Влияние экстремально низких температур на эксплуатационную надёжность электрооборудования тепловых электростанций

Введение

Для тепловых электростанций (ТЭС), работающих в регионах с резко континентальным климатом, зима — самое напряжённое время года. В период похолоданий одновременно растут электрическая и тепловая нагрузки, а резерв мощности сокращается. Отказ блочного трансформатора, выключателя или двигателя питательного насоса в такие дни означает не только недоотпуск электроэнергии, но и прямую угрозу теплоснабжению города. Для Казахстана, где теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) остаются основой энергоснабжения крупных городов, вопрос зимней надёжности давно вышел за пределы сугубо технической проблемы и приобрёл социальное измерение.

Электрооборудование ТЭС размещается в очень разных условиях. Часть его находится в отапливаемых помещениях главного корпуса, часть — на открытых распределительных устройствах, в неотапливаемых галереях топливоподачи, насосных станциях и на площадках мазутного хозяйства. При резком понижении температуры воздуха материалы ведут себя неодинаково: полимерная изоляция теряет эластичность, масла и смазки густеют, элегаз приближается к точке насыщения, а электроника выходит за границы паспортного диапазона. Отказ редко вызывается одной причиной. Как правило, он складывается из нескольких неблагоприятных факторов, совпавших по времени.

Отсюда вытекает проблема исследования: несмотря на обширную практику зимней эксплуатации, сведения о поведении отдельных видов электрооборудования при сильных морозах рассредоточены по работам разного профиля – от теплоэнергетики до электромеханики и микроэлектроники – и редко рассматриваются применительно к электростанции как единому объекту. Цель работы – систематизировать механизмы воздействия экстремально низких температур на основные виды электрооборудования ТЭС и обосновать комплекс мер, снижающих вероятность отказов в холодный период.

Объекты и методы исследования

Объектом исследования выступает электрооборудование тепловой электростанции, эксплуатируемое в условиях резко континентального климата. С точки зрения чувствительности к холоду его удобно разделить на четыре группы. Первая – силовые трансформаторы и реакторы открытой установки, включая блочные трансформаторы и трансформаторы собственных нужд. Вторая – коммутационные аппараты распределительных устройств. Третья – электродвигатели механизмов, расположенных вне главного корпуса: конвейеров топливоподачи, насосов мазутного хозяйства, вентиляторов градирен, электроприводов задвижек тепловых сетей. Четвёртая группа, о которой нередко забывают, – вторичное оборудование: датчики, контроллеры, устройства релейной защиты и автоматики в шкафах наружного размещения. Предметом исследования являются физические механизмы снижения работоспособности перечисленного оборудования при отрицательных температурах.

Методологической основой послужили аналитический обзор и систематизация рецензируемых публикаций, содержащих экспериментальные или расчётные количественные результаты для температур от −20 до −60 °C. При отборе источников предпочтение отдавалось работам, в которых параметры оборудования сопоставлены при нормальной и низкой температуре. Полученные сведения сгруппированы по механизму воздействия и по виду оборудования, после чего для каждой группы сформулированы меры защиты с учётом практики эксплуатации теплоэлектроцентралей. Использовались методы сравнительного анализа, обобщения и экспертной оценки.

Результаты и их обсуждение

Механизмы воздействия низких температур

Распространено мнение, что потепление климата постепенно снимает остроту проблемы морозов. Результаты наблюдений подтверждают его лишь отчасти. Температура наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 на территории России за 1989–2018 гг. по сравнению с 1945–1974 гг. повысилась в среднем на 3,4 °C [1, с. 6–7]. Однако кратковременные волны холода никуда не исчезли, и именно они создают пиковую нагрузку на энергосистему. Показателен пример зимы 2006 г.: в январе при температуре около −26 °C в Московском регионе пришлось ограничить промышленных потребителей на 579 МВт [1, с. 4]. Для энергетика это означает, что ориентироваться на среднюю зиму нельзя — оборудование должно выдерживать редкие, но жёсткие экстремумы.

Первый механизм связан с изоляцией. Полимерные материалы при охлаждении постепенно переходят из высокоэластичного состояния в стеклообразное. Оболочки кабелей, уплотнения вводов, резиновые прокладки фланцевых соединений становятся жёсткими и хрупкими. Сам по себе холод их не разрушает, но любое механическое воздействие — изгиб при монтаже, вибрация, ветровая нагрузка — может вызвать микротрещины. Добавим сюда различие коэффициентов линейного расширения металла и изоляции. При многократных циклах «нагрев — охлаждение» контактные соединения ослабевают, а в уплотнениях появляются зазоры, через которые внутрь аппарата проникает влажный воздух.

Второй механизм касается трансформаторного масла. С понижением температуры его вязкость резко возрастает, циркуляция в баке и системе охлаждения замедляется, а насосы принудительной циркуляции работают с повышенной нагрузкой. Кинематическая вязкость минерального трансформаторного масла при −30 °C достигает 992 мм²/с, а у синтетического эфира она ещё выше — 1445 мм²/с [2, с. 19]. Загустевшее масло хуже отводит тепло от обмоток. Поэтому включение холодного трансформатора сразу под номинальную нагрузку чревато локальными перегревами, хотя средняя температура масла при этом может оставаться отрицательной.

Ещё опаснее поведение влаги, растворённой в масле. При охлаждении растворимость воды падает, и она переходит из растворённого состояния в эмульгированное, а затем в лёд. Экспериментально установлено, что при охлаждении от +60 до −20 °C минимальная электрическая прочность увлажнённого масла наблюдается примерно в диапазоне от +10 до −10 °C. При последующем нагреве между электродами сначала образуется ледяной, а затем водяной мостик. Пробивное напряжение минерального масла в интервале от −10 до +20 °C снижается до критических 5–12 кВ, тогда как в смесях с 20–30 % синтетического эфира ледяной мостик не формировался даже при влагосодержании 79–82 г/т [2, с. 30–32]. Иначе говоря, самым рискованным моментом становится не мороз как таковой, а включение аппарата после длительного простоя при отрицательных температурах.

Третий механизм — конденсация влаги. В шкафах наружной установки, приводах выключателей и клеммных коробках при колебаниях температуры на холодных поверхностях выпадает иней. При оттепели или после включения обогрева он тает, увлажняя изоляцию вторичных цепей. Стоит отметить, что наибольшее число нарушений обычно приходится не на самые холодные сутки, а на периоды резкой смены погоды. Обледенение подвижных частей разъединителей и заземляющих ножей, загустевание смазки в механизмах приводов дополняют картину: аппарат либо не выполняет команду, либо выполняет её с опозданием.

Наиболее уязвимые узлы электрооборудования

Особого внимания заслуживает элегазовое оборудование. Элегаз по совокупности свойств считается лучшей изолирующей и дугогасящей средой, но при низких температурах он переходит из газообразного состояния в жидкое, и отключающая способность аппарата снижается. Расчёты для линейной ячейки комплектного распределительного устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ) напряжением 126 кВ показали, что конденсация элегаза в камерах выключателя и трансформатора тока начинается при −26,2 °C, а в камере кабельного ввода — при −31,1 °C [4, с. 23]. Для континентального климата такие температуры вполне реальны. Следовательно, элегазовые выключатели открытой установки без обогрева или без применения газовых смесей в сильные морозы работают на пределе своих возможностей.

Электродвигатели реагируют на холод неоднозначно. С одной стороны, сопротивление обмоток уменьшается, и пусковой момент растёт. С другой — смазка подшипников и редукторов густеет, а механический момент сопротивления увеличивается. Исследование частотно-управляемого асинхронного электропривода запорной арматуры показало, что при охлаждении от +20 до −60 °C активное сопротивление статора снизилось с 30,864 до 21,181 Ом, то есть примерно на 31 %, а установившийся ток вырос с 4,75 до 6,00 А [5, с. 43–44]. Рост тока на четверть требует пересмотра уставок тепловой защиты. Иначе возможны как ложные отключения, так и, наоборот, недостаточная защита обмотки при затяжном пуске.

Для современной ТЭС с микропроцессорными системами управления не менее важна стойкость электроники. Большинство промышленных микросхем рассчитано на диапазон от −40 до +70 °C. Испытания показали любопытную особенность: устройства, запущенные в тепле и затем охлаждённые до −60 °C, продолжали работать штатно, а при запуске из предварительно охлаждённого состояния показания датчиков температуры становились нелинейными со средним отклонением 5 °C [3, с. 22]. Для технологических защит котла и турбины подобная погрешность критична. Ошибочный сигнал от датчика наружной установки способен вызвать ложное срабатывание защиты и останов агрегата в самый неподходящий момент.

Кабельные линии и вторичные цепи образуют ещё одну зону риска. Кабели с изоляцией и оболочкой из поливинилхлоридного пластиката в обычном исполнении не допускают прокладки и перекладки без предварительного подогрева при сильном морозе: изоляция растрескивается на изгибах. На эстакадах и в неотапливаемых кабельных сооружениях это проявляется при аварийно-восстановительных работах, когда времени на прогрев нет. Если свести перечисленное воедино, получается, что слабым звеном почти всегда оказывается не основной аппарат, а его вспомогательные элементы: уплотнение, привод, смазка, датчик, клеммник. Именно на них и должны быть направлены основные усилия при подготовке к зиме.

Меры повышения надёжности в период экстремальных морозов

Общий принцип можно сформулировать коротко: оборудование выгоднее удерживать в допустимом температурном диапазоне, чем бороться с последствиями переохлаждения. Основные инструменты здесь — обогрев и укрытие. Для той же ячейки КРУЭ суммарная мощность, необходимая для вывода оборудования из холодного состояния при −45 °C в течение двух часов, составила 3,18 кВт, а тепловые потери при размещении в закрытом неотапливаемом помещении оказались более чем втрое ниже, чем при открытой установке, — 1996 Вт против 6288 Вт [4, с. 25–26]. Вывод для проектировщиков очевиден. Даже лёгкое неотапливаемое укрытие резко снижает требуемую мощность обогрева и повышает его надёжность.

Второе направление — механика приводов. Замена штатных смазок на низкотемпературные даёт ощутимый эффект при минимальных затратах. В эксперименте с традиционной смазкой момент потерь в редукторе при −60 °C превышал допустимый момент двигателя на 27 %, тогда как при смазке ВНИИНП-286М он сохранялся на уровне 1,1 Н·м во всём диапазоне от +20 до −60 °C; для стабилизации электроники там же использовался обогрев с включением ниже −13 °C и отключением выше −9 °C, что исключало частые переключения и конденсацию [5, с. 45–46]. Такой гистерезис полезно перенять и для шкафов наружной установки на ТЭС: непрерывное включение-отключение нагревателя изнашивает контакты термостата и провоцирует выпадение росы.

Третье направление касается маслонаполненного оборудования. После длительного простоя на морозе трансформатор не следует сразу нагружать номинальным током. Целесообразно сначала включить его на холостой ход или под малую нагрузку и наращивать её ступенями по мере прогрева масла. Перед зимой важно проверить влагосодержание масла и при необходимости провести его сушку, поскольку именно влага определяет провал электрической прочности при переходе через ноль. При замене масла в аппаратах, работающих в особенно жёстких условиях, стоит рассмотреть смеси минерального масла с синтетическими эфирами: как показано выше, они устойчивее к образованию ледяных мостиков.

Четвёртое направление — вторичное оборудование. Для шкафов наружной установки целесообразно выбирать аппаратуру холодостойкого исполнения, рассчитанную на работу до −60 °C, и предусматривать обогрев с автоматическим поддержанием температуры. Особую осторожность следует проявлять при перезапуске контроллеров и датчиков после отключения питания в мороз: безопаснее дать им прогреться, прежде чем вводить в работу технологические защиты. Интересно, что влагозащитное полимерное покрытие плат заметного влияния на поведение микроэлектроники при низких температурах не оказало [3, с. 23–24]. Значит, рассчитывать только на защитные лаки нельзя: решающее значение имеет температурный режим внутри шкафа.

Наконец, техника не работает без организации. Подготовка к осенне-зимнему периоду должна включать проверку исправности всех систем обогрева до наступления холодов, тепловизионный контроль контактных соединений, ревизию уплотнений шкафов и приводов, замену смазок, контроль качества масла. На период сильных морозов полезно вводить отдельные оперативные указания: учащённые обходы открытой части станции, запрет на вывод в ремонт резервного оборудования, порядок прогрева аппаратов перед включением. При модернизации действующих станций, в том числе алматинских ТЭЦ, климатические требования к новому оборудованию стоит задавать по фактическим экстремумам последних десятилетий, а не по усреднённым показателям.

Обобщённые результаты анализа – узлы электрооборудования, преобладающие механизмы воздействия холода и соответствующие меры защиты – сведены в таблицу.

Таблица

Влияние низких температур на узлы электрооборудования ТЭС и меры защиты

Заключение

Проведённый анализ показал, что экстремально низкие температуры снижают надёжность электрооборудования тепловых электростанций через несколько взаимосвязанных механизмов: охрупчивание полимерной изоляции, рост вязкости масел и смазок, выделение влаги из трансформаторного масла, конденсацию элегаза и нарушение работы микроэлектроники. Наиболее уязвимы не основные аппараты, а их вспомогательные элементы — приводы, уплотнения, датчики, цепи обогрева. Самым опасным режимом оказывается не длительный мороз, а включение оборудования после простоя при отрицательной температуре и периоды резкой смены погоды.

Повысить зимнюю надёжность ТЭС позволяет сочетание технических и организационных мер: обогрев и укрытие аппаратов наружной установки, применение низкотемпературных смазок и холодостойкой аппаратуры, ступенчатое нагружение трансформаторов после простоя, контроль влагосодержания масла, своевременная подготовка к осенне-зимнему периоду. Дальнейшие исследования целесообразно направить на сбор и анализ статистики отказов электрооборудования казахстанских ТЭЦ в зависимости от температуры наружного воздуха. Это позволит перейти от общих рекомендаций к количественной оценке риска для конкретных станций.