні навантажень з метою суттєвого зменшення термомеханічних навантажень і деформацій.
Використання математичного і фізичного моделювання в системі життєвого циклу енергетичних електричних машин ефективно у напрямі комплексного моніторингу технічного стану машин для підвищення їх надійності.
8. Розв’язані просторові краєві задачі теплообміну (теплопровідності) для активних елементів, вузлів і всієї потужної електричної машини в цілому. Розв’язання здійснено за допомогою чисельних методів (метод кінцевих різниць). Розроблено ефективні методики, розрахункові алгоритми і програми розрахунку температурних полів в активних і конструктивних вузлах й елементах електричної машини. Достовірність застосованих підходів, припущень і методів, отриманих рішень підтверджена експериментальними дослідженнями на натурних об’єктах. Результати розрахунків температурних полів статора і ротора в стаціонарному режимі навантаження машини відрізняються від даних експериментальних досліджень, як правило, не більше, ніж на 5 - 10 %.
В розроблених моделях коректно враховані існуючі нерівномірності теплових втрат в активних елементах і вузлах конструкції, а також умов охолодження. А саме:
- нерівномірність розподілу втрат в елементарних провідниках по висоті стрижня обмотки статора, що пов’язана із ефектом витіснення струму та наявністю циркуляційного струму в стрижні і враховується введенням додаткових відповідних коефіцієнтів; вирішенням зворотної теплової задачі для стрижня статора турбогенератора потужністю 1000 МВт отриманий сумарний коефіцієнт додаткових втрат у стрижні, що склав для верхнього стрижня – 2,78, для нижнього – 1,308; тобто, при проведенні розрахунків можна вважати, що додаткові втрати від наведених явищ між верхніми і нижніми стрижнями обмотки статора розподіляються у співвідношенні 2 : 1;
- нерівномірність втрат в сталі середніх і крайніх пакетів осердя статора; розподіл втрат у крайніх пакетах осердя статора в радіальному напрямку описується експонентними залежностями, параметри яких визначалися із експериментальних досліджень, і які враховують підвищене виділення втрат у коронці й основі зубця та над дном паза, а також деяке зростання втрат у місцях посадки сегментів заліза на стяжні призми;
- вперше було здійснено спробу враховувати при розрахунку нагрівів активних елементів і вузлів статора потужного турбогенератора із рідинним охолодженням обмотки перехід режиму течії холодоагенту в порожнистих елементарних провідниках до поверхневого, бульбашкового та плівкового кипіння, що на практиці може виникати в аварійних ситуаціях, пов’язаних із порушенням охолодження обмотки, локальним збільшенням втрат тощо;
- за допомогою апроксимуючих функцій адекватно змодельована залежність теплофізичних характеристик конструкційних матеріалів і середовищ від температури.
Комплекс розрахунків показань термометрів опору штатної системи термоконтролю, що контролюють температуру стрижнів обмотки та сталь осердя статора при моделюванні виникнення та розвитку різних видів термодефектів (закупорювання порожнистих провідників стрижнів обмотки, локальне підвищення втрат в сталі пакетів осердя статора тощо) засвідчив, що існуючі штатні системи контролю теплового стану машини не дозволять своєчасно виявляти термодефекти. Показання термометрів визначаються їх розташуванням відносно термодефекту і в цьому сенсі мають імовірнісний характер. На практиці видача сигналу про перевищення граничних значень температури означає, що термодефект набув погрозливого розвитку і машину треба негайно зупиняти.
Значення максимальної температури та її розташування для конкретного режиму навантаження можуть бути визначені шляхом адекватного моделювання процесу теплообміну із використанням реальних показань термометрів опору штатної системи термоконтролю для цього ж таки режиму.
Проведені роботи дозволяють створити та реалізувати у вигляді програмних комплексів системи інтелектуалізованої обробки температурної інформації, що надходить від штатних засобів контролю турбогенератора. Це забезпечуватиме ефективність контролю й моніторингу технічного стану машини, попередження та запобігання виникнення важких аварій, управління її технічним станом.
9. Розроблено наукові основи методики аналізу аварійних ситуації в потужній електричній машині, що дозволяє визначити дійсні причини виникнення та розвитку пошкоджень в експлуатації і включає:
- аналіз попередньої експлуатаційної інформації – режими експлуатації, перелік замінених вузлів і обсяг проведених ремонтних робіт;
- аналіз оперативної експлуатаційної інформації від штатних систем контролю безпосередньо перед виникненням аварії;
- моделювання процесу виникнення та розвитку пошкодження.
Розроблену методику було використано під час розслідування аварії 26 серпня 2007 року на турбогенераторі типу ТГВ-250ПТ3 енергоблока АЕС «Кайга-3» (Індія).
Було проведено аналіз оперативної інформації та розроблено математичну модель теплового стану турбогенератора типу ТГВ-250ПТ3 під час аварії. У математичній моделі було враховано конструктивні особливості машини та наявну схему циркуляції холодоагентів – водню по каналах в осерді статора та порожнистих провідниках обмотки ротора і дистиляту в порожнистих провідниках стрижнів обмотки статора. Розглядалася польова задача спільного розрахунку тривимірного температурного поля для сектора половинної довжини осердя та обмотки статора і ротора. Розрахункову схему було обрано для половини зубцевого (пазового) ділення статора та чверті перерізу ротора. Враховувався підігрів холодоагентів при проходженні по тракту охолодження.
Втрати і умови охолодження для кожного режиму адекватно перераховано відповідно до зафіксованих системою контролю параметрів навантаження, тиску водню в корпусі генератора, витрат дистиляту.
Проведені розрахунки теплового стану елементів вузлів статора і ротора турбогенератора засвідчили, що при нормальній роботі систем охолодження в номінальному режимі навантаження максимум нагрівів спостерігається в обмотці ротора – 98,9 °С (температура холодного водню 40 °С) у центральній зоні ротора. Максимальна температура верхніх стрижнів обмотки статора при цьому сягає 81,1 °С (температура холодного дистиляту 40 °С), дистиляту на зливі з нижнього стрижня – 53,0, верхнього – 58,7 °С, сталі осердя статора – 72,8 °С, сталі поковки ротора – 87,6 °С.
Встановлено, що безпосередньою причиною пошкодження обмотки статора турбогенератора була втрата охолодження – раптове падіння витрати дистиляту через обмотку зі 54 до 3 - 5 м3 /годину з одночасним поступовим зниженням тиску водню в корпусі статора з 0,45 до 0,19 МПа.
Як було отримано з розрахунків, температура дистиляту при цьому на виході з верхнього стрижня обмотки досягла точки кипіння – 121,7 і 185,3 °С, а температура стрижня – 145,6 і 212,6 °С при витраті дистиляту у 5 і 3 м3 /годину, відповідно.
Режим течії дистиляту в порожнистих провідниках стрижня обмотки став двофазним, коли в каналах одночасно присутні рідина і водяна пара, із тенденцією розповсюдження по всій обмотці. Інтенсивність відведення тепла (коефіцієнт тепловіддачі) від порожнистих елементарних провідників знизилася більш, ніж в чотири рази, максимальна температура верхнього стрижня зросла до 356 °С на стороні турбіни.
Визначено, що при такій температурі ресурс ізоляції (час, протягом якого ізоляція руйнується внаслідок теплового старіння) в 107 разів менший, ніж при температурі 75 °С, і складає лише 1,63 години (при 75 °С – 19,6∙106 годин).
В той же час суттєвий вплив на процес руйнування ізоляції мали циклічні знакозмінні навантаження електричного, механічного і термомеханічного характеру, що виникали під дією вібрацій різного походження, у тому числі в перехідних режимах (в розглянутому випадку – чисельні несинхронні включення турбогенератора в мережу тощо). Сполучення високої температури ізоляції із циклічними знакозмінними навантаженнями електричного, механічного і термомеханічного характеру в умовах підвищеної вібрації призвело до її руйнування і пробою на «землю» на стороні турбіни.
Встановлено. що невідкладна зупинка генератора зразу ж при виникненні порушення циркуляції дистиляту в обмотці статора (відповідно до нормативної документації) дозволила би уникнути аварії, суттєво зменшило би величину її матеріальних збитків. Чого не було зроблено оперативним персоналом станції.
Результати комп’ютерного моделювання та аналізу перебігу аварії були детально обговорені, схвалені та підтримані на двох науково-технічних семінарах спеціалістів ІПБ АЕС НАНУ та ДП «Завод «Електроважмаш».
Отримані результати були надані індійській стороні при розслідуванні причин аварії. Представники компанії – власника електростанції – погодилися із наведеними аргументами. Що дозволило українській стороні уникнути судових переслідувань і заощадити 37 млн. US$.
10. Відзначено, що генератор-двигун типу СВО 1255/255-40 УХЛ4, спроектований та виготовлений українськими спеціалістами ДП «Завод «Електроважмаш», на сьогодні є найпотужнішою машиною подібного типу в Європі і другою у світі, і, безумовно, є досягненням українського електромашинобудування. Змонтовано і у грудні 2009 року пущено в експлуатацію перший агрегат Дністровської ГАЕС. Сьогодні він проходить етап освоєння потужності.
Генератор-двигун типу СВО 1255/255-40 УХЛ4 є першим із серії з семи машин, що мають працювати на електростанції. За результатами його дослідно-промислової експлуатації мають бути розроблені пропозиції й технічні рішення, спрямовані на підвищення його безпеки, надійності та навантажувальної здатності, що реалізовуватимуться під час проектування й виготовлення наступних машин. Це вимагає проведення комплексу науково-дослідних робіт щодо аналізу досвіду його експлуатації, ефективності реалізованих технічних рішень, вивчення електромагнітних, теплових та термомеханічних процесів, впливу режимів навантаження на технічний стан машини.
Добудова Дністровської ГАЕС потужністю 2268 МВт (у генераторному режимі) та ПЛ 330 кВ від Новодністровська до ПС «Вінницька» дозволить вирішити проблему дефіциту маневрених потужностей в ОЕС України та забезпечення штатних режимів експлуатації електротехнічного обладнання енергоблоків Рівненської та Хмельницької АЕС, підвищення надійності та енерго-екологічної ефективності їх експлуатації.
Розроблено алгоритм та створено математичну модель теплових процесів у статорі й роторі гідрогенератора-двигуна типу СВО 1255/255-40 УХЛ4, що дозволяє визначати максимальні температури активних елементів та їх розташування у машині.
Адекватність розробленої моделі підтверджена даними експериментальних досліджень на діючому агрегаті. Розбіжність між експериментальними та розрахунковими температурами не перевищує 10 %.
Установлено, що у двигунному режимі при номінальному навантаженні та температурі холодного повітря 35 С максимум температур спостерігається у верхніх стрижнях обмотки статора в центральній частині осердя статора –
108,6 С. Температура лобових частин обмотки статора при цьому досягає у верхній частині статора 80,0 С, у нижній – 77,9 С. Обмотка полюса ротора має максимум у 85,6 С, сталь осердя статора – 89,4 С, сталь башмака полюса ротора – 78,7 С. Максимум температури охолоджуючого повітря спостерігається у радіальних вентиляційних каналах осердя статора в зоні ярма і сягає 65,8 С. До газоохолоджувачів після змішування з повітрям із зони лобових частин холодоагент потрапляє з температурою 63,2 С.
У двигунному режимі при номінальному навантаженні та температурі холодного повітря 35 С максимум температур спостерігається у верхніх стрижнях обмотки статора в центральній частині осердя статора – 95,3 С. Температура лобових частин обмотки статора при цьому досягає у верхній частині статора 70,3 С, у нижній – 68,6 С. Обмотка полюса ротора має максимум у
87,9 С, сталь осердя статора – 82,6 С, сталь башмака полюса ротора – 75,0 С. Максимум температури охолоджуючого повітря спостерігається у радіальних вентиляційних каналах осердя статора в зоні ярма і сягає 63,5 С. До газоохолоджувачів після змішування із повітрям із зони лобових частин холодоагент потрапляє із температурою 61,0 С.
Тобто, при номінальному навантаженні і у генераторному, і у двигунному режимах максимальні температури активних елементів статора і ротора не перевищують граничних значень, обумовлених Керівництвом з експлуатації:
- для обмотки й сталі осердя статора – 120 С;
- для обмотки ротора – 130 С.
Проаналізовано характер перебігу теплообмінних процесів у машині. Установлено, що всі теплові втрати в міді обмотки статора, де спостерігаються максимальні температури, відводяться до холодоагенту (повітря) через головну корпусну ізоляцію. І увесь обсяг головної ізоляції обмотки статора є тепловим бар’єром, що погіршує ефективність системи охолодження й обмежує робочу потужність машини, погіршує її ККД.
Підвищення інтегральної теплопровідності головної корпусної ізоляції може бути досягнуто двома шляхами:
- зменшенням товщини ізоляції;
- підвищенням її питомої теплопровідності.
Перший шлях передбачає наявність нових матеріалів із підвищеною діелектричною міцністю і в сучасних умовах неможливий. Другий – застосування ізоляції із підвищеної теплопровідністю – є більш доцільним і для нього існують необхідні умови.
Спільно із фахівцями ДП «Завод «Електроважмаш» запропоновано й обґрунтовано доцільність використання наномодифікуючих домішок для створення високотеплопровідних систем корпусної ізоляції для статорів потужних турбо- і гідрогенераторів з повним повітряним охолодженням, як необхідної умови забезпечення їх пожежо- і вибухобезпеки та ефективності експлуатації, в першу чергу, блоків АЕС.
З метою визначення кількісних показників впливу коефіцієнта теплопровідності головної ізоляції обмотки статора проведено розрахунки нагріву основних елементів обмотки статора гідрогенератора-двигуна.
Установлено, що при застосуванні системи ізоляції типу Micadur, що має питому теплопровідність на рівні 0,45 - 0,55 Вт/(мК) на відміну від теперішніх 0,2 - 0,3 Вт/(мК), максимальні температури обмотки статора можуть бути знижені майже на 22 С (понад 18 %) із збереженням геометричних розмірів і без втрати діелектричної стійкості ізоляції. Перепад температури по товщині ізоляції стрижня обмотки при цьому може бути знижений на понад 20 С (на 60 %).
Зниження робочої температури дозволяє подовжити ресурс ізоляції, покращити термомеханічні умови її експлуатації, підвищити навантажувальну здатність та маневрені можливості агрегату в цілому (в тому числі у режимах із споживанням реактивної потужності). Зокрема, навантаження у двигунному режимі може бути підвищене на 20 % із збереженням існуючих рівнів максимальних нагрівів.
11. Розвинені і узагальнені теоретичні основи температурно-часових залежностей електричної машини. Доведено, що криві нагріву (охолодження) елементів і вузлів електричної машини являють собою суму безкінечного ряду одноекспонентних кривих, що збігається. При обмеженні кількості членів ряду похибка (залишок ряду) за абсолютною величиною асимптотично експоненціально прагне до нуля з показником, який дорівнює показнику останнього члена ряду, що враховується.
Розроблено методи, алгоритми і програмні засоби апроксимації експериментальних температурно-часових залежностей активних елементів і вузлів електричної машини, отриманих на діючому обладнанні, експоненціальним рядом із трьох експонент.
Апроксимація ТЧЗ здійснюється шляхом визначення мінімуму цільової функції, що є сумою квадратів відхилень залежності, яка апроксимується, і функції, що її апроксимує, параметрами якої є коефіцієнти експоненціального ряду. Що дозволяє автоматизувати процес обробки ТЧЗ, виключити вплив людського фактору.
Визначення найбільшої постійної часу (зворотна величина показника росту першого члена апроксимуючого ряду) та першої похідної в момент початку перехідного процесу(при ) дозволяє виявляти зміни інтенсивності тепловідводу й місцевих теплових втрат конкретної зони. Спільний аналіз цих двох параметрів дозволяє виявити термодефект та ідентифікувати його причину.
Експериментально доведено та обґрунтовано, що ТЧЗ для елементів і вузлів турбогенераторів енергоблоків АЕС можуть бути отримані на діючому обладнанні без втручання в диспетчерський графік активного навантаження.
Експеримент проводився в реальних умовах експлуатації на Рівненській та Кольській АЕС при безпосередній участі автора дисертації на турбогенераторах ТВВ-220-2АУ3 при накиданні та скиданні реактивної потужності квазістрибкоподібною зміною струму збудження в межах 20 - 60 % від вихідного значення. Були отримані ТЧЗ основних елементів конструкції турбогенератора: стяжних ребер, осердя, стрижнів статора та ін.
Установлено, що на регулярній ділянці постійні часу нагріву стрижнів обмотки знаходяться в межах 104 - 138 с, осердя статора – 450 - 850 с, водню системи охолодження – близько 2200 с, дистиляту обмотки статора – 5100 с.
12. Розроблено і науково обґрунтовано метод діагностики термічних дефектів електричної машини, що полягає у цілеспрямованій обробці інформації, яка надходить від штатної системи термоконтролю. В результаті для кожного термометра опору, що контролює температуру тієї або іншої активної зони машини, розраховується регресійна залежність, яка моделює його показання в залежності від режиму навантаження (струм, напруга тощо) і температур холодоагентів (водень, дистилят). Діагностичними параметрами є коефіцієнти цих залежностей. Для кожного термометра отримуємо певний набір коефіцієнтів для даного моменту часу. Слідкуючи за зміною коефіцієнтів протягом часу, можна виявити появу та розвиток термічних дефектів (погіршення охолодження, підвищення локальних теплових втрат.
На відміну від теперішнього допускового контролю запропонований метод дозволяє визначати працездатність штатної системи термоконтролю як в цілому, так і окремих термометрів опору, виявляти відхилення технічного стану машини на ранніх стадіях розвитку дефекту, оцінювати ступінь небезпеки та прогнозувати подальший його розвиток, тим самим визначаючи локальний залишковий ресурс.
До того ж для застосування розробленого методу нема необхідності у проведенні спеціальних діагностичних експериментів. Уся необхідна первинна інформація може бути отримана а автоматичному режимі за допомогою штатної системи АСУ ТП енергоблока без втручання у графік навантаження машини за рахунок природних коливань протягом доби параметрів навантаження, температур холодоагентів тощо.
Ефективність методу було перевірено на математичній моделі теплового стану стрижня обмотки потужного турбогенератора при порушенні циркуляції холодоагенту в ньому. Доведено, що чутливість коефіцієнтів регресійних залежностей до порушень охолодження стрижня у 15 разів вища, ніж у термометра опору, який контролює його температуру.
Розроблено алгоритм реалізації і макетний зразок системи, що реалізує запропонований метод. Працездатність та ефективність системи була перевірена на діючому агрегаті Рівненської АЕС № 3 під час його пуску після проведення чергового планово-попереджувального ремонту. Виявлено 3 термометри опору, показання яких внаслідок великого розкиду показань було визнано недостовірними і їх було виключено з подальшої обробки. Занепокоєння викликає стан верхнього стрижня в 35-ому пазу (35В) і нижнього стрижня в 39 пазу (39Н), регресійні моделі для яких відрізняються зменшеними в порівнянні з іншими термометрами значеннями коефіцієнтів при температурі дистиляту на вході в обмотку. Поясненням цього може бути погіршення теплового контакту між відповідним термометром і стрижнем або зменшення витрати дистиляту через перетин відповідного стрижня.
13. Визначено, що додатковою причиною пожежної та вибухової небезпеки енергоблоків АЕС є наявність водню у системах охолодження турбогенераторів. Крім того, ускладнення конструкції та наявність допоміжних систем, пов’язаних із забезпеченням водневого охолодження, неодмінно призводять до зниження надійності машини в цілому.
Забезпечення пожежо- та вибухобезпеки турбогенераторів енергоблоків АЕС вимагає реалізації низки захисних заходів при наявності водневого охолодження, але найбільш радикально може бути здійснено шляхом відмови від нього.
Запропоновано в обов’язковому порядку турбогенератори, що мають водневу систему охолодження, оснащувати системами аварійного (форсованого) викидання водню із корпусу статора, головне призначення яких – термінове видалення за межі машинної зали водню із корпусу машини у разі виникнення загрози аварії із можливим порушенням його герметичності.
Відзначено, що якби такою системою свого часу було оснащено турбогенератори Чорнобильської АЕС, то не виникло би масштабної руйнівної аварії у жовтні 1991 року на турбогенераторі № 4. І Чорнобильська АЕС, можливо, експлуатувалася би і понині.
На сьогодні досягнення в галузі створення турбогенераторів великої потужності з безпосереднім охолодженням обмоток та активної сталі воднем і водою відкрили можливості для удосконалення конструкції турбогенераторів із повітряним і повітряно-водяним охолодженням на основі накопиченого досвіду застосування найбільш ефективних схем безпосереднього охолодження, термореактивної корпусної ізоляції, електротехнічної сталі із зменшеними питомими втратами, сучасних конструктивних матеріалів. У світі вже накопичений деякий досвід створення турбогенераторів із безпосереднім повітряним охолодженням в діапазоні потужностей до 650 МВА.
Фахівцями ДП «Завод «Електроважмаш» розроблено серію турбогенераторів з повітряним охолодженням одиничною потужністю від 150 до 400 МВА, відмінністю яких є:
- підвищений коефіцієнт готовності 0,997 - 0,998;
- спрощені умови експлуатації та ремонту, скорочення терміну проведення та зниження вартості ремонтних робіт;
- підвищена вибухо- та пожежобезпечність;
- спрощеність конструкції;
- полегшення процедур автоматизації та діагностування стану машини;
- підвищена маневреність;
- відсутність масляних ущільнень вала;
- відсутність інших систем охолодження (водневого та водяного) та маслозабезпечення ущільнень вала.
Серія має в собі також варіанти машин із поздовжньо-поперечним збудженням, що дозволяє вирішити проблеми компенсації надлишків реактивної потужності в ОЕС України та забезпечення штатних режимів експлуатації турбогенераторів енергоблоків АЕС.
Відзначено, що нова серія спроектована з урахуванням можливості їх установлення на фундаменти машин аналогічної потужності з водневим та воднево-водяним охолодженням, які відпрацювали свій розрахунковий ресурс, зокрема турбогенераторів типу ТВВ-220-2АУ3 енергоблоків № 1 і № 2 Рівненської АЕС.
14. Розроблені та запропоновані автором наукові методи та технічні заходи щодо підвищення ефективності експлуатації та екологічної безпеки основного електротехнічного обладнання, зокрема турбогенераторів, пройшли перевірку при безпосередній участі дисертанта на діючих турбогенераторах потужністю 200, 220, 800 та 1000 МВт Кольської, Рівненської, Запорізької та Балаковської АЕС, Бурштинської, Рязанської та Змієвської ТЕС.

ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ

1. Абрамов А.И. Расчет и конструкция гидрогенераторов / А.И. Абрамов, А.В. Иванов-Смоленский. – М.: Высшая школа, 1964. – 260 с.
2. Аврух В.Ю. Обеспечение надежности бандажного узла ротора / В.Ю. Аврух // Электрические станции. – 2006. – № 2. – 57-67.
3. Аврух В.Ю. Теплогидравлические процессы в трубо-и гидрогенераторах / В.Ю. Аврух, Л.А. Дугинов. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 208 с.
4. Автоматизация энергоблоков АЭС / Ю.В. Нестеров, Ю.А. Радин, Н.И. Давыдов [и др.] // Электрические станции. – 2006. – № 6. – С. 43-51.
5. Азбукин Ю.И. Модернизация турбогенераторов / Ю.И. Азбукин,
В.Ю. Аврух. – М.: Энергия, 1980. – 232 с.
6. Азбукин Ю.И. Повышение эффективности эксплуатации турбогенераторов / Ю.И. Азбукин. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 80 с. – (Сер. Библиотека электромонтера; вып. 554).
7. Алексеев Б.А. Зарубежные турбогенераторы предельных мощностей / Б.А. Алексеев // Энергохозяйство за рубежом. Приложение к журналу «Электрические станции». – 1977. – № 5. – С. 1-6.
8. Алексеев Б.А. Определение состояний (диагностика) крупных гидрогенераторов / Б.А. Алексеев. – М.: НЦ ЭНАС, 1998. – 144 с.
9. Алексеев Б.А. Определение состояний (диагностика) крупных турбогенераторов / Б.А. Алексеев. – М.: НЦ ЭНАС, 1997. – 144 с.
10. Асмолов В.Г. Безопасность ядерной энергетики: настоящее и будущее / В.Г. Асмолов, В.А. Сидоренко // Атомная энергия. – 2004. – т. 96, вып. 1. –
С. 3-23.
11. Барило В.В., Голоднова О.С. О комплексном подходе к оценке эффективности и выбору вариантов модернизации энергооборудования (на примере турбогенераторов) / В.В. Барило, О.С. Голоднова // Электро. – 2007. – № 4. –
С. 46-50.
12. Белов В.С. Диагностика режимов работы турбогенераторов и их систем охлаждения / В.С. Белов, А.Г. Золотых, К.С. Лобанов // Электрические станции. – 2007. – № 12. – С. 61-65.
13. Борисенко А.И. Аэродинамика и теплопередача в электрических машинах / А.И. Борисенко, В.Г. Данько, А.И. Яковлев. – М.: Энергия, 1974. – 560 с.
14. Борисенко А.И. Охлаждение промышленных электрических машин / А.И. Борисенко, О.Н. Костиков, А.И. Яковлев. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 296 с.
15. Ботов С.В. Мониторинг, диагностика и управление остаточным ресурсом комплекса высоковольтного энергетического оборудования / С.В. Ботов, В.А. Русов, С.И. Белов // Электро. – 2011. – № 4. – С. 49-52.
16. Браилов В.П. Исследование сравнительной экономической эффективности новых АЭС и КЭС на угле / В.П. Браилов, Е.И. Шаров, В.С. Шульгина // Известия РАН. Энергетика. – 2008. – № 5. – С. 19-26.
17. Бугаенко С.Е. Управление сроком службы атомных станций / С.Е. Бугаенко, А.И. Аржаев, С.В. Европин, В.А. Савченко // Атомная энергия. – 2002. – Т. 92, вып. 4. – С. 255-261.
18. Васильев В.С. Модернизация турбогенераторов – опыт и перспективы / В.С. Васильев, В.И. Иогансен // Сб. «Электросила». – 2004. – № 43. – С. 18-24.
19. Веселов Ф.В. Построение и использование моделей линейного программирования в задачах развития энергетики / Ф.В. Веселов, А.Е. Курилов, А.А. Хоршев // Сб. тр. Конф. «Моделирование-2006». 16-18 мая 2006 г. – К.: Ин-т проблем моделирования в энергетике НАН Украины, 2006. – С. 147-152.
20. Внесок ДП завод «Електроважмаш» у створення першого оборотного гідрогенератора-двигуна для Ташлицької ГАЕС / В.І. Чередник, О.П. Грубой, І.Я. Черемісов [та ін.] // Енергетика та електрифікація. – 2006. – № 8. – С. 82-88.
21. Воеводский Ю.Р. Ан