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Aug 30, 2023

Entretien du générateur : se préparer à la bulle

Si vous avez prêté attention au secteur de l’électricité au début des années 2000, vous vous souviendrez peut-être d’une forte hausse du parc américain de turbines à gaz à cette époque. L’Energy Information Administration (EIA) rapporte

Si vous avez prêté attention au secteur de l’électricité au début des années 2000, vous vous souviendrez peut-être d’une forte hausse du parc américain de turbines à gaz à cette époque. L'Energy Information Administration (EIA) rapporte que plus de 196,5 GW de production au gaz sont entrés en service aux États-Unis entre 2000 et 2005 (Figure 1). Cela représente plus de six fois la capacité ajoutée au cours de la période de six ans précédente et plus de quatre fois la capacité ajoutée au cours de la période de six ans suivante. C’était clairement une période de boom pour l’industrie.

1. Capacité de production d’électricité au gaz naturel aux États-Unis, par première année d’exploitation. Source : Administration américaine d’information sur l’énergie

GE Gas Power, par exemple, a déclaré avoir ajouté plus de 350 unités dans le monde à son parc de turbines à gaz à cycle combiné en 2002 et plus de 300 unités supplémentaires l'année suivante. La plupart des turbines à gaz étaient des machines de classe E et F. Notamment, bon nombre de ces unités devraient demeurer des ressources de production viables pour les années à venir.

Lors d'une présentation en ligne, Chris Killian, directeur des ventes mondiales des générateurs chez GE Gas Power, qui fait partie de GE Vernova, a proposé une prédiction sur la manière dont les unités de classe F pourraient être exploitées au cours des 10 prochaines années pour soutenir le réseau nord-américain. « Les heures pendant lesquelles ils seront utilisés diminueront à mesure que les énergies renouvelables sur le réseau augmenteront », a-t-il déclaré. « Nous constatons également que le nombre de mises en chantier va augmenter sur ces unités. Beaucoup de ces unités pourraient finir par être des Peakers. Ils seront soumis à un fonctionnement en service plus cyclique. Nous verrons donc ces unités viables à ce moment-là, mais elles pourraient être exploitées différemment de ce que nous avons vu dans le passé.

Killian a déclaré que GE avait découvert des tendances similaires lors de l'étude des machines de classe E et lors de l'examen des réseaux en Europe et en Asie. « Dans l'ensemble, il semble que de nombreuses unités resteront encore utilisables dans les années à venir », a-t-il déclaré.

Ian Hughes, ingénieur principal pour la fiabilité des générateurs chez GE Gas Power, a abordé certaines considérations liées au cycle de vie des générateurs lors de la présentation. Il a ajouté que s'il est courant qu'un stator fonctionne pendant 25 à 30 ans avant de nécessiter un rembobinage, un rotor peut devoir être rembobiné après 15 à 20 ans de fonctionnement. Cependant, l’augmentation des cycles et des variations de charge affectera les performances du cycle de vie. « Les cycles que nous observons affectent les virages courts, les mouvements de l'isolation et certains autres modes de défaillance », a-t-il déclaré.

Les modes de défaillance les plus courants comprennent les masses et les courts-circuits, les erreurs de fonctionnement, les défaillances des goujons des bornes principales, des connecteurs pôle à pôle et bobine à bobine, l'effet corona, les dommages et la dégradation de l'isolation et de l'armure des barres, les vibrations/sensibilité thermique élevées, l'isolation. et la migration des amortisseurs, la contamination, les dommages collatéraux, la proactivité et d'autres modes moins connus. « Ce qu’il faut comprendre, c’est qu’il existe environ 26 [modes de défaillance] et qu’ils affectent toutes les différentes flottes – certaines flottes sont plus sensibles à certains modes de défaillance, comme les flottes refroidies par air sont plus sensibles au corona que les flottes à hydrogène. machines refroidies », a déclaré Hughes. «Tous les générateurs n'auront pas besoin d'un rembobinage du rotor ou du stator. Cela dépend de nombreux facteurs différents, notamment de vos propres considérations commerciales.

Killian a déclaré : « La meilleure chose que vous puissiez faire est de comprendre les risques liés à votre flotte. Vous voulez savoir quelles unités vous possédez [qui] présentent un risque plus élevé actuellement et lesquelles le seront à l'avenir. Vous souhaiterez utiliser certains des outils prédictifs standard dont nous disposons dans notre industrie, tels que les lectures des sondes de flux, l'analyse des décharges partielles des stators, l'examen des résultats des tests électriques standard, l'examen d'éléments tels que le courant d'excitation. des changements, peut-être, avez-vous des problèmes de vibrations et ces vibrations sont-elles sensibles aux augmentations et aux diminutions de rendement ? C’est le genre de choses que vous voudrez examiner et rassembler ces informations pour vous aider et nous aider à évaluer les niveaux de risque que vous avez sur vos unités.

La planification des pannes est également importante, et ici, les propriétaires et les exploitants doivent être aussi proactifs que possible. Étant donné que toutes les unités entrées en service au début des années 2000 doivent faire l’objet d’un entretien majeur à peu près au même moment, vous pouvez vous attendre à ce que les plannings des entrepreneurs se remplissent rapidement. « Nous prévoyons réellement que les demandes vont augmenter rapidement au cours du reste de cette décennie, ce qui signifie qu'il y aura davantage de demandes en matière de services sur le terrain », a déclaré Killian. « Il est donc primordial de planifier ce travail le plus tôt possible. Nous envisageons un délai de 18 à 24 mois comme délai pendant lequel vous devriez vraiment élaborer des plans solides pour vos pannes.